裂缝高度控制技术在FracproPT施工优化中的应用

在水力压裂中裂缝高度的控制对于压裂施工的成功与否至关重要,施工中有许多因素影响着裂缝高度的延伸,影响因素不同,采用控制裂缝的方法也不同。本文根据油田压裂的实际情况,结合FracproPT软件对压裂施工设计进行了优化,甄别出主要影响因素,并据此探讨了裂缝高度控制工艺。在某油田的实际施工中,利用FracproPT进行了裂缝控制模拟,结果表明,只要正确认识到主要影响因素,并采取合适的控制裂缝技术,就能有效达到控制裂缝高度的目的。

四川盆地安岳气田灯影组二段底水气藏酸压裂缝高度影响因素及控制对策

四川盆地高石梯—磨溪震旦系灯影组二段(灯二段)气藏开发资源潜力大,是中国石油西南油气田公司“十四五”全面上产500亿的重要上产领域。灯二段储层总体具有低孔低渗特征,局部发育高孔渗段。储集空间主要包括溶洞、溶孔、裂缝等类型,储层下部发育底水,具统一气水界面(-5150 m)。针对此类低孔低渗碳酸盐岩气藏,需以深度酸压改造来提高单井产量,但灯二段储层存在高角度裂缝局部发育、段间应力差较小、改造段距离气水界面近等改造难点,酸压裂缝高度难以控制从而极易沟通下部水层,导致改造后产水而影响气井产能。为探究酸压裂缝高度控制方法,建立了酸压裂缝拟三维扩展模型,考虑裂缝高度延伸过程中纵向压降对缝高扩展的影响,开展了酸压裂缝高度的地质与工程影响因素模拟研究。模拟结果表明:段间应力差和酸压排量为酸压裂缝高度延伸的主控因素,且应力差对裂缝高度的影响最大,其次为储隔层厚度及工作液黏度。根据模型结果,明确了酸压裂缝高度主控因素,构建了不同储层特征的控裂缝高度酸压技术对策,优化了控裂缝高度酸压设计参数,在有效控制酸压裂缝高度的前提下,最大化提高单井产量,避免改造后见水,为底水气藏深度酸压技术提供了理论指导。

二连油田安山岩裂缝性储层压裂技术研究

针对乌兰花凹陷安山岩储层具有低孔特低渗、天然裂缝发育、高杨氏模量、低泊松比和脆性强等特点,压裂中如何在控制滤失的同时充分利用天然裂缝等弱面,是裂缝性储层压裂工艺和改造工作液面对的难题。以储层特点及改造难点为出发点,借鉴非常规油气藏体积改造中"疏与堵"相结合的天然裂缝处理模式,缩小基质—裂缝流动距离,提高基质贡献程度。依据室内实验和现场实践,优选出0.25%低浓度瓜尔胶低伤害压裂液体系,采用线性胶与冻胶相结合的复合压裂工艺技术,前期利用低黏线性胶起裂,以实现缝高控制和沟通天然裂缝;后期采用组合粒径支撑剂段塞注入技术,实现高导流、控缝高的改造目标。该技术已应用在兰42井安山岩裂缝储层改造中,获工业油流,井温测试结果显示裂缝高度控制较好,取得较好的应用效果,对乌兰花凹陷安山岩勘探开发具有重要的借鉴意义。

超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨

针对部分超低渗油藏超前注水后,油井压裂缝高度控制难度大的问题,通过声发射测试及有限元模拟方法分别对超前注水前、后的地应力特征进行了研究,认为超前注水后,储、隔层应力差更低,不利于控制压裂缝高.在对该类岩石物理性质研究的基础上,通过物理模拟实验方法对该类油藏油井压裂时机进行了研究,认为油井在未注水前压裂,有利于控制缝高,压裂试油结束后注水,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,可提高开发效果.

鄂尔多斯盆地东缘致密气藏压裂技术探索与实践

鄂尔多斯盆地东缘致密砂岩岩石类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,平均孔隙度2%~10%,平均渗透率0.01~1 md,压力系数0.73~1.09,储层具有低孔、致密-低渗、黏土矿物含量高等特点,需要进行必要的储层改造措施以达到经济有效开发。本文通过室内压裂液体系优选及评价,开发了一套携砂能力强、低温环境下破胶彻底、返排率高、增产效果好等特点的低温低浓度压裂液体系;针对储层厚度薄、储隔层应力差异小、上下煤层发育等实际问题,针对性的优化了控缝高措施、防砂堵措施,现场应用近百井次。实践结果表明,优化的压裂液体系和工艺参数适应于该类低温致密储层,施工成功率高,压后增产效果明显。

低伤害压裂技术在薄互层气藏中的应用

苏里格气田东区与中部相比,产量更低,储层物性等特征也有一定的变化,体现在岩性变差(泥质含量升高),压力系数进一步降低,层更薄,砂泥岩薄互分布的现象更严重,物性更差,存在一定天然裂缝。上述原因导致苏里格东区压裂液返排更加困难、储层与裂缝更易伤害、裂缝支撑剖面更为复杂等压裂难点,大大影响了压裂改造效果,为此,在苏里格东区开展了低伤害羧甲基压裂液技术,同时,针对东区储层存在多薄层及天然裂缝,使得低伤害压裂技术在施工中存在压裂滤失较大、裂缝高度难以控制等问题,进行室内设计优化研究,并结合现场试验,取得较好效果。

连续油管拖动水力喷射压裂工艺在浙江油田的应用

针对浙江油田海安区块致密油水平井压裂后效果差、含水率较高的问题,开展了致密油水平井压裂工艺技术研究。通过该区块已施工的海4H、海5H、海601H等井压裂过程中出现的压力大幅度突降的问题,采用FracproPT软件进行裂缝高度模拟,根据该区块储层特点及完井条件,在海6H水平井上应用了小排量连续油管拖动水力喷射压裂工艺。该井在压裂投产后最高日产油量为16m^3,平均日产油量为8. 3m^3,含水率小于30%,效果显著。海6H井的成功经验,表明小排量连续油管拖动水力喷射压裂工艺针对目前海安区块致密油水平井的储层特点有着更好的适用性,同时,也为其他油田类似情况做了技术铺垫。

纤维液态胶塞黏弹性实验研究及应用

针对压裂过程中裂缝高度较难控制问题,研发了纤维液态胶塞,加入压裂液前置液中起到控制裂缝高度的作用。对这种胶塞开展了室内基础实验研究,研究液态胶塞的流变性、黏弹性、屈服应力特性和蠕变一回复特性。实验结果表明,液态胶塞为黏弹性体,其弹性特征强于黏性特征;液态胶塞表现出较强的屈服应力特征,屈服应力变大,达到屈服点后存在应变变软,其屈服应力随主剂(KSGJ)质量分数的增大而增大,说明主剂(KSGJ)质量分数大的液态胶塞材料胶结强度较大;液态胶塞体系具有蠕变一回复特性,在定应力和相同加载时间下测得液态胶塞的柔量与主剂质量分数有关。通过现场应用表明,纤维液态胶塞具有很好的抗压性能,较好地控制了裂缝高度,能够满足薄储层压裂改造需要。