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.

脉冲加砂压裂支撑剂铺置状态的CFD模拟

脉冲加砂压裂过程中,支撑剂的有效铺置是形成高速油气渗流通道及获得高裂缝导流能力的基础条件。针对物理模拟实验受装置承压能力、泵注排量和材料成本限制等缺点,应用CFD(计算流体力学)方法模拟计算了携砂液与中顶液交替注入时的流动状态,分析了不同黏度比、注入速度及脉冲间隔时间对支撑剂铺置状态的影响。研究结果表明,增大携砂液与中顶液黏度比,通道率与支撑剂有效铺置距离减小,支撑剂簇团分散效果变差,现场施工时黏度比不宜超过5;注入速度增大,支撑剂有效铺置距离和通道率增大,但支撑剂分散性变差,综合考虑通道率和砂团分散效果,折算现场合理施工排量为3.2~4.3m3/min;过短或过长的脉冲间隔时间均不利于有效渗流通道的形成,脉冲间隔时间为整个脉冲周期的0.5~0.6倍时效果较好。

脉冲加砂工艺在江汉油田的应用探讨

分析了江汉油田压裂裂缝导流能力现状,介绍了脉冲加砂工艺技术,该工艺能解决江汉油田部分区块压裂中存在的问题,大幅提高压裂有效期,有广阔的应用前景。

苏里格气田致密砂岩气藏脉冲纤维加砂压裂技术实践

脉冲纤维加砂压裂技术是一项新型的水力压裂工艺。该工艺采用不连续的支撑剂铺置方式，在裂缝内形成高速通道网络，数倍提高裂缝导流能力。为探索脉冲纤维加砂压裂技术在苏里格气田的适应性，寻找致密砂岩气藏提高单井产量的新途径，长庆油田率先在国内开展脉冲纤维加砂压裂技术研究和实践。在对脉冲纤维加砂压裂技术原理及增产机理进行深入研究的基础上，优化多簇射孔方案，优选入井材料；工艺上应用脉冲式加砂及纤维辅助输砂两项新工艺，在苏里格气田成功应用18口井，现场施工成功率为100％。测试无阻流量及长期生产井与邻井对比结果显示，试验井无阻流量是同区邻井的2．8倍，压裂液返排速率提高34．5％，180d累计产量提高35％。表明脉冲纤维加砂压裂技术优势明显，增产效果显著，其成功应用为国内致密气藏提高单井产量提供了新方法。

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。

致密砂岩气藏脉冲纤维加砂压裂工艺参数优化

脉冲纤维加砂压裂技术是近年新出现的致密砂岩气藏储层有效的改造方法,国内还处于试验摸索阶段。文章基于苏里格气田东区储层低孔、低渗致密的特点,优选了纤维材料和压裂液体系,并通过室内工程和数值模拟对射孔方式、纤维加入比例和脉冲时间间隔进行了优化,优选出"等簇等间距"射孔方式,簇距为0.5~2.0 m,簇长为0.5~1.0 m,纤维加注浓度4‰,脉冲时间间隔10~12 s。现场已实施18口井44层,脉冲纤维加砂压裂与常规压裂相比增产显著,其中苏东X井组已增产20%以上。

纤维脉冲式加砂压裂技术在大牛地气田的应用

大牛地气田属于低孔、低渗、低压致密砂岩储层,随着规模开发、层位的不断拓展,储层厚度、物性和连续性不断变差。支撑剂的无效铺置、支撑剂运移、压裂液的残渣堵塞伤害等多种原因造成加砂压裂效率降低、开发成本浪费。针对这些问题,室内评价了一种新型压裂工艺——纤维脉冲加砂压裂。通过对岩石力学、支撑剂渗透率、支撑剂在压裂液段塞中的稳定性,对纤维加量、铺砂浓度剖面和加砂规模优化,以及对纤维降解和纤维加注配套技术优化,优选出纤维加入浓度为4‰,压裂液用量降低39%,支撑剂用量降低44%,施工水马力降低了33%,脉冲时间间隔为1.5-2.5 min。××井现场实验表明脉冲加砂压裂工艺具有压后快速放喷、提高产量、降低成本等特点,取得了较好的试验效果。

脉冲式纤维加砂压裂工艺应用及效果分析

长庆靖边气田属于三低(低压、低渗、低产)致密砂岩储层,随着规模开发、层位的不断拓展,储层厚度、物性和连续性不断变差。支撑剂的无效铺置、运移、压裂液的残渣堵塞伤害等多种原因造成加砂压裂效率降低、开发成本增加、排液过程中出砂严重。为此,我们试验了一种新型压裂工艺--脉冲式纤维加砂压裂。本文通过对该工艺技术的原理和特点进行阐述,结合3口井压裂后排液及试气成果的对比分析,得出脉冲式纤维加砂压裂技术可以提高支撑裂缝的导流能力,获得显著的增产效果,有效防止支撑剂的返出,对压裂液体的要求较低,返排液回收利用率高,在气井的压裂改造中具有一定的推广应用前景。

高效脉冲式加砂压裂技术研究与实践

随着致密砂岩气藏的深入开发,压后气井稳产时间短、产量递减快的问题日益凸显。因此,对人工裂缝有效穿透率及导流能力要求也就越来越高。脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念,通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料,确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽,从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。室内工程模拟评价及现场试验结果表明:压前储层评价、脉冲时间设计、可降解纤维及配套设备的优化是脉冲式加砂压裂工艺成功的关键;与常规压裂相比,其压后产量得以大幅提升,同时还可降低支撑剂用量和减少砂堵风险。在鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7区块首次完成了3井6层次自主化脉冲式加砂压裂技术先导性试验,其平均支撑剂用量降低了28.3%,平均加砂强度降低了21.88%,压后平均日产气量提高了26.8%。结论认为:该项技术为我国致密砂岩气藏提供了一种高效、环保的储层改造工艺选择。

东海低渗气藏脉冲式加砂压裂技术

东海低渗储层常规加砂压裂后稳产时间短,产量递减快,高投入低产出矛盾突出,无法满足海上气田高效开发的需求。脉冲压裂工艺技术引入缝内非连续铺砂理念,通过脉冲加砂模式、多簇非均匀射孔及纤维伴注,确保支撑剂段塞运移的稳定性,最终在缝内形成非均匀砂柱和沟槽,大幅度提高裂缝导流能力。室内工程评价及模拟实验表明,在缝长保持不变情况下,总液量可降低20%,优化了脉冲间隔时间为1.0~2.5min,纤维浓度为4‰。与常规压裂相比,提高了压后产量,降低了压裂液、支撑剂用量,减少了砂堵风险。从地质条件和作业能力两方面,论证了该技术在东海低渗气藏应用的可行性,为后期大规模开发提供新的增产手段。

高通道压裂非均匀铺砂技术研究进展

高通道压裂技术已成为开发非常规油气资源的重要增产措施。非均匀铺砂技术是高导流裂缝通道形成的关键。在系统调研非均匀铺砂技术相关文献的基础上,从工艺技术、压裂液改进技术及支撑剂表面改性技术3个方面,阐述了支撑剂"团簇"的形成、保持与强化技术的最新研究进展。指出非固化树脂聚砂技术和降低电位聚砂技术是实现非均匀铺砂的关键,是未来支撑剂改性的方向,并从支撑剂改性机理、技术优点及现场应用3个方面综述了上述2种支撑剂改性技术。分析了非均匀铺砂技术及支撑剂表面改性技术所存在的问题及发展趋势,以期为国内高通道压裂技术的推广应用提供一种新的思路。

薄互层定点多级脉冲式压裂技术研究

鄂尔多斯盆地合水南地区长6-8油藏储层渗透率低(≤0.3 m D)、层内泥质及钙质隔夹层发育,薄互层特征明显,纵向上岩性高频率变化导致层间力学性质差异大,体积压裂效果不理想。根据致密薄互层的实际特点,开展大型物理模拟和可视化平行板实验突破了对薄互层裂缝扩展规律和支撑剂运移规律的传统认知,明确了提高纵向动用程度和增加横向有效支撑的增产技术方向;利用VTI数学模型剖析了薄互层间地应力、弹性模量与砂体岩性之间的对应关系;建立了多薄层可压性及物性综合评价体系;绘制了基于层间应力差和弹性模量差的压裂目标层射孔位置优选图版,最终形成了以"定点射孔、多级压裂、脉冲加砂"为核心的定点多级脉冲式压裂技术。现场试验70余口井,试油产量达到前期的2~3倍,初期日产油提高40%以上。通过裂缝拟合、现场测试等分析手段,证实了该技术可以提高储层纵向动用程度50%以上,增加横向有效支撑缝长30%以上,为致密薄互层增产开辟了新途径。

济阳坳陷陆相页岩油气藏组合缝网高导流压裂关键技术

济阳坳陷页岩油气藏具有埋藏深、构造复杂、沉积相变化快、纹层发育、原油黏度高等复杂特征,采用常规缝网压裂技术时改造效果普遍不理想、压后产量低且衰减快,亟待攻关能形成与之相适应的长期高导流能力复杂缝网的压裂新技术。为此,基于地质工程一体化思路,开展了地质—工程双甜点评价、四级组合缝网构建、主裂缝脉冲加砂理论与技术研究,形成了组合缝网高导流压裂关键技术,并实现了规模应用。研究结果表明:①充分考虑页岩油气富集、可动性、页岩纹层发育情况等特征,建立了考虑“岩屑—岩心—井眼—储层”的“地质—工程”双甜点评价模型,井位布置、压裂层位及射孔位置优选更加精准;②构建了CO_(2)与酸液联合降低破裂压力,低黏度压裂液造复杂缝、高黏度压裂液促缝高的组合压裂液新模式,增加了压裂后缝网的复杂性;③形成了多层叠置储层压裂后的“大缝宽主裂缝+分支裂缝+自支撑裂缝+酸蚀蚓孔缝”四级组合缝网体系,提出了主裂缝脉冲加砂、分支裂缝连续加砂的高导流缝网加砂压裂新方法,提升了缝网的长期导流能力。结论认为,“双甜点布缝+CO_(2)与酸液降破促缝+压裂液变黏高黏+主裂缝脉冲加砂”的组合缝网高导流压裂关键技术,促进了济阳坳陷陆相页岩油气藏的高黏度原油经济高效开发,为类似地区页岩油气藏的改造提供了理论与技术参考。

非连续铺砂裂缝支撑机理及形变规律研究

为改善致密砂岩等非常规储层压裂裂缝渗流条件及压后长期导流能力,引入缝内非连续多层铺砂理念,通过开展室内支撑剂砂团受压形变实验评价,分析了支撑剂砂团在闭合压力作用下轴向及径向形变特征,结合邓肯—张本构模型拟合得到支撑剂砂团扩展半径与闭合压力及携砂液砂浓度关系方程;根据接触力学中弹性半空间固体形变原理,在考虑支撑剂砂团受压径向形变与裂缝壁面闭合耦合作用的条件下,建立了三维非连续支撑裂缝壁面形变计算模型,以苏里格地区某区块致密砂岩气藏为例,对多因素影响下残余缝宽变化规律进行了计算分析。结果表明:(1)随着脉冲间隔时间与泵注排量增大,相同闭合应力作用下未支撑区域裂缝壁面闭合风险逐渐增高,当脉冲周期超过18 s或者排量高于4.5 m^3/min时,未支撑区域中部出现闭合;(2)随支撑剂砂团浓度增加,支撑剂砂团稳定性提高,可减小裂缝闭合程度;(3)储层岩石有效杨氏模量越高,未支撑区域裂缝形变量越小,裂缝闭合风险越小。

压裂选层和体积压裂在垦761-15井的应用

垦761-15井区主要勘探目的层沙三段为浅湖相近岸水下扇沉积,砂体平面上分布较广,储集物性相对较好,但纵向上粒度递变较快。该井试油测试自然产能低为特低渗透率储层,在钻井和完井过程中储层受到污染,通过对录井、测井、测试资料进行综合分析,压裂选层时多方论证慎重决策,采取国内外先进的体积压裂、脉冲加砂压裂技术,实施后取得了良好的增产效果。

高速通道压裂工艺在低渗透油藏的应用

压裂是低渗透油藏的主要增产措施,但常规压裂存在有效缝长短、易受到压裂液的污染等问题,为增加压裂裂缝有效缝长,实现压裂裂缝的无限导流能力,提高压裂成功率及效果,从工艺适用条件分析、非连续支撑剂铺置导流能力实验和保持高速通道的方法3个方面对高速通道压裂工艺进行了研究。优选纤维长度为10 mm,直径为15μm,质量浓度为10 kg/m3,最佳方式为纤维支撑剂一起加入,从而形成了自主的高速通道压裂工艺。现场实施2口井,成功率为100%,截止到2014年12月底,累积增产原油量为3 700 t,与同区块采用常规压裂工艺的油井相比增产15%。与常规压裂相比,高速通道压裂工艺的适应性强,施工难度低,有较好的增油效果,适用于低渗透油藏的开发,推广前景广阔。

SF气田蓬莱镇组气藏压裂伤害机理分析及工艺对策

针对SF气田蓬莱镇组气藏储层压后产量低的问题,通过对储层的微观特征和渗流机理的研究,认识到粒间孔被伊蒙混层、绿泥石等充填是储层水敏的根本原因,孔喉细小,毛管自吸在短时间(24 h)内能达到较高含水饱和度(45%以上),使储层渗透率明显降低,造成较为严重的水相圈闭损害,从而影响了压后天然气产量。针对伤害机理,采用了减少水敏、降低毛管力和界面张力的防膨防水锁压裂液,提出了减少入地液量和施工时间的脉冲柱塞加砂压裂工艺、液氮伴注提高返排速率的降低储层含水饱和度的工艺对策,现场应用36井次,压后16 h平均返排率达到62.5%,平均测试产量3.3×104m3/d,较前期平均测试产量1.2×104m3/d提高了166%。

低渗透储层提高压裂效果关键技术研究与应用

低品位储量具有油藏埋深大、储层物性差、储量丰度低、区块多分散等特点,目前压裂工艺主要是通过单一双翼对称缝为主,压裂改造效果有限,且部分储层压裂施工难度大,压裂成功率较低。针对压裂难点,开展了大排量低粘滑溜水造复杂缝工艺、纤维脉冲加砂、支撑剂优选、前置表面活性剂等关键技术研究,提高压裂改造效果,并在现场开展应用,效果较好。