超支化压裂液在川西致密气藏的应用研究

压裂液是影响支撑裂缝导流能力的主要因素之一.但常规胍胶稠化剂水不溶物含量高、压裂液破胶残渣多,给川西中浅层高效开发带来了极大挑战.通过低伤害压裂液优选,提出了采用超支化压裂液,降低压裂液成本、降低对储层伤害的思路.采用“准一步法”工艺,合成了超支化聚合物稠化剂,并通过交联剂、黏土稳定剂及破胶剂功能团优化设计和合成,研究形成了一种超支化压裂液体系.室内评价表明,该压裂液具有配方简单,交联后挑挂性好,耐温耐剪切性好,易破胶,破胶液表面张力低,残渣少等优点.成本对比表明,该超支化压裂液成本约为常规胍胶压裂液的77％,是一种“清洁”、低成本的压裂液体系.通过在川西某气田探边井应用表明,该压裂液施工摩阻约为常规胍胶压裂液的30％～50％,具有摩阻超低的特点,并且压后排液速度快、返排率高,在川西致密储层大型压裂改造中具有突出的成本与技术优势.     

压裂液返排时机优化研究

长期以来,油气井压裂施工结束后压裂液返排时机的选择一直以压裂液的破胶时间作为主要依据,但相当数量井的返排效果并不理想。研究表明,压裂液返排时机不仅仅与压裂液破胶时间有关,更与储层物性,尤其是储层力学参数及应力等息息相关。首先从储层物性特征着手,返排的时机既要保证措施地层具有足够的返排能量,又要控制支撑剂回流;其次对压裂液快速破胶进行研究,主要包括室内研究、地层温度场的模拟及不同温度下压裂液破胶的变化情况研究。不同岩性的储层,压裂液返排时机选择依据不同:针对埋深较深、压实较好的刚性地层,应以压裂液的快速破胶作为依据;对于较疏松的地层,应兼顾地层闭合时间及压裂液破胶时间,首先取得准确的地层闭合时间,再以其作为调整压裂液破胶时间的主要依据,最后根据压裂液破胶时间确定开井返排时间。     

莫里青敏感性低渗透油藏压裂工艺技术

莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征。为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计两个方面进行研究。应用柴油和原油两套低伤害乳化压裂液体系、提高压裂液效率、合理的压后返排程序、优化射孔段、整体优化压裂设计等手段,获得理想的矿场施工效果,推动敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展。     

低伤害压裂液在川西侏罗系致密气藏后期开发中的应用

针对川西侏罗系致密气藏储层物性差、孔隙结构差、喉道微小、储层敏感性强和常规压裂液残渣形成滤饼及压裂液水相滤失量大和地层压力低而储层伤害大等难点,通过降低常规压裂液稠化剂浓度和调整其他添加剂等技术处理,形成了低浓度稠化剂低伤害水基压裂液体系,并将CO2泡沫压裂液和自主研发的自生热增压型“类泡沫压裂液”应用于川西侏罗系致密气藏后期开发中的加砂压裂改造。经对比实验研究证实,低浓度稠化剂水基压裂液能显著降低残渣形成滤饼后对储层的伤害,显著提高了支撑裂缝的导流能力,压后天然气增产效果明显,泡沫压裂液和自生热增压型“类泡沫压裂液”的滤失系数及伤害性远比常规压裂液小,增压助排作用明显．压裂返排率比常规压裂液高．采用“类泡沫压裂液”施工时,返排率最高达92％,平均为77．3％,比常规液氮拌注的平均返排率高38.3％。采用3种低伤害压裂液的施工井获得的天然气增产效果远比采用常规压裂液施工的井好,现场效果明显。     

玉北6区块深层稠油油藏压裂技术研究与应用

鲁克沁油田二叠系梧桐沟组深层砂砾岩稠油油藏储层破裂压力高、地层温度高、原油黏度高、岩性复杂,给储层压裂措施带来诸多难题。针对储层特征,压裂以提高施工成功率、提高导流能力、提高储层动用程度、降低储层伤害为思路,以低浓度胍胶高效交联压裂体系、"注水蓄能+压裂"技术、多次加砂、准101.6mm非标油管、组合粒径加砂为技术对策开展研究工作。结果表明:前置液多段塞+段塞式加砂+组合粒径陶粒的加砂方式现场适应性较强,可保证施工成功率与裂缝导流能力;"注水蓄能+压裂"技术使地层能量得到有效补充,弥补了注采井网不完善、高压欠注及地层压力系数下降等缺陷;低浓度胍胶高效交联压裂液体系具有低摩阻、低滤失、低界面张力、返排彻底、对地层伤害小、携砂性能好等特点,现场规模推广应用单井液体成本下降40%;采用准101.6mm非标油管及套管注入压裂可有效降低施工风险。将研究成果应用于玉北6区块17井次,增产、稳产效果明显。     

低渗气井压裂液返排模型研究

低渗气井压裂液返排动态研究对合理制定返排制度、优化压后产能有着实际意义。压后返排是影响产能的重要因素之一。从低渗气井压裂液返排所涉及到的流动出发,建立包括气藏渗流、侵入区滤失压裂液渗流、压裂液裂缝内返排流动和井筒气液两相流动等4个过程的压裂液返排数值模型,考虑储层物性、滤失区物性、裂缝特征及井筒在返排过程中对流动动态特征的影响,并系统研究返排数值模型耦合求解计算方法,实现低渗气井压裂液返排过程的动态模拟。利用返排数值模型对实际井例进行计算,研究缝长、裂缝导流能力、储层渗透率及流度、液氮助排等因素对压裂液返排动态特征、返排效果和产能的影响程度。研究表明,滤液侵入区相渗变化导致永久性产能损失不会发生,而裂缝内紊流将损耗裂缝有效长度,降低气相有效渗透率,制约气井产能,返排控制时应当予以重视。     

页岩气井压后返排动态模拟研究

压裂液返排动态是影响页岩气井水力压裂后产能效果的重要因素。从页岩气井压后压裂液流动机理出发,讨论了压裂液分布区域和特征,利用数值模拟手段描述了压裂液在裂缝系统中的流动,并深入分析了压裂液滞留在裂缝和地层中的机理。根据页岩气水力压裂可能产生的裂缝形态,压裂液分布在高导流主缝、分支缝及压裂液侵入裂缝面周围的页岩基质,在返排过程中,裂缝与基质之间的渗流能力级差、重力分异造成在高导流裂缝的压裂液滞留,气水两相相对渗透率差异为影响分支缝压裂液返排的主要因素,而基质毛管压力则是阻碍基质侵入带压裂液流动的主要原因。开展对页岩气井压后返排动态研究,对于认识页岩气井压后返排率与裂缝系统形态特征的关系极为重要,同时,也为制定合理的返排制度提供了相应的理论指导。     

新疆油田火山岩气藏体积压裂机理研究及应用

进行火山岩气藏压裂改造时,通常采用形成单一裂缝的增产改造技术,气井稳产时间较短.借鉴页岩气开发理念,深入研究火山岩气藏体积压裂机理.根据缝内压力传导的力学模型,研究不同液体体系对压力传导的影响,分析无滤饼压裂液体系对体积压裂的作用,优选出压裂液体系;建立不同角度天然裂缝开启的力学模型,确立体积形成的关键力学条件,并针对火山岩气藏压裂目的层的地应力结构进行实际分析.从储层矿物角度出发,研究对比火山岩储层的脆性系数;根据力学条件,结合压裂工艺过程,建立相关模型,优化研究体积压裂关键工艺参数,包括排量、压裂规模等;分析降阻水、线性胶、浓胶液三种不同黏度液体对裂缝网络的作用.在上述研究基础上,针对新疆油田DX1413井实际地质条件,分析该井进行体积压裂的有利条件,并进行压裂设计与改造施工,对施工曲线、施工过程、施工结果进行分析,得到了一些有益的结论,这些结论对火山岩气藏的开发有重要的启迪作用.     

清洁压裂液技术研究与应用

从作用原理出发,介绍了清洁压裂液的研究现状和应用情况。从现场应用情况看,清洁压裂液对低渗透储层具有良好的控滤失、无残渣、耐高温、黏度大、返排效果好、易于彻底破胶、流变性好、携砂能力强等优点,施工中能够在目的油气层造成更理想的裂缝长度,保持较高的裂缝导流能力,既可以提高油气井的采收率,又能降低对地层的伤害。清洁压裂液作为一类新型的低伤害压裂液具有良好的发展应用前景,应结合压裂技术进行深入研究。     

基于增产倍数的压裂井产液量预测技术研究

近几年来葡萄花油田可措施储层条件变差,压裂施工方式和施工规模发生了改变,对于压后产液量的评价,采用以往的经验估测法,已经不能满足产能预测的要求,而利用软件、模糊神经网络等方法 ,由于参数多、数据量大、计算过程复杂,使得实际操作性差,并且由于参数选择不合理,使得建立的模型与实际情况偏差较大,预测结果误差较大。针对以上问题,建立适应葡萄花当前储层条件的产液量预测模型,为压后产能评价及合理生产参数设计提供指导。本文以葡萄花储层物性参数、应力条件以及压裂效果影响因素为基础,建立了数值模型,模拟压裂前后储层渗流能力以及产液量,引入增产倍数表征压后产液变化,通过分析增产倍数随不同参数的变化趋势,拟合出"影响因素-增产倍数"变化趋势,建立了基于各影响因素的增产倍数产液量预测模型,有效提高了压后产液量预测结果的准确性,为葡萄花储层压后产能评价提供依据。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

深层含CO_2气藏采气完井关键技术探讨

吉林油田长岭气田深层火山岩气藏储层埋藏深,温度、压力高,产气量大,CO2含量高,为15%~30%,CO2平均分压高,最高达11MPa,腐蚀性较强,对于完井管柱、井下工具等的防腐和气井安全生产提出了很高的要求。为了兼顾经济性和防腐要求,长岭气田在综合考虑产气量、临界携液流量、临界冲蚀流量和强度等因素的基础上,给出了油管直径选型;设计了两种类型的采气完井管柱,即:低产、低CO2分压气井采用可取式完井管柱,高产、高含CO2气井采用永久式完井管柱;在采气过程中应用了高等级耐蚀材质管柱、气密封封隔器、加注油套环空保护液等防腐措施,并加强了对气井腐蚀的监测和检测;制定了含CO2天然气开发安全防护距离的确定方法,给出了长岭气田含CO2天然气开发建议安全防护距离,为同类气田的开发提供了有效的参考。     

低渗复杂断块油藏采油技术对策

海拉尔油田构造、岩性复杂,断块破碎,储层物性差,存在储隔层应力差小、窜槽问题突出,施工压力大、裂缝延伸困难,单井产量低、注水压力高,以及储层多而薄等特点.对此,采用人工隔层、变排量和动态胶塞等控缝高技术及高施工压力对策,有效控制窜槽和施工压力高的问题,提高了压裂成功率和增产效果.通过实施矩形井网整体压裂、复杂岩性储层细分多层压裂和多分支缝压裂等技术,薄差层动用程度提高,单井产量增加,注水压力降低.抽油机安装前应根据油井井况和抽油机工况,初步测算平衡块质量和位置,避免出现严重的不平衡现象.对已出现不平衡的在用抽油机,可采取在游梁尾部焊接连接支座、连接配重,或在游梁尾部焊接短游梁、连接配重的改造措施.安装抽油机深井减载或二次减速装置,也可改善抽油机平衡状况,延长系统使用寿命.应用减载装置,降低杆柱下行时的轴向压力;通过扶正器的合理配置、油管锚定及抽汲参数的优化,可有效降低杆柱磨损几率,延长检泵周期.     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

Temperature and strain monitor of COPV by buckypaper and MXene sensor combined flexible printed circuit

Pressure vessels are always under different hazards such as leaking, fracturing, and unknown deformation. In this work, the novel micro-nano sensors were introduced based on flexible printed circuit (FPC). The temperature cycling and hydraulic pressure cycling experiments were carried out. This kind of combined sensor can be embedded and arranged between inner tank and fiber layer without any defect. The experimental results show the new sensor can detect not only thermal strain, but also elastic deformation and plastic deformation caused by pressure. Also can reflect the yield limit of COPV, which can ensure the safety of manufacture.     

高温高压含硫气井测试优化设计应用

在高温高压含硫气藏测试难点分析的基础上,形成了以压力温度预测、管柱力学分析、水合物形成条件预测、储层参数及产能预测等研究为基础,综合考虑测试方式、测试设备、测试工艺间相互影响的测试优化设计指导原则;其主要技术包括管柱及工具优化设计、井口装置及地面流程设计、测试方式优选、施工参数优化为核心。目前,该技术已在川东北、川西地区推广应用14井次22层次,测试作业施工成功率达100%。特别作为测试作业关键技术应用于川西井深7176m和川东北井深7300m的定向区域探井,解决了测试井口装置、地面设备选择标准体系不完善,管柱的受力分析方法不适应高温高压多变应力场和温度场的需要,以及测试地面流程结构组合不合理等技术难题,大幅提高测试作业施工成功率(目前成功率达100%),为西部深层复杂油气资源勘探开发提供了技术保障。理论研究与现场应用实践表明,研制的高温高压含硫气井测试优化设计软件能实现管柱及工具优化设计、井口装置及地面流程设计、测试方式优选、施工参数优化等测试优化设计,能够保证测试作业施工成功率。     

水平井机械隔离上提分段压裂工艺研究与应用

低渗透油田水平井开发是一项复杂而又有实际价值的工程技术。吉林油田4.6×108t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低。为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验。针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,在环空分压和桥塞压裂工艺基础上,对工具和管柱结构进行改进,提出一种利用油管对水平井进行一趟管柱、双封单卡压裂施工多段的水平井上提分段压裂工艺及配套技术,同时,通过地面模拟试验,对研制的上提压裂管柱的水平状态冲砂性能和工具配件性能进行验证。经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求。水平井压裂工具,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,全过程防卡控制,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术。     

河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩热储酸化压裂试验研究

通过对河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩进行大尺寸高地应力酸化压裂物理模拟试验与小尺寸温度应力耦合环境下酸化压裂试验,讨论地应力、温度、酸液排量以及压裂模式等因素与碳酸盐岩压裂效果之间的关系,找到碳酸盐岩储层压裂裂缝的生长规律。研究表明：将裂缝发育与裂缝不发育储层碳酸盐岩压裂曲线对比发现,储层岩石裂缝发育程度可明显降低破裂压力;压裂试验中储层岩石内裂缝激活对破裂压力具有显著影响,现场压裂过程中应当考虑到储层工程地质中裂缝发育程度的问题;酸液处理可显著降低破裂压力,更有利于形成复杂裂缝网络,破裂过程中诱发更多声发射事件,同时储层岩石裂缝发育程度直接影响到压裂效果。     

徐深气田深层气井温度压力分布计算

徐深气田井深3500～4000m,地层压力30～40MPa,井底温度可达150℃,各生产井不同程度含有CO2,给井下管柱安全带来挑战。气井井筒中流体的温度和压力分布是影响井下管柱受力、变形的重要因素,准确进行温度、压力分布的计算,对气井的生产动态分析和管柱优化具有重要意义。针对徐深气田深层气井的流体性质和井身结构,根据传热学理论和质量、能量守恒原理,将井筒分成若干个节点,考虑油管、套管、水泥环及地层之间的传热性质,建立温度、压力耦合模型,并运用迭代法对模型进行求解。分析计算显示,气井产量、CO2含量、油管直径等参数对井筒温度、压力分布具有重要影响:产量越高,井筒温度下降越慢,而压力下降越快;CO2含量越高,温度下降越慢,而压力下降越快;油管直径越大,温度下降越快,压力下降越慢。实例计算表明,所建立的耦合模型简单方便,具有较高的精度,适合深层气井的温度、压力分布计算,计算结果可为气井的生产动态分析和管柱优化提供依据。