碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

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 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。     

页岩气井复合暂堵泵压数学模型及影响因素

目前页岩气井压裂的泵压预测主要依靠商业软件拟合，预测暂堵剂用量与泵压的数学模型较少。为此，考虑暂堵剂运移终速度、缝宽、暂堵剂阻力等因素，提出了复合暂堵泵压预测数学模型，分析了复合暂堵参数对泵压的影响。结果表明：随复合暂堵剂用量增大，泵压升高；复合暂堵剂同单一暂堵剂相比，复合暂堵剂用量对泵压影响更敏感；随暂堵粒径增大，泵压峰值呈现增大趋势；复合暂堵剂的起压及升压时间较单一暂堵剂明显减小，暂堵效果更佳；复合暂堵剂用量为180 g时，升压时间为31 s,泵压峰值可达到17.5 MPa,与粒径为0.8 mm的暂堵剂相比，升压时间缩短51 s,泵压峰值增大2.7 MPa,升压速度增大63.09%。室内实验和现场应用表明，泵压计算值与实测值最大误差分别为6.76%和6.27%。复合暂堵泵压预测数学模型对暂堵剂用量设计以及暂堵效果评价具有指导意义。     

强变形暂堵转向压裂技术研究及应用

南堡x号构造火山碎屑岩天然裂缝发育,有利于复杂裂缝构建和提高体积压裂效果。针对暂堵转向压裂中暂堵不明显,有效性低的问题,优化暂堵材料,引入有机硅单体,胶束聚合了一种强变形凝胶,通过剪切、造粒、烘干和粉碎后得到不同粒径强变形可膨胀缝口（缝内）暂堵剂,并通过缩合反应,粉末型缝内暂堵剂在高温下自动固化成滤饼,提高缝内暂堵的可行性。通过室内实验优化得到簇间暂堵剂配比:变形粒子（5～6 mm）∶纤维∶粉末（100～200目）=5∶1∶1,最高突破压力为56.3 MPa,变形粒子具有可吸水膨胀和强弹性的优良特征,从而大幅提高应力转向的可能性;缝内暂堵剂为微米级的粉末,最高封堵强度达54 MPa。该体系成功试验于火山岩油气藏,不采用专用车组,未影响泵效和出现卡泵现象,现场顺利泵送,施工成功率达100%。试验井簇间暂堵升压明显,平均提高4～16 MPa,缝内暂堵平均升压2～4 MPa,通过压裂施工曲线和微地震监测表明暂堵转向有效性高。      

压裂施工中暂堵剂用量计算方法研究

压裂施工中暂堵剂用量合理与否,是决定选择性压裂和多裂缝压裂工艺成败的技术关键,同时也直接影响压裂井改造效果。针对目前现场中应用的计算方法、存在问题等进行了客观分析,并提出了新的计算方法,解决了原计算方法求出的暂堵剂用量普遍偏大的问题。新的计算方法达到既能堵注预暂堵层、压开新缝,又不浪费暂堵剂、节约成本,对指导压裂施工具有重要意义。     

合水油田长2油藏暂堵转向剂的性能评价及现场应用

基于连续粒度分布的紧密堆积理论模型,计算并测试了在颗粒分布指数为0.40时复合暂堵剂的封堵压力达到最大值,封堵压力为18.6 MPa,同时分析了暂堵剂的溶解性、分散性和封堵能力。结果表明：在40℃条件下暂堵剂的水溶解率<8%,油溶解率大于93%,属于油溶水不溶型暂堵剂;暂堵剂颗粒在0.30%瓜胶压裂液中的沉降速率<4.8 mm/min,能够满足暂堵压裂施工要求;暂堵剂颗粒在封堵过程中会形成多的封堵层,最大耐压能力即为封堵压力为18.0 MPa,优选出适应于宁1*8区域暂堵转向压裂工艺的油溶性暂堵剂配方。结合现场的选井选层方法筛选出重复压裂潜力井,暂堵剂的封堵压力可达28.5 MPa,暂堵后较暂堵前施工压力增大16.0 MPa,压后日产油量为1.70 t/d,日增油量为1.58 t/d。     

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。     

涪陵页岩气田西南区块压裂改造工艺现场试验

涪陵页岩气田西南区块具有断层发育、曲率及裂缝分布复杂等地质特征,压裂施工中滤失严重、加砂困难,压裂后产量偏低,主体区块压裂改造工艺适应性较差。在对已压裂井综合分析的基础上,采用暂堵转向压裂、定面射孔、优化粉陶用量和加入时机及优化段、簇间距等多种针对性措施,以达到降低施工难度,提高压裂效果的目的。现场应用表明：对于目前页岩气压裂工艺,暂堵剂加入次数不宜过多,有砂堵迹象后短时间内不宜加入缝内暂堵剂,簇间暂堵剂加入后需加入一定量的盐酸,降低施工泵压;簇间暂堵剂加入后,施工泵压响应明显,微地震结果显示转向效果明显;定面射孔方式在强曲率段效果较好;增加前期造缝阶段粉陶用量一定程度上可降低施工难度,提高综合砂液比;适当提前加入粉陶,结合阶梯控排量、胶液扩缝、中途变粒径等工艺,可有效降低压裂液滤失,降低施工风险,提升改造效果;对于井眼轨迹与最大主应力方向夹角较小的压裂段,适当放大段、簇间距,可提升压裂改造效果。该现场试验结果可为同类井的压裂改造提供依据和参考。     

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

一种复合暂堵剂在重复压裂中的应用

文章通过室内实验和现场应用,证实一种复合暂堵剂能够更加有效的提高重复压裂效果,其关键技术是复合暂堵剂以及组合使用方式。复合暂堵剂由纤维状暂堵剂和颗粒状暂堵剂组成,其暂堵机理是首先利用纤维状暂堵剂实现裂缝缝口或缝内架桥,再利用颗粒状暂堵剂的可自身膨胀性形成有效封堵,达到裂缝重定向的净
压力,从而形成不同于老裂缝方向的新裂缝,更大范围的沟通原裂缝未波及区域的油气,同时两种暂堵剂均为可控降解材料,不会对储层造成新的伤害,进而能最大限度的提高油气产量。室内实验结果表明,通过“架桥+封堵”的暂堵技术可有效实现封堵,其封堵强度可达38Mpa, 现场施工压力分析表明“架桥+封堵”暂堵工艺有效,新裂缝起裂明显,压后增产效果显著,这种复合暂堵剂为提高重复压裂转向的可控性提供了手段,并能有效提高重复压裂成功率和改造效果。     

深井转向压裂暂堵剂研究及应用

转向压裂可以增大水力裂缝波及范围和原油与裂缝的接触面积,是低孔低渗油藏的有效开发手段.针对目前转向压裂封堵压力较低,适用于深井转向压裂的暂堵剂研究较少等问题,利用室内实验优选暂堵剂配方,通过数值模拟方法分析配方的压裂效果,并将模拟结果与现场微地震监测数据进行对比.结果表明:单独使用暂堵颗粒无法形成有效封堵,优选复合暂堵...     

水力压裂暂堵转向栓塞体渗透率性评价装置研究

暂堵转向压裂技术已成为致密油气藏形成高导流能力复杂缝网以及老井重复改造重要增产措施之一。前人已对暂堵剂在裂缝中承压规律及铺置形态进行了研究,但对暂堵剂栓塞体渗透率性研究较少。文章自主设计和制造了一种可调缝孔的栓塞体渗透性评价装置,探究不同种类暂堵剂在封堵过程中对不同大小孔隙的封堵及承压规律;通过微观观察栓塞体形态,探究暂堵剂的运移及聚集规律,为暂堵剂性能、暂堵转向等研究提供实验参考。实验研究结果表明,良好封堵性能的暂堵栓塞体必须具有较低的渗透率,才能确保暂堵转向压裂液开启有效裂缝;组合暂堵剂与粉末暂堵剂形成了承压性能良好的暂堵栓塞体,而颗粒暂堵剂未能形成可承压的暂堵栓塞体;组合暂堵剂对中孔径模拟缝孔的封堵能力更强,而粉末暂堵剂对小孔径模拟缝孔的封堵能力更强;通过栓塞体形态观察可知组合暂堵剂聚集形态较为松散,而粉末暂堵剂聚集形态比较紧实,这是影响暂堵栓塞体形成长度主要原因。     

普光气田碳酸盐岩储层暂堵转向酸压技术

普光气田主体气藏属超深层、高含硫、中孔、低渗透构造-岩性气藏,主要含气层为三叠系飞仙关组、二叠系长兴组,产出剖面显示部分层段未动用或动用率低。暂堵转向酸压技术可改善产气剖面,提高储层动用程度,普光气田拟采用该技术。目前微地震监测技术虽对暂堵压裂裂缝转向及其扩展规律进行了定量分析,但受信号干扰误差较大。本文应用真三轴模拟实验装置,采用与储层物性类似的露头岩心,加载与实际储层对应的三向应力,采用自主研发的可降解酸压暂堵剂和高温清洁转向酸体系进行酸压暂堵转向实验。由露头暂堵酸压实验可知,转向酸作为压裂液明显有利于复杂裂缝的形成,加入暂堵剂后,起裂压力增加了5~10 MPa,且明显有新裂缝出现,表明暂堵剂暂堵效果显著。由暂堵酸压现场试验可知:在暂堵剂进入储层阶段,暂堵剂最高暂堵压力为66.13 MPa,比未注入暂堵剂的最高施工压力高了近20 MPa,表明暂堵剂在不断压实并封堵高渗层;在转向酸进入储层阶段,施工压力波动明显,表明转向酸向低渗层转移并不断开启新裂缝,与前期露头岩心暂堵酸压实验结果类似,验证了暂堵转向酸压技术的可靠性。     

液体转向技术在苏桥储气库XS注采井的应用

苏桥储气库XS注采井采用筛管完井,下入筛管井段4 900~5 400 m,储层温度160 ℃,目前压力系数0.8,常规的机械转向、化学转向存在适用性差、施工难度大、封堵效果不佳等问题。基于超分子化学自组装原理,用氯化锂、β-环糊精、C₈H₁₇OH、甲基纤维素、N-甲基甲酰胺合成了一种液体暂堵转向剂,该转向剂在常温下为液态,在温度升高至储层温度的过程中,其相态分别表现为液态-固态-液态。室内测试了液体暂堵转向剂封堵强度、相变时间、对剖缝岩心的伤害程度,实验结果表明,该转向剂具有易注入、易返排、低伤害的特点,有效解决了高温、长井段、筛管完井等条件下转向工艺受限的问题,可对特殊气井的暂堵转向酸压提供技术支持。     

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一,目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂,该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制,水溶性良好,压裂施工结束后4 h可水溶降解;岩心实验表明,该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上,承压40 MPa以上,且水溶降解后对岩心的伤害较小,满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井,施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa,起到了良好的暂堵效果,压后增油量为1.1 t/d,含水率下降5%,说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。      

顺北油田上浮剂封堵及泵注参数实验研究

塔里木盆地顺北油田碳酸盐岩储层埋藏深、温度高且厚度大,采用常规酸压工艺难以实现有效纵向改造及安全高效开发,为此提出了上浮剂隔挡控缝高酸压工艺。基于现场地质参数及酸压施工要求,优选了漂珠作为目标工艺的上浮剂;利用上浮剂隔板性能评价装置,明确了颗粒组合和最优质量比;基于大型可视化平行板颗粒运移铺置模拟装置,优化了相应的泵注参数。结果表明:优选堆积密度为0.4~0.8 g/cm^3的漂珠作为耐高温上浮剂,颗粒(20~40,100~120,180~200目)的最优质量比为1.0∶2.0∶5.2,封堵厚度15.9 cm,可以满足10 MPa的最高暂堵压力要求。采用低黏度滑溜水压裂液时,建议以0.350~0.625 m/s的线性流速泵注上浮剂,质量分数应控制在5%左右,注入后仅需停泵1次,各级颗粒混合注入即可。研究成果为顺北油田及相关缝高控制改造工艺的有效实施提供了技术支撑。