大排量压裂组合粒径支撑剂铺置效果研究

非常规油气开发常使用大液量、大排量压裂技术,为解决常规加砂工艺难以对复杂水力裂缝形成有效支撑的问题,设计了大型可视化分支缝系统输砂模拟装置,开展高排量条件下组合粒径支撑剂在不同注入顺序和不同配比情况下的主裂缝和分支缝内铺置形态模拟实验,分析裂缝内砂堤形成规律和加砂工艺对支撑剂铺置效果的影响。实验结果表明,大粒径支撑剂只适用于主裂缝的支撑,小粒径支撑剂则更容易被输送到次级裂缝中形成砂堤;支撑剂按照粒径由小到大注入的铺置效果优于由大到小注入的铺置效果,还可以减少不同粒径支撑剂混层的产生;通过控制不同粒径支撑剂的注入时间比,既能兼顾主裂缝和分支缝形成有效支撑,又能优化裂缝的导流能力。现场对6口井按照优化后的设计方案进行了压裂施工及压后效果评价,压裂工艺成功率达100%,压后6个月平均单井增油839 t,并持续有效。该研究为现场加砂工艺设计提供了理论支持,提高了压裂加砂的成功率。

葡萄花外围薄差储层大排量压裂技术探索与实践

葡萄花油田进入开发后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且发育较好的葡萄花储层不断减少,薄差储层成为油田后续措施改造的重点。受此类储层物性及自身条件限制,采用常规压裂改造工艺增油效果不理想。葡萄花外围薄差储层主要分布于敖南及台肇区块,在这两个区块开展了多层段大排量压裂现场试验6口井,施工排量达到4.0~7.5m^3/min,平均单井压裂2.1个层段,单层有效厚度0.5m,平均单层施工液量115m^3,单层加砂9m^3。试验初期,平均单井产液强度1.83t/d·m,产油强度1.83t/d·m;与同区块储层条件相近的11口压裂投产井相比,初期产油增加1.7t/d,产液强度增加0.68t/d·m,平均单井年累计多产油207.3t。现场监测表明,大排量压裂在葡萄花外围薄差储层上产生了主缝与微缝共同存在的复杂裂缝网络,实现了提高裂缝改造体积的目的。

大规模缝网压裂在深部煤层气中的应用

【目的】深部煤层气因其储层地质复杂及开发方式不成熟是目前开采效率低的主要原因,需对其开发方式进行研究。【方法】针对深部煤层气开发特点及复杂性,基于理论分析、压裂试验和现场应用等研究,证明深部煤层气在大规模缝网压裂工艺下可高效开发。【结果】研究表明,深部煤储层中割理和酸可溶物比例为缝网压裂提供了前提,储层中割理越发育、脆性矿物越多及水平应力差越小,越有利于裂缝的扩展与延伸,施工作业中低黏度压裂液、大排量压裂、适量的加砂量与酸液用量可增大储层改造的体积,有利于缝网大规模形成。【结论】将进一步增大施工排量、提高用砂量及采用组合型支撑剂等措施应用到鄂尔多斯DJ区块,可促进深部煤层气高效开发。