永川北区页岩气超高强度加砂压裂工艺技术探索

永川北区页岩气田位于重庆市,开发层系为志留系五峰组-龙马溪组,埋深4100 m左右,目前处于开发评价阶段。储层具有高应力、高破裂压力、高闭合压力、天然裂缝发育程度低等特征,面临难以形成复杂人工裂缝网络、加砂难度大、高导流能力难保持等问题。本文通过支撑剂输送机理研究,明确了支撑剂粒径、液体黏度和施工排量是影响加砂难度的重要因素,提出了相应的强加砂工艺措施。应用于水平井YY2-2井,单段加砂强度最高7.70 t/m,平均5.82 t/m,综合砂比提升至10.2%。压后评估表明,超高强度加砂压裂工艺技术大幅提高了改造体积和人工裂缝复杂程度,初期试采效果远超前期实施井。为永川北区产能建设提供了支撑,同时为类似深层页岩气的有效开发提供了技术借鉴。

四川盆地天然气井加砂压裂配套工艺集成技术探讨

本文主要简单介绍了四川盆地天然气井的现状,阐述了加砂压裂技术的相关概念,探讨了四川盆地天然气井加砂压裂配套工艺集成技术的应用,旨在加强对四川盆地天然气开采的研究,不断地创新相关技术,以提高四川盆地天然气开采水平,获得更高的产量。加砂压裂配套工艺集成技术包含了多个工艺,需根据四川盆地天然气井的实际情况来加以选择,从而保障四川盆地天然气开采工作的有序开展。

四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术研究

本文主要简单介绍了四川盆地低渗透砂岩气藏储层的特征及压裂液体系的特点,阐述了水力加砂压裂装置的功能和技术参数,探讨了四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术的应用,旨在加强对低渗透砂岩气藏开发的研究,充分发挥水力加砂压裂配套技术的作用,不断地优化气藏整体压裂奉安设计,以保证低渗透砂岩气藏开发效果,做好增产改造工作,从而促进四川盆地内砂岩气藏勘探开发工作的大力发展。

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m^(2)的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。

煤矿井下水力加砂压裂泵关键参数研究

为给煤矿井下加砂压裂泵组研发设计提供科学可依的关键技术参数,通过煤矿井下作业空间特点研究分析,提出分体模块、串式布置的井下加砂压裂泵组布局设计,给出了分体模块加砂压裂泵组的外形控制参数;通过煤矿井下的供水、供电条件系统分析,确定了煤矿井下加砂压裂泵组水电能力的上限;通过我国多省份矿区煤层破裂压力综合研究,基于注水压裂破岩原理和压裂泵做功原理进行分析,提出加砂压裂泵输出压力和排量的理论预设值,并通过压裂泵功率测算、管道携砂流动物理试验和裂缝铺砂数值模拟试验,对预设值进行了校验和模拟试验验证。最终给出加砂压裂泵分体模块外型控制尺寸,高不宜超过2.0 m、宽不宜超过1.4 m,供电电压宜选用1140 V或3300 V,泵组输出压力不应小于30 MPa,输出排量适宜区间为1~1.5 m^(3)/min等关键技术参数的适宜取值。

超深天然气井加砂压裂技术

常规天然气井加砂压裂技术多数采用统一作业的模式,对裂缝面进行作业,此种模式不能在天然气井中形成脱砂带,无法提高裂缝面的粗糙程度,加砂压裂效果较差且不适用于超深天然气井。基于此,对传统加砂压裂技术进行了改进设计。根据超深天然气井的构造与特征,选取相应的压裂液体与支撑剂,并构造加砂压裂造缝数学模型,获取作业的相关参数,采用分阶段作业的模式,提出了一种全新的加砂压裂技术。根据应用分析结果可知,利用改进技术进行超深天然气井加砂压裂作业,其比表面AR值均较高,裂缝面粗糙程度得到显著提升,压裂效果较好。

多级加砂各级支撑剂接触对导流能力的影响

明确多级加砂各级支撑剂之间接触的不同方式在不同闭合压力下对裂缝导流能力的影响,对多级加砂压裂设计和改造效果具有重要意义。多级加砂的相关评价研究更多的是对铺置形态的研究而忽略了各级支撑剂之间的接触影响,导致对多级加砂压裂的认知不足。为揭示多级加砂压裂各级支撑剂接触方式对导流能力的影响规律,开展了支撑剂不同接触方式在不同闭合压力下的导流能力相关实验。实验结果表明:3种接触方式的裂缝导流能力大小排列为纵向接触>混合铺置横向接触。纵向接触位于井筒附近,可以提供良好的导流能力;横向接触由于本身具有较高的渗流阻力,导致裂缝导流能力较低。实验结果揭示了多级加砂压裂裂缝导流能力各级之间不同接触方式的影响,为后续完善多级加砂压裂的优化设计提供指导意义。

灰质源岩储层复合加砂酸压工艺的应用

渝西大安区块茅口组茅一段储层是非常规的富含有机质灰质源岩,具有自生自储、源储一体的成储成藏特点,以DB1井为例,其茅一段储层岩性致密,缝洞不发育,且含滑石,为基质孔隙型储层,常规的酸压改造不能满足增产需求。以多级交替注入为核心的深度酸压工艺酸蚀作用距离有限,加砂压裂工艺虽有利于形成较长的、具有一定导流能力的支撑裂缝,但人工裂缝方位单一,针对以上难点,探索了“高温胶凝酸+变黏滑溜水携砂”多级酸化加砂交替注入的复合加砂酸压工艺,通过软件模拟优选用液规模和交替级数,采用多簇射孔、控制总射孔数以实现限流压裂。在DB1井应用后,通过基于高频压力连续监测的倒谱分析技术验证了体积压裂的网状复杂缝的形成。现场试验表明,复合加砂酸压工艺技术适用于大安区块非常规致密性碳酸盐岩基质孔隙型储层,为进一步评价四川盆地茅一段灰质源岩储层特征及含气性、优化大安探区储层改造工艺提供了依据。

脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验

加砂压裂一直在追求支撑剂的更好铺置，从而形成更长的有效裂缝和更高的导流能力，但是常规工艺总是难以令人满意。在理论分析、PT软件模拟、基础实验及创新性物模实验研究的基础上，通过特殊的泵注程序及纤维、液体等辅助工程手段，研发了一种脉冲柱塞加砂新工艺。该新工艺形成的开放性渗流通道铺砂剖面较之常规工艺在有效缝长和导流能力上具有明显优势，开放性渗流通道有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降，从而达到延长单井采油气寿命、提高产能效益的目的。在完成原理研究及新工艺优化设计的基础上，进行了现场先导应用与详细的压后评估。结果表明：该工艺可操作性强、实施可行，与地质条件相当的邻井相比，支撑剂成本降低44％～47％、有效缝长与支撑缝长的比值提高约16％，测试18h返排率高达63％、归一化产量是邻井的1．9～2．3倍，降本增效、提高产量效果明显。该技术在四川盆地川西地区浅中层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广价值。

BMD造型线主机加砂斗结构优化的研究及实践

介绍了BMD线主机百叶窗式加砂斗(后简称加砂斗)在使用过程中存在的断轴或开焊、轴承使用周期短以及拆修时对原有零部件进行破坏造成的浪费等问题,通过对叶片的结构、叶片与主动轴之间的连接方式、摆臂与主动轴之间的连接方式、主动轴及被动轴的结构、轴承的润滑以及轴承的重新选型等方面的优化,不仅大幅度提高了加砂斗的使用周期,而且在维护保养时不需要破坏原有的零部件,维修与保养更方便。优化后可以减少故障停工时间,提升了产能,另外还降低了维修成本。

超深天然气井加砂压裂技术

随着我国油气资源的勘探开发逐渐迈向更深地层区域,超深天然气井的开发也逐渐面临着诸多技术挑战。传统的单一作业加砂压裂技术在天然气井中往往不能形成有效的脱砂带,使得裂缝面的粗糙程度无法得到提高,而且在超深天然气井的实际应用中效果并不理想。针对此现象,本文针对超深天然气井的构造和特征,选择了合适的压裂液体和支撑剂,并对加砂压裂技术的主要特点进行分析,最终对超深天然气井压裂技术启示及技术攻关建议,以此来改进加砂压裂技术,为超深天然气井的高效开发打开了新的可能。

连续加砂型喷砂机的研究与应用

分析喷砂机的工作原理,研究影响喷砂机工作效率的主要因素,通过多次研究并进行实际的喷砂试验对喷砂机进行升级改造设计出连续加砂型喷砂机,可不停机加料,大幅提高喷砂生产效率,并提出目前使用的连续加砂型喷砂机在工作时待改进的不足之处,指出后续的研究方向。

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。

二次加砂压裂工艺研究与应用

华北油田油层杨氏模量低 ,岩石较软 ,油层上下没有理想的遮挡层 ,造成裂缝高度垂向延伸超出油层 ,支撑剂大部分填充在非目的层 ,同时支撑剂嵌入严重 ,降低了裂缝导流能力 ,导致了大量的无效井及低效井产生。在研究分析低效及无效原因的基础上 ,研究出二次加砂压裂工艺。此项技术是常规控制裂缝高度技术的发展 ,它通过改变岩石的力学状态、压裂液的流动路径 ,达到控制缝高的目的 ;通过增加支撑剂的铺置层数 ,扩展裂缝宽度 ,增加裂缝导流能力。此项技术现场应用 4 0多井次 ,增加了压裂井的压后有效率及生产周期 ,取得了可观的经济效益及社会效益。

一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法

鄂尔多斯盆地致密油藏储量大、分布稳定,是长庆油田5 000万t上产、稳产的重要接替资源.该类油藏由于储层致密、物性差,前期改造效果差,常规压裂技术难以有效动用,急需开辟一条新途径进行油藏的有效改造.文中结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏自身特征,阐述了“脉冲式加砂、纤维压裂液携砂及等间簇射孔”的一种新型压裂改造技术,在压裂裂缝中通过支撑剂的交替充填,形成稳定的流动通道网络,使裂缝具备较高的导流能力,从而达到提高单井产量的目的.通过3口直井的现场试验,与常规压裂井进行了对比分析.采用高导流能力的脉冲加砂压裂技术,压后初期裂缝导流能力提高14.1％,试油产量、投产产量、单位压差累计产油量和产能指数均比常规压裂井高1.1～1.4倍,取得了较好的现场应用效果.

碳酸盐岩储层加砂酸压支撑裂缝短期导流能力试验

选用不同的陶粒支撑剂,进行碳酸盐岩加砂和酸蚀加砂支撑裂缝短期导流能力试验。结果表明:酸化导致岩板表面变得凹凸不平、疏松、软化,产生许多细小的矿物颗粒,使酸蚀加砂支撑裂缝的导流能力大幅下降;对于加砂酸压井,应注意控制作用在支撑剂层和酸蚀区地层上的有效闭合压力,使其小于支撑剂和酸蚀地层的强度,防止支撑剂的嵌入、破坏以及酸蚀区地层的变形,以免裂缝导流能力大幅度下降;在加砂酸压施工条件允许的情况下,尽量选用大粒径的支撑剂。

交联酸加砂酸化压裂技术在复杂岩性油藏的应用

大部分多介质或复杂岩性油藏表现出难开采的特点,在勘探和开发中需要采取一些改造措施,才能达到工业产能。交联酸加砂酸化压裂工艺是将加砂压裂和酸化压裂技术有机结合,前置液和携砂液全部采用交联酸,真正实现了酸蚀与携砂同步进行。在储层段形成多支且更长的酸蚀-支撑复合裂缝。以柴达木盆地狮子沟油藏狮31井为例,从液体性能评价试验、工艺技术难点和配套技术的应用、施工设计、现场施工等方面,分析评价了这种新技术。该技术在青海油田多介质复杂岩性油藏应用中取得了成功。

纤维网络加砂压裂技术研究及其在川西低渗透致密气藏的应用

纤维网络加砂压裂技术是为川西低渗透致密气藏实现低伤害压裂配套的一项新技术,其作用在于优化支撑剂在裂缝中的铺置形态,提高有效支撑缝长,降低压裂液残渣伤害,配合液体快速返排,降低水锁效应,防止支撑剂回流。在纤维携砂机理的基础上,通过室内纤维优选评价实验和纤维网络加砂压裂工艺研究,结合现场试验,形成了以改善支撑剂铺砂剖面、提高有效缝长为目的,强化高效快速返排效果的纤维网络加砂压裂技术,并研制了不可降解和可降解的2类高效纤维。川西地区A气藏的DS101井于2009年4月实施了纤维网络加砂压裂工艺,压裂后测试天然气无阻流量达9.76×104m3/d,是A气藏平均水平的3倍。2009—2010年,纤维网络加砂压裂技术已在B气藏成功应用4井次,平均单井天然气无阻流量为1.99×104m3/d,是B气藏平均水平的2.1倍。现场实践证实,针对川西低渗透致密气藏,纤维网络加砂压裂技术具有良好的适应性和推广应用价值。

二次加砂压裂理论模型及应用

二次加砂压裂作为一项针对特殊储集层发展起来的应用工艺技术,在形成短宽缝、避免裂缝穿层方面优势明显,在现场得到了成功应用。但由于未针对二次压裂开展相关理论研究,导致现场设计存在极大的盲目性。在考虑砂堤高度随时间不断变化对流体压降影响的基础上,建立了适用于二次加砂压裂的裂缝延伸模型;考虑支撑剂的对流影响建立了支撑剂沉降运移模型,采用界面追踪求解支撑剂运移分布。编制程序对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝参数。计算结果表明,二次压裂和常规压裂相比,支撑裂缝长度和高度减小,宽度明显增加,裂缝导流能力显著提高。根据油田实际物性特征,优化了二次加砂压裂工艺,实施后增产效果理想,具有推广应用价值。

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm^3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。