低渗透储层多级转向压裂技术

低渗透储层采用常规压裂工艺改造后,存在压裂改造波及体积小、有效期短和改造效果差等问题。为了提高低渗透油气田增储上产水平,根据油藏地质特点和多级转向压裂起裂机理,研制了溶解度高、溶解速度快、残渣含量少和对储层渗透率伤害小的高性能水溶性暂堵剂,并形成了多级转向压裂技术。在地层压开裂缝后,实时向地层中加入该高性能水溶性暂堵剂形成瞬时暂堵,提高缝内净压力,通过暂堵转向产生微裂缝和分支缝,从而形成复杂的网络裂缝,实现体积改造的目的。多级转向压裂技术在新疆油田X区块应用后,产油量大幅提高,单井日增油量为常规压裂井的2.0倍;稳产时间长,有效期较常规压裂井延长50%。多级转向压裂技术解决了低渗透砾岩储层改造难题,为低渗透砾岩储层开发后期稳产提供了新的技术手段。      

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用?10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。      

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。      

致密油水平井中低温可降解暂堵剂研发与性能评价

水平井分段多簇体积压裂推动了非常规油气藏开发的技术革命,暂堵压裂通过开启复杂缝网提高改造体积成为致密油提高单井产量的重要技术手段。鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,具有低渗、低压、低丰度特点,目前使用的暂堵剂在致密油水平井储层改造过程中承压差、难降解、储层伤害大,实施效果不理想。根据该盆地致密油储层特征和工艺改造需求,通过生物可降解脂肪族聚内酯合成与生物小分子降解促进剂优选,开发了一种中低温可降解暂堵剂。室内性能评价表明,暂堵剂相对密度适中,具有良好的热稳定性、机械力学性能、封堵性能、降解性能。现场矿藏试验暂堵转向效果良好,改造体积明显提高,在致密油水平井分段多簇体积压裂中表现出良好的适用性,为非常规油气藏高效开发积累了宝贵经验。     

碳酸盐岩缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律实验

溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间,且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上,采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验,通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测,探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响,并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明:岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件;不同水平应力差下,均能实现缝内暂堵转向,并且地应力差越小,裂缝形态越复杂,改造越范围越大;暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件,压裂液黏度过低时携砂能力差,形成的一次裂缝开度相对较小,易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。     

四川盆地页岩气储层暂堵转向压裂技术进展及发展建议

暂堵转向压裂技术是四川盆地页岩气藏高效开发的关键手段,但目前主要依靠现场经验施工。为进一步优化该地区暂堵转向压裂施工效果,分析了四川盆地页岩储层特征,回顾了暂堵转向压裂技术的应用历程,从暂堵材料、暂堵机理、裂缝转向机理、暂堵工艺及现场应用方面总结了该技术的主要进展,阐明了现场施工面临的挑战并提出了发展建议。微地震和产量测试结果表明,缝口暂堵转向压裂技术和缝端暂堵转向压裂技术对四川盆地页岩气藏压裂改造具有明显效果。页岩气藏常用的暂堵球和颗粒暂堵剂主要性能参数基本满足目前中浅层和部分深层页岩暂堵转向压裂要求,但施工过程中仍面临暂堵材料优选与施工参数优化缺乏理论支撑的问题和深层页岩气藏复杂储层条件的挑战,下一步应加强暂堵材料评价标准的制定,开展不同暂堵材料暂堵机理的研究,以及新暂堵材料的研发,为优化暂堵转向压裂施工参数、提升施工效果提供理论依据。     

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。     

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。     

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。     

微地震监测技术在吐哈油田西山窑油藏蓄能压裂中的应用

西山窑油藏低孔特低渗储层开发过程中产能低、稳产差,采用大液量施工、补充地层能量、提高地层压力的蓄能压裂工艺方法,以达到扩大储层改造体积、增加流体渗流通道的目的;同时加入暂堵剂对天然裂缝及人工裂缝进行暂堵,迫使裂缝转向,避免单一主裂缝沿高渗通道延伸。蓄能压裂工艺方法是致密油储层改造的新探索,需要准确的压裂效果评价技术,微地震监测技术被广泛用于致密油气储层改造效果评价,具有实时性、准确性的特点,可以评价蓄能压裂工艺改造效果。对致密油储层三口井压裂微地震监测实例进行分析研究表明,微地震监测可以有效识别压裂中天然裂缝影响、评价蓄能压裂工艺储层改造以及暂堵转向工艺效果。     

井下微地震监测技术在玛湖致密油藏MX1水平井重复压裂中的应用

克拉玛依玛湖百口泉组致密油藏储层物性差、非均质性强、地层能量补充不足,初次水力压裂改造规模小,存在很多未改造区域,另外由于射孔位置选择不当、或受限于工艺、材料和工具等作业的很多原因都可能导致该致密油藏水平井初次改造不成功,成为低产井。目前国内外采取暂堵转向重复改造技术来提高这类致密油水平井产量,实现高效开发这类油藏。暂堵转向重复压裂技术提高油井产量的成功关键是精确封堵低压、低产区,在未改造和未完全改造区域开启新的裂缝。微地震监测技术可以准确揭示新缝在压裂过程中的延伸状态、空间展布特征和裂缝几何参数等,进而实时指导现场暂堵施工,增加整个水平段的均匀改造程度,有效提高重复压裂的效率。井下微地震监测技术首次应用在百口泉组致密油藏MX1水平井重复压裂中,微地震监测结果显示,垂直于裸眼水平井的多级新裂缝已成功形成,部分老缝转向后进一步延伸,重复压裂后裂缝网络更加复杂,压后SRV比初次压裂的SRV大。压后日产量从5.1 t/d显著提高到25.1 t/d(重复压裂后一年)。井下微地震监测技术在MX1水平井重复压裂施工中的成功应用对优化该油藏水平井重复压裂具有重要指导意义。     

长庆超低渗透油藏低产水平井重复改造技术研究及应用

受储层致密低压、完井改造程度低、长期注采驱替难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大而低产。通过对水平井典型注采井网的生产动态进行历史拟合,研究了油藏压力和剩余油分布特征。以扩大储层改造体积、增加裂缝复杂程度、恢复缝网导流、解除深部堵塞和提升地层能量为目的,集成体积压裂与补充能量为一体进行重复改造设计,形成了水平井“高排量注入、两级暂堵升压、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段补能体积复压工艺模式和配套的压缩式双封单卡组合管柱。优化施工排量为4~6 m3/min,缝口缝内两级暂堵转向,单段液量为800~1 000 m3,单段压后关井1~2 d。在鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开展了5口水平井现场试验,单井补能体积复压5~6段,井均日产油量由1.6 t提高至6.2 t,达到了本井投产初期产量,与同区块常规复压井相比日增油提高了1倍。井组地层能量上升2~4 MPa,1年累计增油量超过1 200 t,与本井初次压裂投产相比年递减率降低38%。该技术对其他非常规储层提高水平井老井产量及最终采出程度有一定的借鉴。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

修井作业中保护裂缝性储层的暂堵技术

在储层裂缝发育的油气井修井作业中,为了阻止工作液进入裂缝,避免裂缝被堵塞,实现储层保护,基于修井作业中裂缝性储层损害机理研究成果和利用特种材料在裂缝端部形成暂堵的思路,研制出了一种新型裂缝暂堵剂。该暂堵剂在室内性能测试中能够对缝宽为1～2mm的人造裂缝形成暂堵,暂堵材料在裂缝端部形成堆积而很少进入裂缝内部,容易解堵。大庆油田5口气井现场应用结果表明,该暂堵剂能够承受30 MPa的正压差和140℃的地层温度,暂堵形成后能够大幅度减少工作液进入储层,不仅实现了对储层的保护,还能够依靠负压顺利解堵,作业后气井产能基本保持了作业前的水平。这说明在修井作业中采用暂堵技术保护裂缝性储层是可行的。     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。     

非均匀应力场影响下的裂缝扩展模拟及投球暂堵优化

水平井投球暂堵是实现致密油气藏压裂段均匀改造的关键技术,但目前针对压裂施工中实施不同投球暂堵工艺措施后多簇裂缝扩展形态的研究成果却较少,致使现场投球暂堵工艺措施的制订缺少相关的理论支撑,影响了该工艺在压裂施工现场的应用效果。为此,基于边界元方法建立了水平井"井筒—孔眼—裂缝扩展"全耦合模型,提出了暂堵球分配的计算方法,进而模拟在初始非均匀应力场条件下进行段内暂堵转向时暂堵球的投球数量、投球时机、投球次数及其对多簇裂缝扩展的影响。研究结果表明:(1)压裂过程中,射孔孔眼摩阻的限流作用会平衡诱导应力干扰带来的进液量差异,使得各簇裂缝中流体流动受到的阻力差距缩小;(2)当考虑初始应力场非均匀分布的影响后,各簇裂缝进液量发生明显的变化,高应力区域甚至出现不进液的无效射孔簇,而实施投球后,无效射孔簇会产生新的裂缝;(3)当初始最小水平主应力差(?σ_h)超过3 MPa时,在施工中期适当增加投球数量(大于单段总射孔数的一半),或者在中前期进行投球暂堵(包括在中前期分批次投球),有利于降低各簇裂缝的非均匀扩展程度;(4)当初始?σ_h低于2MPa时,应减少投球数量或在施工中后期投球,否则会加剧各簇裂缝的非均匀扩展。     

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。     

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...