凝析气藏压裂返排参数优化

低渗透凝析气藏开采过程中，为保证气井有较高的产量和提高气藏产能，需要实施水力压裂的措施来改善地层渗流能力，而压裂后的返排过程影响到液锁对地层的伤害程度。建立压力返排模型和压裂后的产能模型，确定合理的返排速度，是保证压裂施工返排成功的基础。首先构建压裂返排物理模型，然后通过保角变换，将压裂后形成的椭圆形流动区域转化为圆形的渗流区域，利用平面径向流产能公式来确定压裂后气井的产能。利用返排模型可以确定出压裂返排过程中裂缝和地层内的压力分布，结合产能模型可以确定出不同返排速度时两种液锁现象对产能的影响。实例分析表明，凝析气藏压裂返排速度影响气井的产能，返排速度过快或过慢都会降低气井的产能，中原油田白庙断块沙三段以100 m³/d左右的初始返排速度返排，压裂后将获得最佳的产能。     

凝析气藏压裂返排参数对气井产能的影响

为了确定低渗透凝析气藏压裂后的最佳返排速率，首先建立压裂返排物理模型，然后通过保角变换，将压裂后形成的椭圆形流动区域转化为圆形流动区域，利用平面径向流产能公式确定压裂后气井的产能。利用该产能模型进行实例分析，发现凝析气藏压裂返排速率影响气井的产能，返排速率过快或过慢都会降低气井的产能。中原油田白庙断块沙三中亚段以100m^3／d左右的初始返排速率返排，压裂后将获得最高产能15000m^3／d。     

非均质低渗凝析气藏压裂后低效原因分析及改进措施研究

针对多数非均质低渗凝析气藏压裂后增产不明显甚至压裂后无效的问题,以某典型非均质低渗凝析气藏为例,对该凝析气藏的压裂设计、施工过程以及压裂后返排情况进行研究及总结,提出非均质凝析气藏压裂前应加强凝析气藏相变特征及储层非均质特征研究、科学选井选层、优化压裂规模、建立反凝析产能伤害评价模型并进行返排速度优选、合理控制生产压差等系列改进措施,以期为提高非均质低渗凝析气藏压裂增产效果提供借鉴。     

复兴地区高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征研究

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和三相渗吸排驱试验,采用核磁共振、恒压驱替相结合的方式,量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征;建立了液锁伤害表征方法,并模拟了矿场尺度闷井过程中的水锁特征。研究结果表明：该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率在50.22%～57.14%;渗吸液矿化度越低,返排率越低,水锁伤害率越高;油锁伤害率低于水锁伤害率;存在束缚水时,凝析油的临界可流动饱和度约可降低20%;若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标,闷井时间以20～30 d为宜。研究结果为复兴地区高含黏土页岩凝析气藏高效开发提供了理论依据。     

加重液在高温高压气藏增产作业中的盐析伤害及预防措施

对高温高压气藏使用加重压裂技术存在潜在的储层盐析伤害,降低和防止加重液盐析伤害对提高该类气藏的储层改造增产效果意义重大。为此,采用加重液压后返排过程中盐浓聚变化模拟、现场返排液分析和岩心流动试验,对高温高压气藏增产作业中加重液盐析及其伤害进行了研究。结果表明：①加重液在高温高压气藏增产压裂后返排中存在盐浓聚及其导致的盐析伤害现象,严重时将影响气井增产效果;②产生盐析的主要原因包括加重剂类型及其加量、地层返排温度、压力以及返排速度;③盐析主要发生在压裂缝壁附近和近井裂缝附近;④加重压裂液与普通压裂液交替注入可有效防止和降低盐析产生,采用活性水裂缝闭合清洗可有效解除地层盐析伤害。     

流体组成对凝析气藏产能的影响

凝析气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性,但目前很少考虑该特性对凝析气藏产能的影响.将凝析气藏看作各烃类化合物的混合物,通过建立i组分和总烃的渗流方程,结合相平衡热力平衡与物质平衡、初始条件和定压边界条件,应用IMPES数值计算方法得到了预测凝析气藏压裂前后生产动态的数值计算方法,分析凝析液、天然气产能变化规律和流体组成对凝析气藏产能的影响.计算表明,无论压裂与否,流体组成对凝析气藏产能都有明显影响.     

苏里格气田致密气藏压裂改造技术研究应用

针对苏里格气田致密砂岩气藏压裂改造后产能不理想的问题,分析了低压致密气藏改造的难点,建立了低压致密气藏改造后的产能渗流模型和产能方程,分析了影响改造后产量的关键因素,并对比了两口井不同压裂工艺下的生产效果。结果表明,致密气藏压裂对地层的伤害包括压裂液本身造成的伤害及施工返排工艺造成的伤害,压裂液返排时间对低压气藏伤害影响较大,采用低伤害无残渣清洁压裂液和采用压裂液的快速返排工艺是提高低压致密气藏改造效果的关键。     

提高川西浅中层气藏压后增产效果的对策

针对川西浅中层气藏存在的小规模加砂压裂增产效果差、压裂液返排率低、储层伤害大等问题,分析了提高压后天然气增产效果的大型加砂压裂与纤维加砂高效排液技术对策.大型加砂压裂造缝长度大,沟通的储层范围广,压后增产效果好;高效返排工艺能有效提高压裂液的返排速度和返排率,减少压裂液在地层中的滞留量,进而降低储层伤害,有效提高压后天然气的产能.现场应用结果表明,大型加砂压裂和高效返排工艺是有效提高川西浅中层气藏压后天然气增产效果和采收率的技术良策.     

克深气藏加重压裂液返排密度降低原因研究

针对克深气藏采用硝酸钠加重压裂液进行储层改造,在地层未产水情况下返排液密度从1.32 g/cm~3下降为1.15~1.20 g/cm~3的现象,开展加重压裂液是否发生盐析和密度降低原因探讨。通过实验测试了加重压裂液和地层水混合物常压蒸发和高压蒸发后密度变化;通过高温高压长岩心实验动态模拟了加重压裂液返排过程和返排密度;结合凝析水产出机理模拟计算了凝析水产出对返排液密度影响。综合实例井生产动态数据、测井解释和硝酸钠溶解度数据,研究结果认为,含硝酸钠加重压裂液在储层条件下不会发生盐析,返排液密度的降低主要是凝析水的稀释作用、漏失钻井液及局部可动水的稀释作用,以及加重压裂液在储层中的吸附作用。该研究对加重压裂液储层改造和伤害评价具有指导意义。     

压裂气井水锁伤害解除的数值模型研究

低渗透凝析气藏一般需要实施水力压裂措施后才能进行有效地开发，但大量室内实验和现场实践表明，压裂过程中往往会产生压裂工作液对储层的伤害，特别是在低渗透常压或异常低压油气藏中，压降常常与毛细管力在数量级上大小相当，故在进行一些修井作业及水力压裂后会出现气藏产量递减的现象。在低渗透凝析气藏压裂过程中,压裂液沿裂缝壁面进入气藏后将会产生气水两相流动，改变原始含气饱和度，毛细管压力使得流体流动阻力增加及压裂后返排困难，如果气层压力不能克服升高的毛细管力，就会使压裂液无法排出，出现严重的水锁效应。利用气体饱和水后的蒸发作用解除水锁伤害的机理，建立了压裂气藏水锁伤害模型，并选取岩样进行了研究，结果认为蒸发速度越大，温度越高，渗透率越大，压降越大水锁伤害解除得就越快，压裂气井中的水基流体的滤失会对压裂气井产能造成严重伤害。     

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验,规律性不强。为此,通过挖掘气藏数值模型的功能,并结合井筒流动模型,初步研究了页岩气水平井分段压裂排采规律。基于正交设计原理,考虑了页岩基质参数、裂缝参数及生产参数等13个影响因素。结果表明,影响压后返排率的因素按影响程度排序依次为破胶液黏度、压力系数、井底流压、段数、单段注入量、裂缝半长、日排液量、返排时机、导流能力、束缚水饱和度、裂缝形态、裂缝支撑剖面和吸附气含量。为了取得最好的压裂后排采效果,上述不可控参数可作为选井、选段的重要依据,而可控参数可用来对压裂施工参数进行优化调整。该成果已在涪陵焦石坝区块的页岩气水平井压裂中成功应用,压裂后排采效果显著,多口应用井压裂后获得10×104 m3/d以上的产量,且稳产前景良好。      

四川盆地什邡气田浅层砂岩储层改造的难点及对策

四川盆地什邡气田浅层砂岩储层加砂压裂施工压力异常、压后增产效果较差,剖析其原因主要是：水锁伤害严重,多裂缝等近井效应明显,主缝延伸困难,压裂液效率低,有效缝长较短。针对上述问题,提出以下对策：优化压裂液配方,提高润湿接触角,降低毛细管力,同时采取针对性的工艺措施：小排量起裂,较早的支撑剂段塞技术,中-低排量控制缝高延伸,配合纤维网络携砂改善支撑剂沉降剖面和液氮助排等高效返排工艺。试验井的应用结果表明：前置液阶段初期支撑剂段塞入地后监测压力变得平稳,15 h返排率64.4%,最终返排率72.5%,压后井口油套压6.7 MPa下测试产气量为8.4×104 m3/d,增产效果显著。该技术措施在多口井推广应用,增产效果较工艺改进前有较大幅度的提高,可为类似气藏的开发提供技术支持。     

压裂后快速返排工艺技术的研究

针对当前压裂酸化后转抽时间长,酸液或压裂液不能及时排出,对地层造成2次污染,影响油井产能的问题,研究开发了压裂后快速返排工艺技术。该技术是采用油井正常的采油方式(采用联作抽油泵和连续抽汲装置),实现一趟管柱完成酸化、压裂、抽汲及连续排液等工序,达到压裂后及时快速排液,减轻其对油层的2次污染,提高酸压增产效果。现场应用表明,该工艺实现了压裂后不动管柱排液求产,大大缩短了排液周期,减轻了工人的劳动强度,提高了试油效果,降低了生产成本。     

过硫酸铵与生物酶压裂破胶技术对比研究

压裂是低渗或特低渗油气井增产、注水井增注的一项重要举措,压裂液破胶不及时、不彻底乃至在裂缝中形成滤饼,降低了油层裂缝的导流能力,因此压裂液的破胶效果直接影响压裂液的返排和增产,本文主要结合延长油田子长采油厂低渗或特低渗油层的情况,针对生物酶与过硫酸铵破胶各自机理,半乳甘露聚糖生物酶与压裂液添加剂的配伍性,两者与油层水质配伍性及胍胶残留物对地层的伤害情况和现场实际应用后的效果进行综合对比,寻求最佳的破胶剂为油田压裂破胶剂找到合理的解决方案。     

页岩气井压后返排规律

岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低。针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排。结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高。     

川西致密气藏裸眼水平井分段压裂技术

川西中浅层气藏致密、低孔、低丰度,裸眼水平井分段压裂是开发该类气藏的有效技术之一,但存在压裂参数难确定、压裂管柱下入难度大、水平段钻井液替出困难、压裂液返排效率低等问题。为此,在分析气藏特点和借鉴多级压裂经验的基础上,提出将裸眼水平段分成8~10段进行压裂,砂比优化为17%~21%;在注入前置液阶段采用支撑剂段塞处理近井效应,降低初期施工压力及形成多裂缝的概率;设计了可完全替出水平段钻井液的压裂管柱;制定循环钻井液、旋转管柱和给管柱加压的措施,保证压裂管柱下至设计位置;采用液氮伴注和大小油嘴交替更换的助排和返排技术,提高压裂液返排的速度和效率。XP105-1H井的裸眼水平段分成8段,采用以上技术和措施成功分段压裂;压后自然返排,返排率达95%;压后天然气产量6.441 2×104 m3/d,是相同层位水平井的2倍,天然气无阻流量达到23.168×104 m3/d。XP105-1H井裸眼水平段分段压裂的成功,可为类似致密气藏裸眼水平井分段压裂提供有益参考。      

压裂井高效返排技术在川西地区的先导性试验

川西地区的气藏具有低渗、致密、压力低的特点，常规压裂后返排时间长，返排率通常较低，这势必要求加快排液速度，以降低对储层的伤害。然而，压裂井加快排液速度和控制支撑剂回流返吐是相互矛盾的，排液速度太快就可能超过临界出砂流速，导致支撑剂回流；排液速度太低又会导致排液时间增加和返排率下降。通过多年的探索和研究，发展了一套高效返排新技术--液氮助排＋纤维防砂＋优化放喷，在川西率先进行了4口井先导性试验，施工成功率100％，24 ｈ内返排率均在65％以上，并且返排中未见出砂现象，增产效果显著。该技术的研究和应用，为同类气藏的高效开发提供了很好的思路，值得进一步推广和应用。     

基于早期返排历史数据的水平井分段压裂效果评价方法

压裂液早期返排历史数据可用于评价水平井分段压裂效果,而有效裂缝孔隙体积是反映压裂效果的重要参数,但目前基于压裂液返排历史数据的有效裂缝孔隙体积计算方法存在准确性不高的问题。为此,基于北美最新的基于返排历史数据计算初始有效裂缝孔隙体积的研究成果,应用产量不稳定试井中的流动物质平衡方法,结合传统的产量递减方法,提出了一种利用返排历史数据定量求取有效裂缝孔隙体积的方法,并以国内某口分段压裂的致密油水平井为例,详细介绍了该方法的计算分析过程,计算发现,仅有21%的注入压裂液对裂缝导流能力有贡献。研究结果表明,该方法能有效提高有效裂缝孔隙体积计算结果的准确性,可以对水平井分段压裂效果进行正确评价。      

“注入—压裂—返排”全过程的CO_2相态特征——以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例

为了准确预测压裂过程中流体的相态变化,有效指导矿场CO_2压裂施工设计,以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例,基于商业软件CMG,建立井筒—地层耦合数值模拟模型,通过对该井的压裂施工动态进行拟合,获得了可靠的数值模拟模型。在此基础上,对CO_2注入—压裂—返排的全过程进行模拟,研究CO_2压裂全过程的流体相态变化特征,以及压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。研究结果表明:①CO_2从注入到返排的压裂全过程,经历了"液态—超临界态—液态—气态"的相变过程,在注入、造缝和裂缝扩张的过程中,CO_2由液态转变为超临界态,且密度变化显著,介于800～1 100 kg/m~3;②CO_2注入期末,随CO_2总量的增加,井底温度逐渐降低,而井底压力、井底CO_2密度和黏度逐渐增加;③CO_2排量对井底压力、温度及CO_2密度、黏度的影响规律与CO_2总量对其的影响规律总体相似,只是CO_2排量对井底压力的影响程度更大;④当CO_2总量大于400 m3、排量大于4 m3/min后,二者对井底压力、温度和CO_2密度、黏度的影响不再显著。结论认为:所建模型实现了对CO_2压裂过程中流体相态变化特征的准确预测且拟合精度较高、2019-0模型质量可靠,该研究成果为CO_2压裂施工设计的优化提供了技术支撑。