致密砂岩储层支撑剂优选研究--以临兴神府区块为例

为了降低水力压裂对致密砂岩储层进行改造的成本,更好地释放临兴神府区块储层产能,首先采用HXDL-2C支撑剂长期导流能力评价系统装置开展了支撑剂导流能力评价实验,主要研究了闭合压力、铺砂浓度、石英砂粒径和不同粒径组合、石英砂和陶粒组合比例对支撑裂缝导流能力的影响,然后结合文中提出的支撑剂优选原则和数值模拟研究来指导临兴神府区块太2段储层在压裂施工时进行的支撑剂优选工作。结果表明,闭合压力的增加会导致支撑剂导流能力减小;闭合压力一定时,导流能力随铺砂浓度增加而增大;不同粒径支撑剂组合,导流能力随小粒径支撑剂比例的增加而减小;石英砂和陶粒支撑剂组合,随陶粒所占比例的增加导流能力增大。在以上研究基础上,优选出石英砂(20/40目)∶陶粒(20/40目)=1∶1的组合比例在铺砂浓度为4 kg/m 2的条件下进行太2段储层压裂施工时,增产效果较好。

覆膜支撑剂长期导流能力评价

压裂支撑剂的长期导流能力对油气井的压裂效果和压裂有效期具有重要影响。为了正确评价覆膜支撑剂作为压裂支撑剂的有效性,用裂缝导流仪首次在国内对覆膜支撑剂的长期导流能力进行了评价,并对实验后的样品进行了电镜观察。从实验结果分析中发现,覆膜陶粒支撑剂的长期导流能力早期随时间变化急剧降低,7d后变化趋缓,其值明显低于短期导流能力,而且长期导流能力比短期导流能力实验后的覆膜陶粒支撑剂涂层破坏明显;单涂层砂比双涂层砂长期导流能力效果好。

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。

致密碳酸盐岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力实验研究

水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力,对于致密碳酸盐岩储层,受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响,裂缝导流能力下降较快,影响采出程度,如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂,对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统,选用不同类型的支撑剂,进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明,对于中强、高强陶粒支撑剂,随着闭合压力的增大,大粒径(16/30目)中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径(20/40目)中强陶粒支撑剂导流能力;当闭合压力超过69 MPa时,两者相差不大;而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近,但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大,对地层的伤害也大;在高闭合压力下,对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定,优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂,其组成为16/30目(60%)+20/40目(20%)+30/50目(20%)。

盐间非砂岩地层支撑裂缝长期导流能力实验研究

盐间非砂岩地层是强度较低、塑性变形量大、流变性强的储层,如果支撑剂选择不当,支撑剂嵌入将很严重,支撑裂缝的长期导流能力将损失巨大.运用FCES-100裂缝导流仪,模拟盐间非砂岩地层的温度与闭合应力条件,采用3种支撑剂、2种铺砂浓度,进行了盐间非砂岩地层岩石的支撑裂缝长期导流能力实验.发现:盐间非砂岩地层的支撑剂嵌入问题较严重,有必要使用高铺砂浓度、优质以及大粒径的支撑剂,以获得更高的支撑裂缝长期导流能力.根据实验结果回归出了在70℃、20MPa闭合压力情况下,支撑裂缝导流能力随时间变化的关系式,可以用其来预测盐间非砂岩地层中支撑裂缝导流能力的衰减趋势,对现场压裂有一定指导意义.

苏里格气田细分粒径支撑剂导流能力评价及试验

苏里格气田主力气层必须要进行压裂才能获得有效的井口产能,而获得较高的压裂裂缝导流能力则是其关键所在,然而国内外现用的支撑剂导流能力评价标准中支撑剂的粒径划分范围较大,只有针对不同类型气层采用合理粒径支撑剂进行压裂改造,才能有助于提高改造效果,进一步提高单井产量。为此,以苏里格气田现用的多家陶粒支撑剂性能评价为基础,通过新的支撑剂粒径划分和筛选,对符合苏里格气田压裂用支撑剂进行室内实验,开展了不同组合方式下的裂缝导流能力评价,优化适合该区域不同储层条件的支撑剂及粒径,并开展现场试验,取得了较好效果,为提高储层改造针对性、改善压裂改造效果提供了新的方法。

高压低渗油气藏GSB-1型压裂支撑剂研究与应用

在深井高压低渗透油气藏的开发中 ,压裂的成败、有效期的长短取决于支撑剂的技术性能。根据深井高压低渗透油气藏压裂改造的要求 ,研究了支撑剂体相形成的基本原理 ,开发研制了以富含铝的铝矾土为主要原料的GSB 1型低密度、高强度压裂支撑剂。介绍了压裂支撑剂的生产工艺。由于铝矾土的成分含量不同 ,经过高温烧结形成物相不同 ,采取了加入部分添加剂和相转化剂等技术措施 ,以促使支撑剂能形成更多的刚玉相和莫来石相 ,以提高支撑剂强度。性能评价结果表明 :GSB 1型高强度支撑剂具有粒径分布集中 ,密度适中 ,高闭合压力下破碎率低等特点 ,适用于深井压裂 ;在 6 0MPa闭合压力下有较高的导流能力 ,同美国CARBOPROP产品相比提高了 30 .1 % ,体积密度低 1 2 .9% ,视密度一致。该支撑剂在现场试验 6井次 ,平均砂比 33% ,压后平均单井增加产油量 1 6 4 9t,累计增加产油量 9895t。

酸化压裂一体化技术在中原油田的应用

针对中原油田低渗透低产油气藏特点 ,开展了酸化压裂一体化技术的研究和应用。通过压前非常规酸化预处理 ,清除油气层开发过程中各种离子沉淀对地层造成的污染和施工过程中可能造成的粘土膨胀和运移 ,采用低浓度变粘度压裂液、不同支撑剂粒径组合、高砂比、裂缝强制闭合等技术措施 ,取得显著的增产效果 ,且延长了压裂有效期。

基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏增产的主要措施和手段,即使采用较大规模施工,酸蚀缝长一般不超过120 m,而水力压裂技术能够实现大规模造长缝的目的。为此,开展水力压裂与酸携砂压裂相结合的复合酸化压裂技术研究及现场实验,以探索碳酸盐岩增产措施的新工艺技术。实验采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心,模拟高温高压地层条件,通过测试水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂压裂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的短期导流能力,探索评价了碳酸盐岩地层增产改造的新工艺技术,实验结果表明了碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂可以实现较好的导流能力。基于导流能力实验评价结果,优化设计了4口井的复合酸化压裂方案并进行现场施工,增产效果良好,为碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂提供了有力的理论支持。

页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究

为深入了解页岩储层支撑裂缝导流能力的大小及裂缝有效性,开展了支撑剂粒径、类型、铺置方式对导流能力影响的实验研究,并进行了循环应力加载模拟开、关井过程引起的地层应力波动对页岩储层导流能力影响的实验研究。结果表明:低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降迅速;支撑剂均匀铺置与完全混合铺置相比,前者导流能力较好;开、关井过程引起的地层应力波动对页岩导流能力的影响较大。以上因素的研究对压裂方案设计优化和现场施工具有一定的理论指导意义。

“水压裂”技术在超低渗透油藏的适用性探靛

在对国内外“水压裂”技术调研的基础上，结合长庆超低渗透储层特点，提出了“水压裂”＋超低密度支撑剂的压裂改造技术思路，并进行了适应性分析，初步开展了室内评价实验。分析结果表明，“水压裂”＋超低密度支撑剂技术．可以降低压裂液对储层和裂缝导流能力的伤害，降低施工成本，提高增产效果，是超低渗透油藏增产改造的发展方向．

小粒径支撑剂在薄差层压裂施工中的应用

中原油田薄差油层多,分布较广,泥质含量高,部分井上下泥岩隔层厚,应力比较集中,造成压裂目的层裂缝缝宽较窄,压裂施工加入425～850μm陶粒,在22%左右砂比段经常出现砂堵。在铺砂浓度相同的条件下,闭合压力高于40MPa时,选用的粒径为300～600μm的小粒径陶粒作为主压裂支撑剂,与425～850μm陶粒相比导流能力相差很小。小粒径陶粒容易被携砂液携带,进入缝口时与较窄的裂缝宽度相匹配,施工砂比大幅度的提升,施工成功率100%。压裂施工后产量喜人。

西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关,形成了弱交联水基压裂液低温快速破胶返排技术、低前置液高砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了经济有效的技术手段。