140 MPa电驱自动计数远程投球器的研制

投球器是实施暂堵转向工艺的关键设备之一,针对现有投球器承压能力低、装球数量少、不能投放低密度暂堵球、无法定量精准投球等缺点,研发了140 MPa电驱自动计数远程投球器。该投球器由机械本体、远程控制箱和遥控器3部分组成,远程控制箱具有无线传输模块,可在仪表车内远程操作投球器,完成定量精准投球,同时该投球器具有手动投球功能。经室内和现场测试,该投球器可实现承压能力,装球数量大幅提升,可实现多次精准投球,同时可投放低密度球,运行安全可靠。

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。

永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术

深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题,针对永川龙马溪气藏地质特点,以形成体积压裂缝网为目标,采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂,选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺,采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置,结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂,并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果,达到体积改造目的。

威荣区块深层页岩气井体积压裂技术

威荣区块页岩气储层埋藏深(3550~3880 m),地应力高(垂直地应力86.0~97.7 MPa),水平地应力差大(7~17 MPa),岩石脆性指数低(小于0.50),天然裂缝不发育,压裂面临施工压力高、压力窗口窄、敏感砂比低、加砂难度大的难题。大型物理模拟实验表明,威荣区块深层页岩气井压裂裂缝形态以主缝+分支缝为主,裂缝复杂程度较低。根据地质、工程因素优化分段分簇位置,以最大改造体积为目标优化分段分簇数量,实现了对地层的密切割;采用密切割及复合暂堵压裂技术,提高了水平段裂缝的横向覆盖率;通过研究支撑剂输送规律,优化了3级粒径支撑剂的铺置方式,提高了加砂强度;采取缝内暂堵、二次压裂、增加压裂液黏度和施工排量等措施,提高了缝内净压力及裂缝复杂程度。采用以上技术,最终提高了压裂有效改造体积和最终可采储量。研究成果在威荣区块页岩气井得到了成功应用,平均单井加砂强度提高到2.00 m^(3)/m,平均单井无阻流量为48.2×10^(4) m^(3)/d,平均单井最终可采储量为1.10×10^(8) m^(3),改造效果较前期显著提高。压后评估表明,最终可采储量与加砂强度呈正相关关系。提高深层页岩气加砂强度、控制用液强度,是经济有效压裂的关键。

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m^(3)/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m^(3)/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。

页岩气井压裂液进入断层的途径及防控措施

目前,断层滑移被认为是页岩气水平井套管剪切变形的主要原因,因此大多数研究都集中在压裂过程中的流体压力扩散规律上,而忽略了压裂液进入断层的途径。文中基于断层滑移机理,结合非压裂区出现的微地震信号,总结了压裂液进入断层的3种主要途径——水泥环微环隙、近井筒天然裂缝、大尺度天然裂缝,并进行了室内实验、数值模拟和现场分析,论证了套管变形的可能性,最后提出了防控措施。研究结果表明,压裂过程中水力裂缝易被天然裂缝捕获,将流体压力传递至压裂区域远端,产生应力干扰,甚至导致非压裂区的套管变形。采用暂堵转向压裂技术,对压裂液沿断层的滤失具有减缓作用,同时能够增加水力裂缝的复杂程度,从而提高开采效益。

低渗多层薄油层压裂技术

论述了限流压裂和蜡球暂堵选压压裂技术，建立了多层压裂过程中小层瞬时流量分配模型，提出了求解方法，结合拟三维裂缝几何模型和限流压裂技术，开发出限流压裂设计软件，解决了多层压裂设计计算问题。该技术已形成较完善的设计方法和施工工艺。应用该技术成功地实现了埋深３５００ｍ以上、油层层数超过１０层、单层薄达０．４ｍ的多层、薄油层压裂改造。现场应用表明，该技术施工成功率达９０％，有效率达８０％。

川南深层页岩气体积压裂工艺技术

威荣深层页岩埋深大(3500~4200 m)、地应力高、地应力差异大(7~17 MPa)、储层脆性低(<0.5)、天然裂缝不发育,压裂改造面临施工压力高、压力窗口窄、敏感砂比低、加砂难度大。大型物模实验表明,威荣页岩压裂裂缝形态以主缝+分支缝为主,裂缝复杂程度低,压裂易形成双翼缝。在地质工程一体化的基础上,结合地质甜点优化分段分簇,进一步细分切割地层。通过支撑剂运移规律研究,优化了三级粒径支撑剂铺置方式和注入时机,提高了加砂强度。通过复合暂堵转向压裂工艺提高了裂缝横向复杂程度,并通过缝内暂堵、优化施工排量和液体黏度,提高缝内净压力及裂缝复杂程度,从而提高压裂改造体积和控制储量。研究成果在威荣气田得到了成功应用,加砂强度提高至1.95 t/m,压后单井平均无阻流量为38.5×10^4m^3/d,单井EUR(估算最终可采储量)为0.9×10^8m^3,改造效果较前期显著提高。压后评估可知,压裂效果与加砂强度成正相关关系。因此,深层页岩气如何提高加砂强度、控制用液强度,是经济有效压裂的关键。

聚酯纤维-多粒径暂堵剂裂缝暂堵试验

通过暂堵模拟试验装置开展了聚酯纤维、单一粒径暂堵剂、多粒径暂堵剂、纤维+多粒径暂堵剂的裂缝暂堵试验,并对比分析了其暂堵效果。试验结果表明,聚酯纤维和单一粒径暂堵剂的暂堵效果较差;满足“理想充填”理论的多粒径暂堵剂的暂堵效果优于聚酯纤维和单一粒径暂堵剂;在“理想充填”的多粒径暂堵剂基础上加入聚酯纤维,暂堵压力更高,液体漏失量更小,暂堵持续时间更长,且增大泵注排量能加速暂堵层的形成。该研究能推进压裂暂堵工艺的应用和发展,达到了非常规油气储层缝网改造以及提高油气采出程度的目的。

多级暂堵转向重复压裂技术探索及在河南油田的应用

重复压裂改造是维持老井产能的一种重要手段,但随着重复压裂次数增多,增油效果和有效期大幅度下降。暂堵转向重复压裂可以在老缝中实现新的裂缝,沟通更大的泄油面积,从而提高油井产量。结合河南油田重复压裂改造实际需要,根据裂缝转向机理物模实验,认识了转向裂缝的造缝延伸机理。实验结果表明,重复压裂裂缝以沿老缝延伸为主,实现老缝强制转向的地应力差界限为8 MPa。现场试验效果表明,评选出的高强度、低伤害裂缝转向剂,成功实现了裂缝的多级转向,应用效果较好。

水溶性高分子材料在油气田压裂中的应用研究进展

以我国油气田压裂所用的暂堵球、暂堵剂等2大类产品为主线,系统总结了不同工艺及配方合成的暂堵产品的暂堵机理、性能特点及应用现状,阐述了各产品的溶解特性,结合油气田绿色环保开发需求提出了现有水溶性暂堵球、暂堵剂存在的问题,并对暂堵产品未来的发展方向进行了展望。

暂堵转向压裂技术在江苏油田的应用

为提高低渗特低渗储层压裂效果,江苏油田开展了裂缝暂堵转向压裂工艺研究与现场应用。本文通过分析该技术在W5平2井应用情况,提出改进方法,为后续该项技术的推广应用提供指导。

暂堵转向分层压裂工艺在薄互层油藏中的应用研究

针对因井筒条件或隔层封挡能力达不到机械分层压裂要求的薄互层油藏,提出用暂堵转向分层压裂工艺来实现非均质油层逐层充分改造。建立了暂堵球坐落并有效封堵射孔孔眼的数学模型,分析了暂堵球封堵不同压裂油层厚度所需的最低施工排量条件,评价了Z-1型暂堵球封堵承压和溶解性能,在W-55井实际应用中实现了两个非均质油层的逐层改造。

三层及以上多层压裂技术在川西气田的应用

针对川西气田中浅层气藏具有多层系、砂体叠置率高、层间距范围较大等特征,在两层压裂工艺技术的基础上形成了以"封隔器+投球"、"多层段组合式"和"多封隔器组合"为主的三层及以上不动管柱多层压裂工艺技术体系,这些工艺具有针对性强、费用低、工艺简单、作业时间短、返排及时、压裂效果好的特点,达到了提高气井的可采储量和延长气井的稳产时间,节约开发和钻井投资的目的,对多层系气藏的高效开发具有较好的经济效益。三层及以上多层压裂工艺在川西气田中浅层气藏进行了多次现场试验,取得了较好的效果,提高了气藏纵向钻遇砂体利用率,目前成为了川西气田经济高效开发的重要手段之一。

页岩储层层间暂堵转向工艺技术研究

针对大庆古龙页岩油储集层页理发育丰富,水平渗透率低,垂向无法流动等特点,需通过暂堵转向压裂技术增大净压力,利用暂堵颗粒封堵炮眼迫使压裂液转向,进一步提高裂缝复杂程度。本文通过分析暂堵颗粒在井筒以及炮眼附近的受力与暂堵前后压力变化,提出暂堵颗粒运动方程,建立评价暂堵颗粒坐封效果的两个参数,制定暂堵转向评价标准,形成了暂堵颗粒用量设计方法,研究页岩油试验区水平井压裂施工中暂堵颗粒的封堵效果。现场试验结果显示暂堵有效率达到66.7%,坐封效率达到74%,暂堵颗粒效率达到34%,暂堵后裂缝起裂位置或延伸方向明显不同,炮眼封堵有效,实现了压裂转向的目的,为今后页岩油储集层压裂改造提供理论支撑。

深层油气藏多级迂回暂堵压裂技术研究

中国埋深超过3500 m的深层油气资源量丰富,但深层油气藏水平井分段压裂面临裂缝净压力小、压力窗口有限的难题,导致常规暂堵压裂难以实施.本研究提出多级迂回暂堵压裂的技术思路,建立相应的数学模型并采用牛顿迭代法进行求解,并对迂回暂堵的时机和降排量幅度等工艺参数进行模拟及优化.结果表明,迂回暂堵可以较大幅度地提高压裂施工压力窗口及主裂缝的净压力,有助于实现深层-超深层油气藏压裂裂缝的转向及改造体积的大幅度提高;多级迂回暂堵压裂可在单级迂回暂堵压裂的基础上,进一步增加压裂施工压力窗口及主裂缝净压力,有助于实现深层-超深层油气藏压裂裂缝复杂性程度及改造体积的最大化;其他工艺成本包括压裂车组等的费用基本维持不变.示例井应用效果证明,压后产量可比邻井提高30%以上.因此,多级迂回暂堵压裂技术对提高深层及超深层油气藏的压裂效果、开发水平及经济效益等,都具有重要的指导意义和应用价值.

页岩气储层暂堵转向压裂直井段暂堵球运移特性研究

考虑附加质量力、相间阻力、Basset力、重力、浮力等力学条件,建立了暂堵球运移过程动量守恒模型,通过四阶龙格-库塔方法对其求解,并以长宁区块气井直井段为例进行研究。结果表明:在直井段,暂堵球呈现先加速后减速,最后匀速运动的规律,暂堵球加速度ab≤0阶段,暂堵球运移速度达到最大峰值;随着暂堵球直径、密度及排量增大,暂堵球运移速度最大峰值均呈现增大趋势,暂堵球密度从1.13g/cm3增大到1.38g/cm3,暂堵球运移速度最大峰值从15.057m/s增加到17.19m/s;暂堵球雷诺数与暂堵球运移速度具有较好伴随性,暂堵球加速度ab>0的阶段,随着暂堵球直径增大,暂堵球雷诺数增大,暂堵球直径7mm同直径13mm相比,雷诺数峰值从214.18增大到397.76;随着排量的增大,暂堵球运移速度呈现增大的趋势,当排量为10m3/min,暂堵球到达直井段末端2536m时,运移速度为14.42m/s,运移总时间为2.835min。

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:①威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;②针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了“超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量”工艺、“分段多簇射孔优化+大排量”及“缝口暂堵转向”技术、“大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂”工艺和“连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送”的套管变形井压裂改造技术;③将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×10^4m^3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。

盐间页岩油体积压裂技术研究与实践

盐间页岩油储层存在上下盐岩蠕变特征不清,压裂过程中易受上下塑性盐岩干扰;储层岩性组分多、敏感性复杂、孔隙连通性差,储层中可溶盐的溶解规律不清楚等特点。储层特点对体积压裂技术提出了较高要求,为寻求盐间页岩油高效开发手段,在潜江凹陷古近系盐间页岩油油藏的BYY1HF井试验采用CO_(2)增能复合压裂、耐酸压裂液加砂技术、密切割强加砂压裂技术和投球暂堵技术。CO_(2)增能复合压裂技术具有增加返排能力、改善基质孔渗性、穿透性强、返排率高的优势;耐酸压裂液体系在酸性环境(pH值为2~6)下性能稳定,携砂能力强,对储层伤害低;密切割强加砂压裂技术能克服“簇集效应”,促进各簇裂缝均匀开启及延伸,提高体积压裂效果。施工效果表明,该技术体系具有增强返排能力、改善储层孔渗性、提高岩石起裂能力及裂缝复杂度等优势,一定程度上提升了基质供油能力。该压裂技术试验对盐间页岩油大规模压裂改造具有较好的借鉴意义。

海上致密砂岩气藏体积酸压技术研究

海上致密砂岩气藏增产改造受多个因素限制,为促进海上致密砂岩气藏高效开发,开展了对海上致密砂岩气藏体积酸压技术的研究。针对砂岩储层酸压易出现的3点问题,对地质和工程提出6点要求。从储层岩性特征、脆性指数、应力特征和天然裂缝发育情况等方面对气田实例进行分析,总结出具备砂岩储层体积酸压的地质和工程条件。针对异常高温、高破裂压力、水锁伤害及水敏伤害严重等问题,研制出一套酸液体系,配方为:8%HCl+5%SA702+60%NaBr+1%WD-12+5%SA601+1.5%HJF-94+10%乙醇+1%SA1-1+1%WD-5B+1.5%SA1-7。酸预处理可有效降低储层破裂压力,实例应用中降低了9.5 MPa。采用6 mm纤维层内/缝内暂堵和1.5%纤维+0.8%小颗粒+1.2%大颗粒层间暂堵转向工艺进行体积酸压改造,单井增产了6.1倍,增产效果显著。该技术可为致密砂岩气藏开发提供理论依据和技术支持。