高导流通道压裂工艺在延长气田中的应用

为显著提高流动通道导航能力,降低通道裂缝内压力损耗情况,本文结合具体案例,对高导流通道压裂工艺在延长气田中的应用进行分析研究,通过对高导流通道压裂工艺技术原理及相关工艺的阐述,结合实际案例对具体应用过程进行概括总结,同时结合具体数据,对实施后的产量提升、经济效益以及环境影响效果进行评估,以期为相关人员提供参考,确保气田的高产以及良好经济环境效益。

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。

基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点,结合基质型页岩油储层地质特征,文中采用前置液态CO_(2)增能技术降低破裂压力,增加裂缝的复杂程度,优选出低伤害压裂液体系,以减小对储层的伤害;在大排量、大规模体积压裂的同时,采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺提高裂缝导流能力,形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。研究表明,该技术增加了压裂后返排率,降低了储层伤害,形成了复杂缝网体系及高导流裂缝,提高了产量,在松辽盆地北部现场应用4口井,压裂后均获得工业油流。研究成果对基质型页岩油储层压裂改造提供了技术借鉴。

高导流压裂技术在新疆油田的应用与分析

新疆油田玛湖区块历经多年勘探开发得出,该区域内砾岩储层是典型高压特低孔特低渗油层,具有储层埋深大,两向应力差,脆性指数低,天然裂缝不发育等特点。前期多采用胍胶压裂液/一体化变粘滑溜水实施“段内多簇+密切割+体积压裂”的工艺对水平井进行储层改造开发,以充分进行储层改造为前提,最大限度降低储层改造成本、提高效益为目标,引入高导流通道压裂新技术,通过在常规压裂液基础上、采用独特的泵注程序和高导流聚合剂(聚团复合材料),使普通支撑剂颗粒固结成团,团与团之间实现厘米级大通道,从而在裂缝内形成具有高导流能力的大通道,比常规压裂通道大10至100倍。经重点通过对高导流通道压裂新技术影响因素进行分析研究,结合现场运用情况分析,得出有关使用结论,促进储层改造效果提升,为新疆油田实施低成本、高效开发战略提供了有力的技术基础。

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.

高导流压裂技术在新疆油田准东采油厂的应用

针对低渗透油气藏的特点,对于低渗透储层改造的关键点在于提高其导流能力,高导流通道压裂技术通过高导流聚合剂与支撑剂同步拌注,采用脉冲加砂的方式,使支撑团簇离散分布在裂缝中,支撑剂团簇之间的大通道成为油气运移的主要通道,极大改善储层导流能力。在新疆油田准东采油厂进行了3口井共5级压裂施工试验,验证了高导流通道技术在增产、提质方面优越性,具有广泛的应用空间。

井底高导流裂缝容积及其原始储量计算方法探讨

本文把与井简直接连通的大裂缝及井筒定义为“裂缝—井筒系统”,通过气体状态方程的变换和续流总量的计算,探索出井底大裂缝的容积及其储量的计算方法。

纤维对高导流裂缝压裂影响的实验研究

纤维是油气井高导流裂缝压裂施工成功的最关键影响因素之一。为了优化高导流裂缝压裂工艺技术和施工参数,开展以纤维为主要影响因素的高导流裂缝压裂室内物模实验,分析纤维对高导流裂缝压裂的影响变化规律。实验表明:加入纤维可以明显提升压裂液携砂性能和效率,纤维浓度越高,支撑剂铺置越靠近裂缝中前端,促使压裂中造长裂缝;固定纤维加入比例越大,裂缝通道占有率越大,而非固定纤维加入比例的楔形方式,其通道占有率最高,压裂中采用高纤维比例楔形加入方式,有助于形成高导流裂缝;排量过大或者过小,通道占有率均减小,实验条件下最优排量为5.0 m^(3)/h;通道占有率沿裂缝延伸方向呈先增加后减小趋势,最大值均出现在裂缝中部位置,最小值均在裂缝缝口处,纤维比例和施工排量均不影响高导流裂缝中通道占有率高低分布趋势。

高导流射孔技术在河 122 单元开发中的应用

低渗透浊积砂岩油藏具有储层埋藏深,地层压力高,储层渗透性差等特点,并且普遍存在水敏、速敏等敏感性, 对外来液体配伍性要求较高。常规射孔方式因压实作用易造成储层近井带污染,对高压低渗透油藏的油气层保护和单井产能 提高的需求适应性变差。而高导流负压射孔技术因其自身设计优势,不仅可以避免有害流体侵入地层,也可使射孔后地层流 体在负压差作用下瞬间流出,冲洗孔道解除一部分破碎低渗透带,使射孔压实带影响减小,有效保护了油气层,提高储层产能。

苏19区块高导流通道技术研究及现场应用实践

苏19区块属于典型的低压、高含水气藏,气井采用常规压裂工艺后见水快、稳产时间短。立足区块地质特征,为提高气井产量,本文开展了高导流裂缝通道压裂工艺技术评价和现场应用。通过优选高聚合物类复合纤维材料,配套0.35%低伤害瓜胶压裂液体系,优化纤维加注方式,并开展纤维对支撑剂沉降运移规律的影响分析,确定了纤维用量、脉冲时间等工艺参数,综合气井改造需求完成单井压裂工艺参数设计。该工艺现场试验,压后自然返排率提高了47.2%,试气效果好。高导流裂缝通道压裂技术为低压高含水致密砂岩气藏开发具有指导及借鉴意义。

苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异性储层改造实践

苏里格气田西区储层致密、裂缝发育、气水关系复杂,与苏里格气田中区相比,该区块储层改造施工压力高、水力裂缝控制难、裂缝延伸受阻问题较多,导致单井缝控储量小、产量递减过快、累产偏低、气井出水严重等问题。针对该区块气藏地质特征,以实现缝控储量最大、基质孔隙渗流距离最短、地层水流动阻力最小为目的,近年通过地质工程一体化技术攻关,在水平井井身轨迹优化、分段分簇方案、压裂液体系以及压裂配套组合工艺方面取得了一系列成果,集成创新形成了可溶桥塞、精准切割、低伤害瓜胶、多级支撑、限流暂堵、压后快排等多项技术及配套工艺,为苏里格西区高含水致密砂岩气藏效益开发奠定了基础。

松辽盆地南部致密气藏低伤害大型压裂改造技术研究与试验

松辽盆地南部深层致密气藏具有岩性多变、低孔、特低渗、埋藏深、杨氏模量高、压力高、温度高等特点,压裂改造的主要难点是加砂规模小、施工砂液比低,且易发生早期脱砂现象,使压裂改造效果一直难以获得突破。为此,研究了一种新的低伤害大型压裂技术,力求实现低伤害、深穿透、高导流的目标。其要点包括压前储层精细评价、耐高温耐剪切的低伤害压裂液体系、小粒径为主的高强度组合粒径支撑剂、压裂多级优化设计、螺旋式及段塞式加砂程序设计、新型压裂施工配套技术等。经两年9井次现场试验,成功率由以往的50%提高到80%以上,最高加砂量达90m3,打开了松南盆地南部深层致密气藏的勘探局面,为今后的经济有效开发提供了重要的技术支撑。

川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识

四川盆地东南部深层(垂深超过2 800 m)页岩气藏受地质背景和成岩作用的影响,储层矿物成分及孔隙结构特征复杂多变,岩石塑性与非线性破裂特征明显增强,最大与最小主应力差异绝对值加大,导致分段压裂施工破裂压力与延伸压力高、裂缝宽度小、砂液比与裂缝导流能力低、体积裂缝难以形成,严重影响了压后页岩气的产能。基于对深层岩石力学性质、地应力特征、破裂特征及裂缝形态特征的分析研究,提出了"预处理酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂施工新模式及配套技术。现场应用效果表明:丁页2HF井下志留统龙马溪组压后获得页岩气无阻流量10.5×10~4 m^3/d,取得了地质突破;金页1HF井下寒武统笻竹寺组压后获得页岩气无阻流量10.5×10~4 m^3/d,有望获得商业突破。结论认为:①深层页岩复杂缝难以形成,其压裂技术应有别于中深层;②所建立的破裂压力模型可为深层破裂压力的预测提供有效手段;③降低施工压力是确保深层压裂施工安全的关键之一;④深层页岩压裂除了储层应具有良好的物质基础外,增加压裂裂缝复杂性与形成高导流裂缝也非常关键。

高速通道压裂技术在国外的研究与应用

高速通道压裂技术是近两年出现的新工艺,主要应用在美国、俄罗斯、南美和北非、中东等油气高产地区,已在世界范围内实施超过3800井次,取得良好增产效果。该工艺的主要目标是在人工裂缝内部造出稳定而敞开的油气流动网络通道,显著提高人工裂缝的导流能力,消除由于残渣堵塞、支撑剂嵌入等引起的导流能力损失,从而减小井筒附近的压降漏斗效应,提高压裂改造效果。通过综合多簇射孔、支撑剂段塞注入和拌注纤维等工艺技术,实现了支撑剂在裂缝内非均匀铺砂;经过优化研究,使高速通道保持长期有效。该工艺可提高铺砂效果、减少压裂材料使用量,增加返排率,保持裂缝的清洁,并能有效减少施工中砂堵的风险,其适应性广,可用于砂岩、碳酸盐岩及页岩等各种油气藏。为解决国内低渗透油气藏压后普遍存在的返排困难和裂缝伤害等问题,提供了一种可行的技术方法。

二次加砂压裂技术在樊131区块樊134-1井的应用

樊134-1井存在隔层条件差、下部水层发育、天然裂缝发育和加砂困难等难题,常规压裂技术难以对其实施充分改造,根据该井储层地质特征和井况条件,确定采用二次加砂压裂技术对其储层进行压裂改造。在分析樊134-1井压裂技术难点的基础上,通过实验和理论分析,分别从加砂规模确定、二次加砂比例优化、中途停泵时间确定、压裂液和支撑剂优选与评价、降滤措施及返排措施等方面进行了研究,从而确定了二次加砂压裂施工的关键参数。于2012年11月26日对樊134-1井实施二次加砂压裂施工,施工历时189 min,累积泵入压裂液468.4 m3,支撑剂加入量为46 m3,中途停泵时间为115 min。压裂2 d后,采用3 mm油嘴自喷,产液量为27.1 t/d,产油量为13.2 t/d,增产效果显著。樊134-1井的实施效果证实,二次加砂压裂技术具有控制缝高、能够形成高导流能力裂缝、降低滤失量和加砂风险等优点,类似井可采用该技术进行压裂改造。

低渗透薄互层压裂技术研究及应用

低渗透薄互层具有储层物性差、有效厚度薄、天然裂缝发育等特点,压裂改造是这类储层投产或增产的重要手段。但常规集中射孔、大排量压裂改造易导致裂缝窜层严重,小排量施工可能导致部分层段无法压开,不能保证增产改造效果。因此有必要研究适合低渗透薄互层的压裂技术。在分析低渗透薄互层压裂改造难点基础上提出采用定点射孔、压裂技术实现薄互层充分改造,同时采用高砂比和组合粒径支撑剂保持裂缝的长期高导流能力,并结合控制缝高和降低滤失工艺形成薄互层高效压裂改造的综合技术。该综合技术已在LW井成功应用,改造后产油14.3 t/d,与采用常规压裂工艺的邻井产油6.7 t/d相比,增产效果显著。

深层碳酸盐岩储层有机酸深穿透酸压工艺

利用常规酸液体系对深层碳酸盐岩储层进行酸压改造时面临着酸蚀缝长短、导流能力递减快等问题。为实现这类储层的高效改造,对有机酸、胶凝酸等不同的酸液体系获得的有效作用距离及长期导流能力进行实验研究。对比不同酸液体系的酸岩反应动力学方程,可知相较于胶凝酸,有机酸有效作用距离能提高10倍以上,但有机酸在低闭合应力(10 MPa)和高闭合应力(60 MPa)下长期导流能力均低于胶凝酸液体系。为在实现酸蚀裂缝长有效缝长及高导流能力,提出了"有机酸+胶凝酸"注入方式,先用有机酸进行远端刻蚀,再用胶凝酸提高近井导流能力。并对典型井优化,得到施工排量8~10 m^3/min,施工液量850~950 m^3,施工段塞在2~3段能取得较好的酸压施工效果。

针织结构对复合材料渗透率的影响研究

本文通过研究针织结构对流体渗透率的影响,探索了一种高渗透率的玻纤针织结构织物,用以取代常用的导流网等介质,改善了VARTM工艺中遗弃物对环境造成的不良影响,节省了原材料并降低了生产成本。

高速通道压裂技术及其现场应用实例

本文首先对高速通道裂缝技术进行简要概述,然后对其在实际工程现场中的应用进行分析,希望为解决致密气藏、致密油藏压后存在的返排困难及裂缝伤害等问题提供有力依据。

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。