南海东部特低渗油田压裂改造实践与效果评价

南海东部F油田WC组属于特低渗油藏,具有埋藏深、渗透率低、储层跨度大的特征,常规测试产量低,需压裂改造提高产能。WC组A5井压裂时存在储层纵向改造不充分、裂缝失控风险高、砂堵风险高、井斜角大造成裂缝弯曲、压裂规模小等难题。在前置液中加入小粒径段塞,打磨射孔炮眼和弯曲裂缝,减小砂堵风险,同时降低压裂液滤失,增加隔层应力,避免裂缝向下延伸。优化施工排量为4m3/min、支撑剂加量为50m3,达到支撑裂缝半长125.9m,支撑缝高51.4m。优化海上平台压裂设备摆放,满足4台压裂泵作业需求,并采用连续补砂工艺,满足单次加砂50m3的要求。A5井压后初期平均日产油22m3/d,增产倍比达4倍以上。采用生产测井技术对压后效果进行评价,压后射孔段内有4个主要产液段,产液段长度占总射孔厚度的36%;4个产液段中,产液量占比最高达45%,最低为14%。分析认为,多裂缝、储层纵向非均质性是影响压后增产效果的主要因素。建议在该类储层后续压裂改造中,采用水平井或大斜度井,对储层进行精细划分,优选甜点段射孔和改造,提高对甜点层段的改造程度和裂缝规模。

大庆油田低渗透水平井压裂改造技术新发展

大庆外围油田储层渗透率低、丰度低、厚度小、直井开发效益低或无效益，采用水平井开发必须压裂才能达到产能要求。而水平井分段压裂是一项世界级难题，主要技术难点是：井眼轨迹复杂，管柱起下困难，砂卡几率大，施工风险高；水平段长、层段多，非均质严重，裂缝起裂、延伸复杂，现场控制难度大。通过研究攻关，形成了以双封单卡分段压裂工艺为主，机械桥塞、液体胶塞和（段内）限流压裂工艺为辅的水平井压裂技术系列及优化设计、现场诊断及控制方法，可满足葡萄花储层水平井压裂的需要。到2008年底，水平井压裂技术现场应用108口，其中双封单卡75口井357层，工艺成功率97．3％，方案符合率92．3％。压裂水平井单井投产初期产油12．8t／d，目前7．0t／d，是周围直井的3．7～5．7倍，现场应用见到较好效果。

页岩气储层压裂改造关键技术及发展趋势

页岩气是国内外新兴的非常规新能源,可作为常规能源的重要补充,在当前世界能源紧缺形势下具有特别重要的战略意义。当前,我国页岩气资源潜力巨大,尚处于起步阶段,远落后于北美地区的商业化开发,但国家高度重视页岩气的勘探开发,以有效缓解能源紧缺。页岩气高效开发的关键在于储层的水平井压裂改造,也是当前我国页岩气产业面临的重大困难之一。整理和比较了多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂、重复压裂、CO2与N2泡沫压裂、缝网压裂等当前储层压裂改造的关键技术及适用条件,对比了压裂中常用的滑溜水、复合压裂液、泡沫等各类压裂液体系和各类添加剂的优劣效果,总结了井下微地震、测斜仪、直接近井筒裂隙监测、分布式声感器等常用的裂缝监测技术适用范围。初步展望认为,超高导流能力压裂和超临界CO2开发技术是未来的发展趋势。

局部网格加密与嵌入式离散裂缝模型耦合预测压裂改造井产能

针对利用现有嵌入式离散裂缝方法(EDFM)预测压裂井产能存在不支持角点网格、近井地带精度低、未考虑铺砂浓度不均匀带来的导流能力非均质性等问题,设计了一种角点网格下的EDFM,可实现嵌入式裂缝与基质网格之间传导率的高效计算,同时利用人工裂缝开度点阵数据计算嵌入式裂缝各裂缝片的渗透率,在此基础上提出一种局部网格加密与嵌入式离散裂缝模型耦合求解预测压裂改造井产能的方法。通过与离散裂缝模型(DFN)方法计算结果对比和对中东伊拉克第一口加砂压裂井实际生产数据的拟合,验证了方法的有效性。采用该方法,结合正交设计完成了同区块首口分段压裂水平井改造参数的优化设计与工艺参数优化。研究表明提出的方法对提高EDFM方法适应性及产能预测精度具有理论意义且实用性强,实现了油藏尺度下的裂缝模拟与产能数值模拟的耦合衔接。

延长气藏压裂改造支撑裂缝导流能力系统评价

为了指导延长气藏的压裂改造开发,对延长气藏压裂改造中常用的支撑剂进行了支撑裂缝导流能力测试并确定测试介质和压裂液破胶的影响。采用灰色关联分析,确定不同支撑剂铺置方式中影响因素的敏感程度。研究表明:铺砂量一定,支撑剂导流能力随闭合压力增加而降低;闭合压力一定,支撑裂缝导流能力随铺砂量增加而增加;支撑剂组合的导流能力随低目数支撑剂占比增加而逐渐增大。裂缝前端铺置小粒径支撑剂,可以防砂和支撑微裂缝,裂缝中部铺置中等粒径起主要的支撑作用,大粒径的则处于缝口位置支撑缝口。受滑脱效应影响,采用气体测量得到支撑裂缝导流能力相比液体测量更高;支撑裂缝导流能力与压裂液破胶程度呈反相关关系;单一类型支撑剂,铺砂量影响最大,其次为气体流量和支撑剂等效目数、闭合压力;2种类型支撑剂组合,气体流量的影响最大,其次为支撑剂等效目数、闭合压力;3种类型支撑剂组合,支撑剂等效目数影响最大,其次为气体流量、闭合压力。

多参数综合分析指导基山地区低渗透储层压裂改造

为衡量低渗透率储层的压裂增产效果,在压裂前后产能预测计算的基础上,结合测井、地质、试油等资料,分析了孔隙度、渗透率、声波时差、电阻率、异常高压、表皮系数、每米采油指数、产能增产比等储层参数与储层压裂改造效果的关系,并据此确定各参数在不同取值区间中的评分和权重。再对各参数得分作加权多参数综合分析,以综合得分作为储层的压裂改造指标,把基山地区低渗透储层划分为压裂无效储层、压裂显著有效储层和自然产能储层3类。商548井、商74-7井的应用实例表明该方法快捷、实用,可以指导压裂改造目的层的选择。

白庙气田压裂改造技术研究与应用

针对白庙气田渗透率低、储层埋藏深、温度高、压裂难度大等特点,通过优选压裂液配方、压前压后处理及快速排液等措施,提高了白庙气田压裂的有效率。现场应用9口井,投入产出比为1:6,取得了较好的经济效益,对类似气田的压裂改造具有借鉴作用。

塔里木油田深井碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术

目前国内外储层改造界均在积极探索碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术,但尚无成熟的经验可供借鉴。2004年塔里木油田在塔中某区块奥陶系探索实施了6口井的加砂压裂改造,成功率100%,其中3口井获得了高产油气流。本文以某井为例,简述了深井碳酸盐岩加砂改造采取的针对性措施,并对加砂压裂施工和压裂后求产进行了分析。

鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长6油层压裂改造技术及效果

针对长6油层低压低渗及低产的特点,探讨了其压裂技术改造的地质特征及改造难点;提出了长6油层压裂改造的原则及总体思路和改造方案。实际应用表明,该方案不仅可提高单井产能,且能保持较高的地层压力,延长措施效果的有效期。

低渗砂岩气藏压裂改造中水锁伤害的防治措施

从热力学和动力学两种不同的角度分析了水锁伤害产生的原因,总结出影响水锁伤害的内因和外因。在此基础上,从压裂液体系和压裂工艺技术两方面提出了对低渗透砂岩气藏压裂改造中水锁伤害的防治措施,对提高低渗砂岩气藏压裂改造效果具有积极意义。

低渗透油田水平井压裂改造技术研究与应用

围绕低渗透油田开发技术问题,为攻克水平井规模应用的瓶颈技术,突破储层改造技术难题,开展了水平井低渗透储层改造技术攻关,包括水平井对低渗透油藏的适应性研究、水平井与井网的匹配关系研究、压裂改造基础研究、水力分段射孔压裂研究、机械分段压裂技术研究、限流压裂技术研究,初步形成了水平井分段压裂配套技术,主体关键技术研究已经取得突破性进展。现场试验63口井,最高单井改造后产量达到相邻直井的4.2倍,取得了很好的改造效果,积累了大量的现场经验,为在低渗透油田大规模应用水平井创造了条件。

东海西湖凹陷致密砂岩气压裂改造层优选因素与方法

致密砂岩气探明储量的猛增正逐步成为西湖凹陷乃至东海盆地勘探开发的主体。致密砂岩气储层具有复杂的岩性、孔隙结构、非均质性、泥浆深侵以及气水分布复杂多变的特点,致使其评价的难度大增。致密砂岩气储层常规测试一般无法获得自然产能,只能进行压裂改造,而海上压裂测试效果影响因素非常多,给压裂层的选取带来很大困难。此文在岩心分析的基础上,综合各类测井、录井和钻杆地层测试(DST)资料,总结出影响海上压裂层改造效果的五大类核心因素,构建致密储层可改造性判别指数,提出海上致密砂岩层压裂层优选方法,该技术在东海西湖凹陷得到广泛应用,降低了压裂风险,指导了海上压裂改造选井、选层工作。

新场气田J_2s^2气藏整体压裂改造开发井网优化设计

新场气田为典型的低渗致密气藏,整体压裂改造是规模开发该气藏的必需技术。作者在裂缝长度、裂缝导流能力优化设计的基础上,进行了J2s2气藏井网优化设计,确定开发井网部署应按最大水平主应力方向布置,井排方向为N120°~130°E。实践证明,该项研究促进了气藏储量的动用和升级,实现了气藏的规模开发,提高了气藏的整体开发效果和效益。

伊川凹陷屯1井储层评价及压裂改造

通过对洛阳-伊川盆地伊川凹陷屯1井压裂层段的系统评价,分析认为该井压裂层段具有低孔、低渗、极低产特征。核磁测井有效孔隙度3.3%,渗透率0.645×10-3μm2;成像测井显示裂缝发育,测井评价是基质孔隙度+裂缝型储层。试油测试自然产气量仅53m3/d,测试二关井压力恢复数据定性分析认为裂缝较发育,基质孔隙渗透性极差,常规压裂改造增产效果差。应用非常规压裂技术基本方法对射孔方式、泵注管柱、施工规模、压裂参数进行优化,采用高排量、高液量、低粘度、低砂比的压裂方案,力争形成多缝、复杂裂缝,增加泄流面积。通过非常规压裂改造,10mm油嘴放喷,油压3.1～3.5MPa,日产气6600～7000m3,实现了河南外围洛阳-伊川盆地油气勘探的重要突破。

苏里格气田致密气藏压裂改造技术研究应用

针对苏里格气田致密砂岩气藏压裂改造后产能不理想的问题,分析了低压致密气藏改造的难点,建立了低压致密气藏改造后的产能渗流模型和产能方程,分析了影响改造后产量的关键因素,并对比了两口井不同压裂工艺下的生产效果。结果表明,致密气藏压裂对地层的伤害包括压裂液本身造成的伤害及施工返排工艺造成的伤害,压裂液返排时间对低压气藏伤害影响较大,采用低伤害无残渣清洁压裂液和采用压裂液的快速返排工艺是提高低压致密气藏改造效果的关键。

四川富顺页岩气藏压裂改造模式及返排工艺分析

四川页岩气藏经过近几年的探索和开发,在借鉴北美页岩气压裂技术经验基础上,已形成我国特色的页岩气大规模水平井多级改造技术。四川富顺页岩气藏采用以速钻桥塞分级压裂技术为主导的页岩气分段压裂改造技术,总体改造效果在整个四川页岩地区效果相对较好。文章分析了该区块压裂改造的技术特点、砂堵和压裂后返排的工作制度,以及返排速率、压裂液破胶时间、意外关井和气液两相流动对返排的影响,为现场作业和优化返排制度提供一定的经验和参考。

LD气田低效气井压裂改造难点与对策

LD气田属于典型的低渗致密气藏,储层非均性强、含气丰度低、展布规模小,稳产难度大。分析了LD气田压裂改造存在的问题,提出了相应的压裂改造关键技术,并分析了应用效果,这些技术包括不动管柱多层压裂技术、水力喷射压裂技术、低伤害压裂技术。这些技术提高了LD气田低效气井开发效果。

浅谈压裂改造系统工程在大庆杏北油田的应用

压裂改造系统工程是以提高油田采收率、保持稳产为目标，从改造区块的整体出发，以欲压裂并为中心，对其注采系统实施最佳改造措施，使油井压裂后达到较理想的生产状态。阐述了对欲压裂改造油藏进行系统分析、系统设计、系统管理和系统评价的方法。该方法在大庆杏北油田的应用，见到了明显的增油效果，对弥补油田产量的自然递减、保持原油稳产起到了重要作用。

西柳10断块整体压裂改造工艺

西柳10断块储层物性差,层间非均质性强,原油性质较差,储藏天然能量不足,因此,此断块的产能较低,油井注水见效慢,供液状况差。为了提高整个断块的采收率,决定对其进行整体压裂改造。此断块在前几年也进行过压裂施工,但出现了很多砂堵的情况,施工成功率较低,仅有50%左右。经过精心选井选层、优选合理的压裂施工参数及施工工艺,成功地对此断块进行了压裂改造,至2004年底对4口井进行压裂施工均获得成功,而且取得了很好的增产效果。

大庆探区低孔低渗油气层压裂改造增产工艺技术

随着勘探工作的深入,大庆探区进入低渗透薄互层岩性油气藏和致密气层勘探,压裂增产技术已成为增产上储的常规技术,压裂工作量逐年增多。压裂井占试油井数的60％-80％,压后工业油气流井占年工业油气流井的60％-80％。勘探部门以勘探目标需求为攻关目标,以储层增产机理、压裂产能预测、压裂液、支撑剂及施工工艺技术作为系统工程进行攻关,逐步配套完善并发展了低孔低渗油气层压裂改造工艺技术。大庆探区在勘探区块进行推广应用,见到显著效果。