砂岩气藏压裂裂缝高度影响因素分析

S气藏在压裂过程中缝高扩展较快,致使缝长偏短甚至发生砂堵,严重影响压裂效果.在建立裂缝三维延伸数学模型的基础上,对裂缝高度影响因素进行了正交试验分析.考虑施工排量、隔层应力差、压裂液粘度、杨氏模量、渗透率等5个参数,编制了正交方案.对影响S气藏压裂裂缝高度的因素进行了直观分析,得到了地层及施工参数等对缝高影响的主次关系依次为:隔层应力差→压裂液粘度→施工排量→杨氏模量→渗透率,对于S气藏控制缝高压裂设计具有直接指导意义.     

不含聚合物的压裂液

压裂作业中裂缝中残留的聚合物限制了压裂液的处理效果。已出现一种新的、易于制备的、以表面活性剂为基础的无聚合物压裂液Cleet,FRAC~(TM),它包含一种由长链脂肪酸衍生的季铵盐。在海水中,高度缠结的虫形胶粒使压裂液具有粘度和粘弹性。此种胶粒具有类似于聚合物链的毛状结构。因压裂液粘度取决于胶     

一种超低密度支撑剂的可用性评价

常规支撑剂的密度一般比较大,严重影响着有效水力裂缝的形成,并难以应用于长缝压裂,超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度,提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段,对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价,分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较,测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明,该支撑剂具有较好的物理、导流性能,在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢,完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计,能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。     

斯伦贝谢公司推出无聚合物压裂液和新型支撑剂

在水力压裂中 ,高浓度聚合物凝胶压裂液容易在裂缝中形成残渣而堵塞裂缝 ,从而降低裂缝的导液能力。为此 ,斯伦贝谢公司研制出一种适用于海洋和陆地的名为 Clear FRAC的无聚合物压裂液。该压裂液采用一种类似于洗发剂或液体清洁剂的粘弹性表面剂 ,具有造缝和运送支撑剂所必要的     

水层或衰竭层上方产层压裂缝高的控制技术

为避免层间连通，许多位于水层或压力衰竭层上方几米处的潜在产层均未实施压裂处理或不再深入探查。这使产量无法优化，且往往损失一部分可采储量。现场已成功地试验了几项控制地层裂缝高度生长的技术。所用压裂液为低粘（２０～５０ｃＰ）水基或油基压裂液。一般做法是控制不同时段的排量和支撑剂浓度，并在前置液中使用缝高控制材料。试验一律填充约５ｔ支撑剂，追踪到的总缝高生长小于１５ｍ。压后测试表明，在渗透率小到０.１ｍｄ的地层内裂缝长度达９０ｍ。实施现场压裂前使用数值模型进行压裂模拟有助于设计出最优的压裂方案。现已成功地实施了１０次处理，没有发现有压裂缝高大于计算机模拟缝高的情况。     

页岩气藏压裂支撑剂沉降及运移规律实验研究

页岩气资源储量巨大,但由于页岩渗透率低,往往需要压裂才能有效开采。滑溜水压裂有利于形成复杂的裂缝网络,是中外页岩储层压裂改造首选的压裂液体系。由于滑溜水粘度低,携砂能力差,增加了滑溜水压裂的风险。中国在该领域的研究尚处于起步阶段,尤其对滑溜水携砂支撑剂沉降及运移规律的研究更少,同时缺乏必要的实验手段。为此,设计了裂缝模拟装置,通过实验模拟了施工排量、缝宽、支撑剂粒径、压裂液粘度和砂比等参数对裂缝内支撑剂沉降和运移规律的影响,获得不同参数下支撑剂的沉降速度和水平运移速度,分析了各因素的影响规律,并求解了各因素对支撑剂沉降速度和水平运移速度的修正系数。结果表明,随着缝内流速和压裂液粘度的增大,支撑剂沉降速度减小,水平运移速度增大;随着支撑剂粒径与缝宽比值和砂比的增大,支撑剂沉降速度和水平运移速度均减小。     

低密度支撑剂在Appalachian低渗砂岩气田的应用

就压裂液携带支撑剂能力问题而言,绝大部分注意力和经费开支一直集中于压裂液的性能方面.低黏压裂液在有些情况下是具有成本效益的,但由于其携带支撑剂能力较差,要获得较长、更为有效的支撑缝长较困难.影响携带支撑剂能力的因素有好几个,而其中最易忽略的一个因素就是支撑剂密度.根据Stoke定律计算,尺寸大小同样为20/40目条件下,密度为1.25g/cm3的支撑剂在液体中的最终沉降速度比白渥太华砂低4倍.计算机模拟和应用实例都说明:低密度支撑剂产层覆盖性好;使用低密度支撑剂进行水力压裂产生的支撑裂缝长.美国东北部Appalachian盆地低渗砂岩气田为了解决成本投入与增加生产之间的矛盾、实现低成本开发,自2003年以来在压裂作业中应用了低密度(1.25g/cm3)支撑剂(主要使用淡水和低密度稠化水压裂液体系),应用地层包括Upper Devonian(上泥盆纪)砂岩、Devonian页岩和Silurian Medina(志留纪麦迪纳统)砂岩,应用区域包括纽约州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、佛吉尼亚州,处理井次超过300(其中2003年7月至2004年7月期间超过40井次).4个州的现场应用实例说明了低密度支撑剂压裂的短期和长期生产回报,证实了这种新技术的应用可行性;其中一个使用低密度支撑剂和砂的泡沫压裂实例经示踪剂测井说明,砂沉降到了产层以下,而低密度支撑剂则充填在产层中.     

新型纤维在水力压裂液中的应用

常规聚合物压裂液一般依赖较高的流体粘度输送支撑剂，而纤维基压裂液通过纤维对支撑剂的携带、分布和运输作用来提高携砂能力，它能显著提高压裂液对支撑剂的输送能力，具有减少聚合物加量、减轻地层伤害、控制缝高、降低施工摩阻等显著优点。该项技术在几个油田的应用结果表明，它能够有效提高油井产量，具有广泛的适用性。     

新型清洁压裂液（VES—SL）的研制及现场应用

通过研制开发的一种新型清洁压裂液（VES—SL）具有良好的抗温增稠性能，最高抗温能力为120℃；具有独特的流变性，在一定温度范围内其表观粘度随温度升高而增加，在72℃—76℃时达最高值。摩阻计算表明，裂缝净压力值较低，可有效控制缝高，提高裂缝导流能力。室内试验表明，该压裂液在柴油、地层水的作用下，破胶化水彻底，对油层渗透率伤害低，导流能力保持在92％以上。由于自身具有三维立体网络结构，可有效提高对支撑剂的悬浮能力，降低向油层的滤失。目前已成功实施水力压裂7口井、压裂防砂25口井，增产增注效果明显。通过现场应用发现，该压裂液还具有摩阻低、返排彻底、可长期放置的特点。     

落基山脉地区运用新黏弹性表面活性剂压裂液中注入CO_2技术提高采气量

历史上,CO2泡沫压裂液应用于怀俄明州沃尔特曼油田的油井增注,由于该地区地层渗透率低,岩石物性差,该方法虽然有效,但并不是效果最好的.主要缺陷是水层附近压力支撑剂的放置量受限和聚合物残渣对地层的伤害.最近研究的含有CO2的黏弹性表面活性剂(VES)压裂液体系的应用可以弥补传统压裂液的一些缺点.这种VES-CO2压裂液综合了黏弹性表面活性剂压裂液和CO2压裂液的优点,以黏弹性表面活性剂为基础的压裂液具备地层伤害低,压裂支撑剂输送优越,以及摩阻低等优点;CO2具有清除能力强,静水压力高的优点.最近运用该压裂液体系对3口井进行了压裂处理.经观察,这些井的初始产量在5～7MMcf/D,明显高于常规已完井井区2MMcf/D的产量.     

无聚合物压裂液及其在四川气田的实践

压裂液作为加砂压裂作业中造缝与携砂的重要介质，其性能的好坏直接影响到加砂压裂的增产效果。由于常规压裂液的残渣及浓缩伤害，支撑裂缝的保留渗透率只有20％左右，而无聚合物压裂液作为一种新型的压裂液体系，具有无残渣、不形成滤饼，浓缩伤害较小和支撑裂缝保留渗透率较高(达90％以上)的特点。介绍了无聚合物压裂液的性能、特点、施工工艺及现场应用情况。     

低渗油田压后水力裂缝处理技术

对于低渗油田，压裂是其投产开发的主要措施，压后形成高导流能力的支撑裂缝是获高产的必要条件。然而大量室内和现场资料表明，诸多因素如支撑剂破裂、压裂液中水不溶物、压裂液残渣、地层粘土的运移、地层流体中垢类等，尤其是压后排液不畅，使地层渗透率受到伤害，裂缝导流能力大大降低。通过大量的研究和实验，应用相关处理液对水力裂缝进行处理，可以较好地解除污染恢复裂缝导流能力，提高压后增油幅度，对于改善压裂效果具有很好的作用。     

安塞油田长6低渗透油藏重复压裂机理与效果分析

采用理论与实际相结合的思路,建立了重复压裂弹性变形方程以及裂缝扩展判据和裂缝流量公式。采用应变能强度作为判据,可以计算出压裂裂缝的扩展方向。裂缝的转向半径随着压裂液视粘度的上升而增大。根据低渗透油藏的生产特点和人工裂缝的渗流特征建立的油藏与裂缝渗流的数学模型可计算重复压裂后流体的采出(注入)量。进行了裂缝导流能力试验,研究了裂缝参数对重复压裂后的动态影响。重复压裂要取得理想的增产效果,一靠尽可能延长支撑缝长,增大泄油面积;二靠增大导流能力。大型重复压裂就是采用大砂量、大排量进行压裂,增大裂缝长度,采用高强度的支撑剂增大了压裂后油层的导流能力。对安塞油田长6层地质特征进行的重复水力压裂作了效果分析。     

沙南低渗砂岩油藏水力压裂效果评价

基于修正后的三维水力压裂模型，研究了沙南低渗砂岩油藏不同地层渗透特性对水力压裂裂缝长度或导流能力的影响，分析了目前水力压裂效果和最优缝长。结果表明，地层有效渗透率越大，水力压裂增产比越低，经济效益越低。     

减少聚合物用量的硼酸盐体系的应用

多年来由压裂液体系造成的聚合物引起的损害一直是一个问题。聚合物造成的损害导致裂缝导流能力降低和有效支撑裂缝长度减小。减小聚合物造成的损害的一个方法是减少凝胶用量。从历史上看，研究出的减少聚合物用量的体系遇到了许多问题。减少压裂液体系中聚合物用量的结果是，压裂液粘度低不能够携带足够的支撑剂。对于低渗透气井来说，由于减小了裂缝长度，支撑剂携带效果差造成产量低。     

水基聚合物压裂液延迟破胶技术及破胶体系

不适当的聚合物冻胶压裂液的磁胶控制．将全影响到压裂处理效果和造成地层损害。本文阐述了破胶作用对压裂液粘度及支撑剂充填层渗透率的影响：提出了延迟破胶技术的概念，并介绍了不同的延迟破胶方法与延迟破胶体系。     

控缝高压裂技术研究及应用

准噶尔盆地玛湖凹陷北斜坡三叠系百口泉组储层物性差,主力油层百二段厚度一般大于30m,油气显示及主要富集部位位于储层上部。由于纵向上无高应力遮挡层,常规水力压裂易导致裂缝高度向下部延伸,裂缝高度不易控制,加之支撑剂沉降,常导致顶部油气富集段支撑剂铺置效果差,压裂效果不理想。在对国内外控缝高压裂技术调研基础上,确立了适用于百口泉组的控缝高压裂技术优化条件。现场实验和回归分析方法研究表明,泥质隔层、压裂液粘度、二次加砂工艺、压裂参数对压裂缝高具有较好的控制作用,通过优化可降低支撑缝高10%～20%。该技术在百口泉组取得了较好的现场应用效果。     

Weatherford公司推出水力压裂作业后的灭菌服务

正油气田进行水力压裂后,残留在油气井井眼周围的细菌可引起金属套管及油管腐蚀、酸蚀、淤渣和地层渗透率下降等问题,导致油气井产量下降。Weatherford(威德福)公司因此推出压裂作业的"Clean Sure-二氧化氯(Cl O2)灭菌服务"。其原理为当油气井压裂作业后即将开始生产时,或压裂后期油气井返排压裂液时,     

FulconFrac全裂缝导流压裂新技术

现有压裂工艺存在砂堵、地层伤害、压后效果不理想等问题,在非常规油气藏压裂中表现更为突出。Fulcon Frac全裂缝导流压裂新技术使用新型超低密度支撑剂材料,通过降低支撑剂在压裂液中的沉降速度,同时以低黏压裂液作为主体压裂液,配合优化的施工工艺,改变支撑剂运移模式,使支撑剂在裂缝中呈全悬浮状态运移。超低密度支撑剂可采用清水或者低黏压裂液作为携砂液携带,不易形成砂堤,裂缝纵向铺砂剖面均匀,裂缝远端及分支缝部位得到有效支撑,实现有效裂缝面积与动态裂缝面积比例最大化,同时降低压裂施工中的加砂难度和施工风险,减少压裂液带来的地层伤害。某井现场应用与邻井相比,试验井所用前置液比例少,支撑剂用量更少,压后试气无阻流量提高41.6%,改造综合费用节约17.5%。该技术适用于常规低渗透储层,也适用于页岩气、致密油气等非常规储层。     

勘探井压裂后支撑剂回流现象及预防措施

对于海上勘探井,由于储层渗透率较低,会对储层进行压裂措施改造,以求取准确的地层参数。改造以后在放喷求产期间,由于储层裂缝闭合、压裂液的性能、人为操作等因素引起支撑剂回流,导致砂堵油管及地面设备,影响了现场施工人员对相关数据的录取。采取合理的工作制度、优化压裂设计方案,对于勘探井,采用包覆支撑剂、井口安装除砂器等措施,可以对支撑剂回流进行有效控制。