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。

水力喷射加砂压裂技术在中原油田的研究应用

水力喷射加砂压裂实现了射孔-压裂联作、施工周期短,成本低。工具一般由上扶正器、喷枪、下扶正器和单项阀组成。第一步水力喷砂射孔,流体经喷嘴(直径6～8mm)高速射流(速度大于126m/s),流体携带浓度为6%～8%磨料,射孔时间为10～20min,在地层中射流成缝;第二步射流继续进入射孔孔道中,并在孔眼内产生局部高压,起压成缝;裂缝形成后,继续向环空中泵入压裂流体,可获得较大的裂缝。2009年此项技术在中原油田成功应用13井次,施工针对性强,可任意定点,勿需封隔器,适用各种完井方式及固井质量差井况,在中原油田取得了工艺措施成功并获得了良好的效益。

煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂技术与装备

针对碎软煤层渗透率低、瓦斯抽采衰减快、压裂不均匀、裂缝易闭合、瓦斯抽采效果差、无法实现区域瓦斯超前预抽的问题,提出了煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂强化瓦斯抽采的技术思路,研发适合煤矿井下煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂煤层增透技术,研制了成套的煤矿井下水力加砂压裂泵组装备、定向喷砂射孔装置及工具组合、防砂封隔器及工具组合。水力压裂泵组装备最大排量90 m^(3)/h,最大泵注压力70 MPa,最大携砂能力20%,支撑剂粒径小于等于1 mm;定向喷砂射孔装置通过水压驱动喷射器定向,最大旋转角度180°;防砂封隔器最大承压70 MPa,最大膨胀系数为2。研发的定向长钻孔连续定向喷砂射孔工艺技术和定向长钻孔拖动式水力加砂分段压裂工艺技术,在山西阳泉新景煤矿井下开展工程试验,完成2个压裂钻孔(孔深均为609 m)共计16段水力加砂分段压裂施工,累计实施80次定向喷砂射孔作业,石英砂的体积分数2%~3%,定向喷砂射孔压力22.6~28.6 MPa,共计使用石英砂19.8 t;水力加砂分段压裂单段注入压裂液153.8~235.1 m^(3)、核桃壳砂的体积分数2.02%~2.56%,累计注入压裂液2808.57 m^(3),注入核桃壳砂36.47 t;综合评价本次水力加砂分段压裂影响半径为20~38 m,统计分析压裂后2个钻场100 d瓦斯抽采数据,1号钻场、2号钻场日均瓦斯抽采纯量分别为1025、2811m^(3)。试验结果表明:压裂装备加砂量大,施工排量大,能够实现连续作业,压裂后煤层透气性显著增加,极大地提高瓦斯抽采浓度和瓦斯抽采纯量。研究成果对碎软煤层区域瓦斯增透提供新思路,为我国类似矿区区域瓦斯超前治理提供技术借鉴。

小井眼连续油管多簇射孔填砂分段压裂技术——以百口泉油田百1断块X井为例

百口泉油田属于低渗透油藏,自然产能差,经过长期开采,能量已枯竭,储层改造可以使其得到效益开发,但目前侧钻小井眼体积压裂技术不成熟,需要开展技术攻关。通过研究分析前期侧钻水平井分段压裂工艺的适应性和不足,形成了侧钻小井眼压裂理论认识,提出一套小井眼连续油管多簇射孔填砂体积压裂分段压裂工艺。该工艺首选采用连续油管多簇喷砂射孔,然后在全通径套管内体积压裂技术改造,最后尾追高浓度砂塞在井筒内填砂分段,循环上述步骤从而逐级实现砂塞封隔、连续油管射孔、套管体积压裂一体化作业。通过在百口泉油田百1断块X井开展?101.6 mm套管侧钻小井眼水平井体积压裂实验,验证了该工艺实施的可行性,该井投产后,日产油10.23 t,超过同区块其它邻井,压裂效果显著。该工艺技术成功解决了小井眼套管体积压裂难题,实现了该区地层有效动用开发,为后续开展“侧压一体化”效益开发提供新思路。

井下碎软煤层顶板加砂分段压裂瓦斯高效抽采技术

碎软煤层瓦斯治理常采用的底板穿层钻孔抽采瓦斯方式存在掘进工程量大、治理周期长、钻孔揭煤段短、抽采治理效果受限等问题,顺层短孔抽采方式存在成孔性差、抽采钻孔短、抽采区域小等问题。通过统计淮北、淮南、焦作、晋城、阳泉5个典型碎软煤层矿区煤层及其顶底板围岩力学参数和地应力,可得顶板岩层弹性模量为碎软煤层的2.56~6.71倍,泊松比为煤层的0.48~0.84倍,分析认为碎软煤层顶板岩层具有高弹性模量、低泊松比特征,顶板较碎软煤层更易压裂改造。参考地面煤层气水平井顶板加砂分段压裂思路,提出了井下碎软煤层顶板加砂分段压裂瓦斯抽采思路,即在煤层顶板稳定岩层中施工定向长钻孔(与煤层距离一般小于10 m),对钻孔由里向外逐段携砂压裂,形成以定向长钻孔将岩层完全联通、煤岩层中压裂缝网将煤层充分沟通的多级缝网,通过支撑剂保障缝网处于开启状态,实现碎软煤层瓦斯顶板定向长钻孔大区域高效抽采。建立了山西新景矿煤业有限责任公司某工作面3号煤层顶板加砂压裂地质模型,采用FracproPT软件对煤层及顶板水力加砂压裂进行数值模拟,得出顶板压裂裂缝在垂直方向上主要向煤层延伸,在水平方向上压裂缝长为煤层压裂缝长的3.49倍,表明碎软煤层顶板间接压裂较煤层直接压裂效果更好。在该工作面3号煤层顶板施工2个609 m定向长钻孔进行水力加砂分段压裂瓦斯抽采工程应用试验,2个钻孔压裂影响半径为20~38 m,压裂钻孔瓦斯抽采纯量分别为1025.11,2810.60 m^(3)/d,百米瓦斯抽采纯量为同区域顺层未压裂钻孔的5.6~15.4倍,实现了碎软煤层大区域瓦斯高效抽采。

水力喷射分段压裂技术在大牛地气田DP1井的应用研究

在大牛地低渗致密气田顺利完钻8口水平井,有4口水平井无阻流量大于5×10~4m^3/d,其他井无阻流量(0.3～0.6)×10~4m^3/d,为了进一步提高大牛地气田水平井的产量,针对不同储层特征、井身结构试验应用了水平井压裂技术,并初见成效。尤其是采用水平井水力喷射定点压裂工艺,使得DP1井天然气产量大幅度提高,无阻流量由完钻时0.69×10~4m^3/d提高到11×10~4m^3/d,该井的成功实施,为水平井开发大牛地气田提供了技术保障。

苏10-30-38H水平井水力喷射加砂压裂的研究与应用

为完善水平井配套开发技术,结合苏10-30-38H水力喷射加砂压裂实际应用,介绍了水力喷射加砂压裂技术的原理、施工参数、压裂液和支撑剂、管柱和井口等方面的设计优化,并对压裂施工步骤及压裂施工效果进行阐述。该技术在深井气井水平井上成功应用,对于加深苏里格气田储层认识,提高气藏增产改造效果具有借鉴意义。

水力喷射环空压裂技术在长庆油田的应用

为了解决长庆油田水平井压裂改造中,传统水力喷射压裂工艺喷嘴寿命短、加砂量少,而且仅靠单一裂缝很难取得预期改造效果的问题,结合长庆油田储层低渗、天然微裂缝较发育的特征,长庆油田首创"多簇射孔、环空加砂、长效封隔"水力喷砂大规模体积压裂工艺。该技术通过双级喷射器喷砂射孔,采用环空加砂、油管补液的注入方式,降低喷嘴磨损和反溅伤害,提高压裂管柱施工能力,提高作业效率。现场应用表明,该技术可以实现一趟管柱连续施工8簇16段,形成有效的体积裂缝,最大限度的扩大了油气泄流能力,施工效率和压后产量大幅提升,有效的促进了超低渗储层水平井的开发。

水力喷射分段压裂工具施工效率提高方法

水力喷射分段压裂技术应用于水平井压裂是一项比较成熟的压裂技术,但在施工过程中出现的问题较多,施工效率低。为了提高现场施工效率,根据水力喷射压裂工具在长庆油田的使用情况,分析了现场出现问题的形成原因,针对性地对工艺和工具进行改进,取得了良好的效果,施工过程更加顺利,施工效率不断提高。

连续油管多簇喷砂射孔填砂暂堵分段体积压裂技术

目前我国四川地区页岩气水平井压裂过程中普遍使用桥塞分段压裂改造,其原理为桥塞进行机械封隔分段,但遇到套管变形等井下复杂情况时,桥塞在井筒中的通过性成为制约该工艺效率的主要障碍。为解决套变水平井的分段压裂技术难题,在研究不同水平井分段压裂工艺适应性和不足的基础上,提出一套支撑剂缝内屏蔽暂堵分段的新工艺。该工艺通过连续油管多簇喷砂射孔,主压裂后期在裂缝内填砂暂堵分段压裂,实现一次入井多簇射孔和全通径井筒段间封隔,具有工艺简单、作业效率较高、分段分簇不受限制、适用套管变形等多种复杂井下情况等特点。该工艺在川南页岩气示范区A1井等14口井成功应用,实践证明研制的喷射工具多簇喷砂射孔稳定可靠,通过非机械分段方式也能有效实现段间隔离。试验井压后产量优于采用常规速钻桥塞分段压裂的邻井,为今后非常规油气藏同类井的分段压裂改造提供了一种全新的技术手段。

一种快速水力喷射分段压裂施工压力计算方法

水力射孔射流压裂集水力喷砂射孔和射流加砂压裂于一体，是一项重大革新型的增产工艺。但其施工压力比常规的水平井施工压力高，在优化压裂设计和现场施工时要准确预测施工压力。应用快速计算方法能准确预测施工压力，跟现场施工压力吻合比较好，且方便选择井口。

水力喷射分段压裂工艺在文留油田的突破应用

文留油田属复杂型断块油气田,油藏类型多,油层物性差,即高粘度、高凝点、高含盐等特点。水力喷射分段压裂工艺是综合了水力喷射射孔、水力压裂、喷射泵及油套双路径泵入流体技术于一体的新型储层改造技术。其技术特点是指定位置喷砂射孔;利用射流动态封隔通过射孔孔道制造裂缝;无需使用任何封隔工具,实现一趟管柱多段定点压裂;水力射孔穿透最大深度780mm,套管最大孔径可达10-11mm,天然砂岩最大孔径30-60mm,延伸裂缝长度可达150m。该工艺解决了文留油田常规压裂所不能的水平井筛管完井、4″套小井眼完井、管外窜、薄夹层分层压裂、通道小于100mm的套变井等高难度复杂井。

大庆油田水力喷射压裂的产业化研究

连续油管水力喷射环空加砂压裂技术存在施工效率低、安全性差、成本高,无法形成完备的致密储层水平井压裂体系。从射孔控制技术、压裂控制技术、喷枪结构优化、工具生产和现场施工方式优化等方面进行研究,建立射孔排量、时间、压力三参数施工图版,射孔效率提高1倍;形成施工排量与加砂浓度最佳匹配图版,压裂效率提高20%;研制耐反溅磨蚀喷枪,防返溅性能提升1倍。产业化应用后,现场应用161口井,压裂1863段,施工成功率100%,节约综合成本52%,施工效率提高2.3倍,为大庆油田外围低渗和致密储层的低成本高效率开发提供技术保障。

天研院水力喷射压裂液在麻18H井获得成功应用

近日。中国石油西南油气田公司天然气研究院（简称“天研院”）加砂压裂现场再传捷报，水力喷射加砂压裂液体技术在麻18H井成功实施4层加砂压裂施工作业，施工后液体返排良好，返排率达909／6以上，并获1．4×10^4m^3／d的天然气产量。

长庆气田射流加砂压裂首试成功

川庆钻探长庆井下处日前对双80井首次应用水力喷砂射孔、射流加砂压裂工艺获得成功，标志着长庆油田在“三低”气藏压裂改造工艺技术上又有新的突破。水力喷射射流加砂压裂具有井下工具简单、工序少、明显缩短施工周期、有效降低井控作业风险等优点。

斜井前置液加砂技术现场应用

中原油田斜井(井斜>20°)水力压裂过程中易产生多裂缝和存在严重弯曲摩阻,常出现早期脱砂现象。油、气井压裂后初期产量高,但递减快,稳产时间短(<100d),累积产量少。针对这些问题研究了前置液加砂技术,现场应用结果表明,前置液中加入粉砂能有效控制压裂液滤失,降低储层伤害,实现裂缝深穿透,而且粉砂能支撑微裂缝,提高压裂效果;前置液加中砂能有效降低裂缝弯曲摩阻,提高施工成功率。应用该技术,中原油田斜井压裂成功率由初期的50％提高到95％以上,有效率88％,有效期延长了50d以上,应用效果显著。

水平井裸眼井分段压裂应用效果显著

裸眼井分段压裂技术是当前国内国际的先进技术,比水力喷射压裂、限流法压裂和液体胶塞压裂技术具有更好的封隔,以达到彻底改造储层、提高单井产量的目的。

西南油气田自主压裂技术增产效果明显

西南油气田目前在合川001—6-H1井裸眼水平段应用自主研发的不动管柱水力喷射三段加砂压裂新技术获得成功．为实现低渗透气藏效益开发提供了重要手段。