NCS压裂滑套在海上大规模压裂适用研究与分析

海上大规模压裂需要提高现有压裂工艺作业时效,保证压裂作业连续性。新型完井压裂滑套可大幅提高作业时效,并快速处理井下复杂情况,保证作业连续性。基于海上作业环境,合成了一种抗盐乳液稠化剂,研发海水基一体化压裂液体系,同时配合支撑剂连续输送装置和套管回接技术,保证压裂材料连续供给,满足环空大排量作业。新型完井压裂滑套适合于海上水平井大规模压裂并具有广泛的应用前景。

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气井压裂工艺及实践

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气(埋深大于1 200m)资源丰富,是下步煤层气勘探、开发的重点。与浅部煤层压裂相比,深部煤层压裂存在诸多挑战(地应力、闭合应力、破裂压力高,岩石力学参数复杂等)。通过对比现有煤层压裂工艺,以鄂尔多斯盆地东部深部煤层(埋深约2 000 m)为例,探索了采用油管+循环滑套+封隔器+喇叭口施工管柱和低浓度线性胶压裂液体系对深部煤层进行压裂作业,施工比较顺利,见气快,产气效果比较理想(产气量大于800 m3/d)。通过2口井的现场作业实践,证明了该工艺技术简单、易行、有效,为后续深部煤层气的勘探开发提供可借鉴的工艺技术。

沁水盆地南部3号煤压裂曲线特征及施工建议

由于煤岩的非均质性强,储层物性差异大,其压裂施工曲线形态各异。通过对沁水盆地南部3号煤层200多口井的压裂施工曲线分析,总结出前置液阶段分为下降型、下降波动型、稳定型和下降稳定型,携砂液阶段分为下降型、下降稳定型、上升型、稳定型和波动型,测压降阶段分为压力下降较陡型和压力下降较缓型。同时,阐述了每种类型产生的原因。最后给出压裂施工相关建议。

海上过筛管压裂工艺研究及应用

针对渤海油田中高渗疏松砂岩储层低产、低效井,分析了过筛管压裂射孔方式,建立了50~1000 mD中高渗储层压裂支撑裂缝半缝长和支撑裂缝导流能力优化经验公式。结合海上压裂作业及海水的高矿化度、高钙镁离子等特点,形成了海水基压裂液体系。支撑剂优选方面,研究了考虑支撑裂缝防砂临界流速的支撑剂粒径优选方法,同时评价了固结支撑剂在50~180℃不同温度下的固结强度。根据已实施11口井的过筛管压裂作业,9口井压裂之后增液、增油效果十分显著。实践证明过筛管压裂工艺可有效解决海上中高渗疏松砂岩储层低产、低效的难题,具有一定推广价值,但长期有效防砂是过筛管压裂工艺的关键。

深煤层CO_2泡沫压裂技术及适用性研究

由于深部煤层(埋深大于1 000 m)埋藏深、渗透率较低、温度高、地应力高、储层力学性质复杂等特点,常规煤层气水力压裂技术开发深部煤层气具有一定的局限性。鉴于CO_2泡沫压裂液在煤层中滤失量小、黏度高、储层伤害低等优点,研究了CO_2泡沫压裂技术开采深部煤层气及其适用条件分析,可为下一步深部煤层气开发提供技术支撑。

海上中低渗储层水力喷射压裂技术

为推进水力喷射压裂技术在海上油田的广泛应用,实现油气田的高效开发,取得经济和技术上的双赢,对水力喷射压裂设计流程、喷嘴参数优选、施工排量确定、地面压力预测、海水基压裂液性能评价及施工管柱优选等研究,结合海上中低渗储层特点,探索出油管加砂压裂、油套环空补液兼备的水力喷射压裂工艺技术。海上某油田BH-1井作业后60 d内,最高产油量99.8 m3/d,平均产油77.0 m3/d,达到预期效果,比常规先射孔再压裂工艺施工节约40 h。该工艺技术在海上作业高效可行,为后续高效开发海上中低渗储层提供了可靠技术借鉴。

注入压降试井在沁水煤层气田中的应用研究

为了避免解释结果的多解性,深入研究了流体及储层参数的变化对解释结果的影响,并根据实测数据归纳出流体黏度、储层压缩系数等参数的取值范围。研究结果表明:注入参数的设计关系注入测试的成败,也决定着测试数据能否反映储层信息;流体及储层参数的变化影响试井解释结果,误差可达到10%以上。该研究将有利于解决煤层气井测试数据及解释异常的问题。

连续油管水力喷射压裂技术在双层套管井中的应用

介绍了连续油管水力喷射压裂技术在双层套管井中的应用实例,针对目标井井身结构,优选了水力喷射压裂工具组合及施工参数,现场施工情况表明:射孔排量0.8m3/min,两次射孔砂量共计2.2m3,成功穿透了双层套管,压裂施工加砂量43m3,现场施工顺利,为连续油管水力喷射压裂技术在多层套管的应用进行了技术探索。

多级加砂压裂工艺在致密气储层中的应用

鄂尔多斯盆地东缘发育有致密砂岩气藏,但在部分主力层位上下多夹带发育煤层、碳酸盐岩层。这类储层进行压裂作业时,施工压力异常波动明显,往往达不到设计加砂量,甚至容易造成砂堵。为有效控制裂缝在目的层延伸,提高作业成功率,引入多级加砂技术。第一级利用线性胶进行低砂比小规模加砂,停泵,待裂缝闭合后,再利用冻胶进行二次加砂。某区块应用多级加砂后,复杂岩性储层加砂成功率由85%提高到100%,表明多级加砂对复杂岩性储层具有很好的适应性。

压裂返排液处理工艺及现场试验

水力压裂是储层改造最有效的手段之一。压裂作业后,大量的压裂返排液残留井场,是各油田开发过程中面临的一大难题。本文通过室内实验研究,引进了电化学处理技术,确定了“预处理-电絮凝-一级电芬顿-二级电芬顿-过滤”五步法的高效环保处理工艺技术,并依据此工艺流程试制了一套压裂返排液处理设备。该套设备由六个处理撬组成,不同的处理撬可以进行组合实现不同的处理目的。利用该设备在陆地致密气区块开展了现场试验,返排液经处理后能够达到Ⅲ级海域达标排放标准;同时对处理液进行了复配压裂液实验,能够满足配液需求。

碳酸盐岩储层压裂难点与对策研究

海相碳酸盐岩储层占世界油气储量的比重很大,是当前及未来油气勘探开发的重要领域之一。碳酸盐岩储层一般需要经过储层改造才能获取较高的产量,压裂技术作为砂岩储层最常用的储层改造手段,在碳酸盐岩储层应用中存在液体滤失大、施工压力高、加砂困难、缝高易失控等多种难题。通过多段塞加砂、组合粒径加砂、控缝高等多种工艺技术手段,可以实现碳酸盐岩储层的有效改造动用。

基于主方向Kaiser效应的地应力测试技术

利用岩石声发射Kaiser效应测试地应力方法在地应力室内测量中得到广泛的应用。本文将岩石波速各向异性特征与主应力方向相关性引入Kaiser效应测试地应力实验中,首先利用岩石波速各向异性确定岩心最大、最小水平主应力方向,然后在水平主应力方向上钻取岩心进行Kaiser声发射实验,将该方法测量结果与小型测试压裂分析结果进行比较,测量精度满足工程需要,该方法降低了对实验岩心要求及实验工作量,具有推广价值。

基于多井压裂数据的煤岩水平地应力反演模型建立及应用

通过分析不同坐标系下井壁应力分布状态,结合岩石起裂准则推导出裂缝破裂压力的具体形式,在此基础上建立了破裂压力与水平主应力的超定方程组;通过对方程组在矩阵形式下分离变量、求导等,最终建立了水平地应力反演模型。基于此模型对柿庄南某区块的水平地应力值进行了计算,结果显示:本区最大、最小水平主应力与上覆岩层压力值相近,三者应力差不超过3MPa,且最小水平主应力最弱,反演结果与裂缝监测数据相符。

火烧煤层开采煤层气的研究

我国煤田地质条件复杂,煤层的透气性低,鉴于我国煤储层的特点,借鉴火烧油层、煤的地下气化以及注热、注二氧化碳对提高煤层气产出机理上,本文提出一种地面强化开采煤层气的新方法—火烧煤层开采煤层气,其实施步骤主要包括井网的布置、煤层的贯通、煤层的点燃、煤层气的采集以及煤层燃烧范围的控制,并讨论避免井下爆炸应注意的问题。

煤层气井水力压裂段塞技术多因素风险分析

基于大量现场作业和水力压裂裂缝扩展理论,提出了煤层气井水力压裂施工中支撑剂段塞存在引起早期砂堵的风险。针对煤层气井压裂施工,着重分析了施工液量、排量、裂缝转向、多裂缝等对裂缝几何尺寸的影响。采用理论分析结合模拟计算的研究方法,阐述了上述多种因素对裂缝几何尺寸、压裂液效率、尤其是缝宽的影响规律。针对不同因素的影响,提出了相对应的施工措施:提高排量、增加段塞前泵注液量有利于支撑剂进入裂缝;提高液体黏度、排量,沿最大主应力方向定向射孔等措施降低裂缝转向带来的砂堵风险;采用细砂或粉砂作为段塞支撑剂,有利于进入人工裂缝、降低滤失量、提高施工压裂液效率,进而降低多裂缝带来的影响。

深部煤层CO_2泡沫压裂工艺研究

我国深部煤层气(埋深1 000~3 000 m)资源丰富,是下步勘探开发的重点。由于深部煤层埋藏深、地应力高、破裂压力高、储层力学复杂等特点,常规的浅部煤层气(1 000 m以浅)水力压裂增产技术开发深部煤层气面临严峻的挑战。鉴于CO_2泡沫压裂液在煤层中滤失小、携砂性强、返排能力好、储层伤害低等优点,本文提出CO_2泡沫压裂工艺开采深部煤层气。该技术开采深部煤层气是一种高效、可行的新工艺。与常规水力压裂设备相比主要增加了CO_2设备,工艺上主要有恒内相设计、泡沫质量渐增设计和泡沫渐减设计。