川西高破裂压力储层压裂改造配套技术优化研究

针对川西须家河组地层埋藏深、储层致密、破裂压力高而导致压裂改造时"施工压力高、加砂难度大"的问题,对能适应高破裂压力储层的超高压压裂配套的工具、管柱、井口级别进行了优化研究,形成了一套适合川西地区超高压压裂的配套技术,并就井下工具的选择制定了优选原则。对适应高破裂压裂储层压裂施工的井下工具进行了优选,高压条件下的加砂压裂改造,建议和Y241配合使用或采用Y341封隔器+双水力锚组合。     

裂缝性储层水平井压裂过程中起裂条件研究

常规储层的压裂施工遇到的裂缝较少,所以压裂设计中假设裂缝尺寸固定不变,所以误差不大;然而针对裂缝性储层压裂设计,必须考虑井筒压力增加引起井筒多条裂缝的尺寸变化,以及其对滤失量和井筒内压力的影响。将压裂过程中井筒压力引起的裂缝宽度变化引入到经典的基质、裂缝滤失理论中,同时借鉴现场施工常用的管柱摩阻计算方法,建立了由滤失和压缩引起的裂缝性储层井筒憋压模型。该模型主要对不同水平井长度下基质孔隙度、渗透率,天然裂缝缝宽、缝长、缝密,工作液密度、黏度,以及岩石破裂压力对施工压力的影响进行分析。研究表明储层的基质渗透率、裂缝发育情况是影响裂缝起裂的主要因素,地层的抗张强度对施工压力的影响最为明显;施工过程中工作液密度比其黏度对井口施工压力影响更显著。该研究对裂缝性水平井压裂工艺优化具有重要的指导意义。     

加砂压裂改造技术在野云2井的应用

塔里木盆地储层埋藏深,地层压力系数高,地层破裂压力梯度高。由于施工井口压力高,常规加砂压裂工艺无法实施作业。塔里木油田野云2井通过采用加重压裂液体系和2000型压裂车组更换泵头及高压管线的方法,成功实施了加砂压裂作业,为国内类似井储层改造提供了经验。     

新型后效体射孔技术在深层致密储层压裂中的应用

致密储层需经过大规模压裂才能经济开发,但随着储层深度增加,压裂施工往往面临施工泵压过高、无法有效压开地层的关键难题。新型后效体射孔技术利用聚能射孔弹穿过储层,形成的超高速金属射流穿过后效体,在挤压地层形成孔道的同时,后效粒子在孔道有限空间内二次做功使孔道末端瞬间开裂,大幅提升孔道直径及沟通地层天然裂缝的能力。现场应用表明,相比于常规射孔,后效体射孔技术可有效增加射孔孔径和孔道周围微裂缝,大幅降低压裂施工的破裂压力、减少射孔压实污染的影响,有助于提高致密储层压后产量。     

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。     

川西须家河高应力致密储层完井技术

川西须家河高应力致密储层破裂压力高、改造排量低、完井管柱安全风险高，通过对前期储层改造井系统梳理分析，从井口限压、降破工艺、完井管柱及工具结构等方面出发，配套完善了一套适用于致密储层压裂改造的技术。D201井采用140 MPa井口装置提高施工压力到120 MPa,相比105 MPa井口提高施工压力25 MPa,解决了井口限压低、加砂难度大的问题；M2井采用后效射孔技术改善高破裂压力井近井地带的渗流形态，有效提高储层的可压性；X5井采用Ф114.3 mm+Ф88.9 mm大尺寸油管配套高强度工具的完井技术，提高施工排量及管柱安全性，满足高应力致密储层大排量、大液量、高施工压力的改造需求。该技术的成功应用为高应力致密储层完井提供了新思路，为储层产能释放提供了技术保障。     

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。     

松南深层储层人工裂缝特征及压裂对策研究

松南地区深层储层主要分布火山岩和碎屑岩,属低孔特低渗储层,储层分布不稳定,物性变化大,压裂施工中多数井存在砂堵和高压停泵的问题,压裂成功率较低。通过压裂压力分析、地应力试验评价和监测资料分析等,得出松南深层压裂人工裂缝特征主要是:地层弹性模量大,岩石变形困难,破裂压力较高;天然裂缝发育,引起较窄的多裂缝起裂和延伸;储隔层地应力差较小而造成缝高延伸过量。针对压裂裂缝特征和压裂难点进行了相应的压裂工艺技术研究,并进行现场试验,取得了良好的压裂效果,大大提高了压裂的成功率。     

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超正压射孔与加砂压裂联作是在射孔的同时向地层施加超过地层破裂压力的压力，使地层产生裂缝，随即加入前置液，充分利用射孔产生的裂缝，压开地层，使裂缝尽可能沿着射孔方向延展，降低加砂压裂难度，改善储层渗流状况。文章介绍了超正压射孔与加砂压裂联作的工艺技术原理、技术特点、工艺流程，以及该联作技术在白马庙气田的应用。并提出：① 对于中、深井或老井采用油管施工井筒摩阻高，泵压高，可能超出油套管或井口安全承压值，对此类井可考虑采用环空进行联作施工，降低施工泵压及施工难度；②联作管柱可考虑采用筛管加73枪或89枪的组合，同时结合环空进行施工，不但可以满足正常加砂，并且不必进行丟枪作业，减少了施工工序，也避免了丟枪压力值可能超高的不利因素；③超正压射孔时可考虑采用60°相位角，使射孔裂缝分布比90°相位角的射孔裂缝更为合理，使加砂压裂更易进行压后评估和经济评价分析。     

超临界二氧化碳压裂过程中注入压力对致密砂岩力学特征的影响

针对致密砂岩气藏采用超临界二氧化碳压裂技术开发中,未考虑二氧化碳流体对储层岩石力学影响,从而导致设计压裂施工参数与现场实际不吻合问题,取苏里格气田2 800 m左右石盒子组地层岩心,在围压38 MPa、温度85 ℃下,模拟地层条件开展超临界二氧化碳压裂致密砂岩岩石力学特征实验,测试二氧化碳注入压力从3 MPa增加到35 MPa,然后加轴向压力至岩石破坏,获得致密砂岩岩石应力—应变曲线。研究表明,随超临界二氧化碳注入压力增大,致密砂岩抗压强度、弹性模量均减小,泊松比则增加,脆性指数先略微增大而后呈减小趋势。拟合出脆性指数与二氧化碳注入压力的关系式,相关系数为0.903 6,注入压力为4.55 MPa时脆性指数极值为0.483 5。超临界二氧化碳压裂时应考虑注入压力对岩石力学参数的影响,弹性模量、泊松比、脆性指数等岩石力学参数影响致密砂岩裂缝起裂及扩展规律。     

天然裂缝储层压裂时套压大幅度增加的新解释

通常对裂缝性储层进行水力压裂改造时,套压在加砂过程中大幅度增加,当它们增加到一定程度时就无法继续加砂.一种解释是,在压裂过程中阻力多裂缝的不断开启,条数增加,净压力不断增加,裂缝吃砂宽度狭窄,无法接受高砂比.研究认为,延伸压力的增加源于:1)高滤失导致砂浆浓缩加快;2)周边或局部砂堵部位增多后造成憋压;3)闭合应力增加;4)砂浆流动阻力增加;5)裂缝条数有限增加.搞清楚这种机理有利于采取针对性措施提高改造水平.     

裂缝性储层渗透率返排恢复率的影响因素

在裂缝性低渗透储层钻井完井过程中,工作液滤液及固相侵入会对储层造成损害。采用屏蔽暂堵技术形成致密封堵层,可对储层进行有效保护,而渗透率返排恢复率是衡量屏蔽暂堵技术质量的重要指标。使用同一工作液并调整其粒度分布,分别对低渗砂岩裂缝岩样进行了封堵层形成与返排试验,探讨了工作液粒度分布及压力梯度对返排恢复率的影响。试验表明,随着压力梯度增大,返排恢复率呈先增大后减小的趋势。固相粒度与缝宽最优匹配原则不是固定不变的,而是受缝面微凸体高度与缝宽比值的影响。固相侵入浅,返排恢复率高;固相侵入深,返排恢复率低。对于水力学宽度为20~70 μm的细砂岩裂缝岩样,最优返排压力梯度为7.8~24.2 MPa/m,最优匹配原则为1/3~2/3架桥,且接近于2/3架桥。裂缝性储层返排过程中存在最优返排压力梯度,固相粒度与缝宽匹配程度直接影响固相侵入深度,进而影响渗透率的返排恢复程度。      

川西裂缝气藏储层保护研究新进展

川西深层致密砂岩储层裂缝具有形态各异、尺度分布广等特点,其井下缝宽难以准确预测。在孔隙性储层中推广的屏蔽暂堵和无渗透技术,由于存在封堵尺寸小、屏蔽强度有限、压力返排率低的局限性,在裂缝性储层中运用就效果差。通过对裂缝工程与地质特征的描述,确立了“保护裂缝为主、兼顾基块”原则,提出了针对裂缝性储层采用高酸溶性、高效、高抗压,快速防漏堵漏保护思路,研制了针对1 mm以下缝宽的防漏钻井液和5 mm以下缝宽的堵漏浆配方。现场应用表明堵漏一次成功率高,抗压强度可达10 MPa,压力返排渗透率恢复速度快,储层保护效果好。     

四川盆地元坝地区陆相储层高破裂压力成因与技术对策

四川盆地元坝地区处于强应力场环境中,其陆相储层破裂压力梯度为0.026~0.037MPa/m,已成为制约该区完井、储层压裂改造效果的主要技术难题。为此,在深入研究储层高破裂压力的地质成因和工程作用对破裂压力影响的基础上,探索试验了降低施工作业井口压力的技术措施和方法:以近最大水平主应力方向作为射孔方位,同时采用长井段、大孔径、高孔密、深穿透射孔(含喷砂射孔、补充射孔)来降低压裂造缝压力;采用酸损伤(酸泡、酸洗)技术来解除储层污染和降低岩石强度;采用加重酸液增加液柱压力和大内径管柱配合低阻性酸液或压裂液体系以降低施工摩阻。现场应用实践表明,单独或组合采用这些工艺技术措施,就能有效地降低施工作业的井口压力,实现储层酸压或加砂压裂改造作业。该试验研究成果可供类似地区借鉴。     

裂缝性气藏压裂关键技术

结合川西和国内外裂缝性油气藏在压裂施工实际,在裂缝性气藏压裂施工过程中,由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失、主裂缝难以形成和延伸,施工过程中表现出高的施工压力和低砂比阶段快速砂堵等难点,通过压前裂缝诊断技术、压裂施工过程中的综合降滤、实时裂缝诊断技术是确保裂缝性气藏压裂避免沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,确保施工过程中形成具有一定缝宽的主裂缝的关键。为后期加砂压裂提供了基础保障。
     

考虑裂缝宽度及压差的裂缝-孔隙型储层屏蔽暂堵实验研究

孔隙型储层的屏蔽暂堵技术研究应用较成熟，而裂缝一孔隙型储层的研究不够深入，未充分考虑裂缝宽度及正压差的影响，因此有必要研究不同缝宽及压差条件下的屏蔽环暂堵效果。对川东北区改性后的钻井液进行评价，以碳酸盐岩为实验岩心，进行了裂缝宽度分别为10m、20m、50m的岩样的屏蔽暂堵实验及同一岩样在正压差为1MPa、2MPa、3MPa和4MPa的屏蔽暂堵实验。研究结果表明，改性浆对裂缝宽度在10～50m的岩样暂堵和返排效果好，强度高，并且和该钻井液粒度峰值相匹配的裂缝宽度为50m左右的岩样，暂堵和返排效果最好。裂缝宽度在10m左右的岩样，合理的正压差为2MPa。     

基于可视缝宽测量的储层应力敏感性评价新方法

储层应力敏感性在储层保护、产能预测、油气田开发方案制定等方面有着重要的研究意义。利用加载岩石微观图像分析装置,研究了致密碳酸盐岩在不同围压下的裂缝宽度和渗透率分布特征及变化规律,结合常规的储层应力敏感性评价实验,探讨了储层应力敏感性的裂缝宽度特征值。研究表明:①裂缝压缩过程具有自相似性,裂缝宽度在围压(0~20 MPa)增加后仍呈正态分布;②窄裂缝比宽裂缝对围压变化更敏感,但宽裂缝绝对变化量大;③宽裂缝宽度控制并反映了致密岩石渗透率的整体变化特征,岩样90%的渗透率由仅占10%的宽裂缝所决定;④裂缝宽度累积分布曲线上纵坐标为90%所对应的缝宽,可以用来评价裂缝性致密储层的应力敏感性,同常规应力敏感性评价结果较为一致。     

川西坳陷新场气田须家河组二段储层裂缝特征及识别

川西坳陷新场气田须家河二段为低孔低渗、超深超压、致密岩屑砂岩储层,裂缝对储层有着至关重要的作用。通过岩心裂缝识别并结合成像测井裂缝识别归纳总结研究区储层的裂缝特征,在此基础上选取裂缝和非裂缝以及有效裂缝和非裂缝样本,提取常规测井参数,运用逐步判别法、样品检验概率判别法、裂缝有效宽度和孔隙度计算法对储层裂缝进行了研究。认为无充填和半充填的垂直缝及高角度缝为有效裂缝,与研究区实际情况相符。     

非常规油气藏压裂水平井动态缝网模拟方法及应用

非常规油气藏压裂水平井投产后,储层压力变化导致压裂缝产生形变,表现出动态缝网特征,对油气井产能具有重要影响.为准确模拟动态缝网对非常规油气藏开发的影响,提高开发方案设计水平,首先构建了描述裂缝宽度时变性及裂缝宽度非均匀分布的裂缝形变数学模型,可同时模拟裂缝宽度和长度的变化;然后采用传导率修正技术,将裂缝形变数学模型与离...     

塔里木盆地深层致密砂岩气层应力敏感性

深层-超深层致密砂岩气藏是塔里木盆地油气勘探开发的重点对象,其在钻完井和生产过程中经常表现出与井筒液柱压力或井底流压变化十分敏感的复杂工程行为。为了揭示深层致密砂岩应力敏感特征及主控因素,以塔里木盆地3个典型天然气藏(DB、YM、KS)为研究对象,分别开展了模拟围压递增条件下的裂缝和基块岩样应力敏感实验,并基于扫描电镜、铸体薄片、X-射线衍射、高压压汞等分析手段,分析了孔隙结构、矿物组分、裂缝发育特征对深层致密砂岩应力敏感性的影响。结果表明,塔里木盆地深层致密砂岩基块应力敏感系数为0.280 6~0.771 4,应力敏感程度总体为中等偏强-强,其中KS(0.771 4)>DB(0.654 0)>YM(0.579 6);裂缝应力敏感系数为0.532 3~0.806 9,应力敏感程度总体为中等偏强-强,其中YM(0.726 2)>KS(0.693 5)>DB(0.626 5)。深层致密砂岩应力敏感程度受地层埋藏深度、孔隙结构、矿物组成和裂缝发育程度综合因素控制。基块岩样应力敏感程度与储层埋深、不稳定矿物组分含量、黏土矿物含量成正相关,与储层石英含量、孔隙度、渗透率、孔喉半径成负相关。裂缝岩样应力敏感程度主要受裂缝宽度控制,应力敏感程度随裂缝宽度增大而减小。