一种新型油溶性暂堵剂及应用

为降低高闭合应力储层暂堵压裂施工压力高、砂堵风险大等难题,同时为进一步提高非常规致密油气单井的产量,研究形成一种新型暂堵剂ZD-150。该暂堵剂抗温性能可达到120℃,48 h油溶率大于95%,24 h酸溶率小于5%,0.2%瓜胶携带15%的暂堵剂悬浮稳定时间可达12 h,且具有抗压性高和暂堵效果好的特点。现场10多井次应用表明:ZD-150通过与粉陶结合,可将施工的转向效果提高1.5倍,改造后效果提高2.1倍,为非常规储层体积压裂模型下提高裂缝复杂程度提供了新型材料。     

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。      

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。      

致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

随着油气田勘探开发的不断深入,非常规致密油气藏已经成为油田增储上产的主要研究对象,该类型储层渗透率低(＜0.1×10?3 μm2)、两向应力差值大(＞10 MPa),单纯依靠大排量、大液量改造以形成缝网的难度较大,需通过缝内暂堵转向压裂技术进一步增大净压力,提高裂缝复杂程度。暂堵剂类型的优选和用量设计是决定复杂缝网形成的关键,进而影响压裂井的改造效果。优选水基温控溶解型暂堵剂,综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数,形成了暂堵剂用量设计方法。现场共计应用了11口井37层,其中28层投放暂堵剂后等排量下压力上涨0.5~7.0 MPa,有效率达到75.7%,实现了缝内暂堵转向造缝网的目的,为后期致密储层改造提供了理论依据,实现了致密油气藏的有效动用。     

油田转向压裂用暂堵剂研究进展

暂堵剂能够暂时封堵高渗层,迫使工作液转向压裂低渗层,进而实现储层的均匀改造,具有封堵强度大、对地层无伤害、施工工艺简单等优点。根据暂堵剂在裂缝中作用机理的不同,本文将暂堵剂分为颗粒类、纤维类、胶塞类和复合类等四种类型,综述了四种类型暂堵剂的暂堵机理、技术特点以及现场应用情况。     

高强度纤维复合暂堵剂试验研究及现场应用

塔里木盆地库车山前井具有埋藏深、地层压力高、温度高、孔隙度低、基质渗透率低但发育天然裂缝、储层厚度大、纵向非均质性强等特点,储层必须经过改造才能获得高产。为了提高储层纵向改造均匀程度和改造效果,暂堵转向成为改造首选技术。缝内转向压裂技术是在水力压裂过程中加入暂堵剂,在主裂缝通道内暂时形成桥堵。在近井,需要转向以均匀改造所有射孔簇;在远井,需克服闭合应力在人工裂缝内转向产生更多分支缝。目前大部分为单一纤维暂堵剂,根据对比分析,优选复合暂堵剂在压裂改造中作为暂堵转向材料,并通过室内试验获取改造不同裂缝所需的最优纤维长度和最佳暂堵球粒径组合以及最佳浓度,与压裂工艺相结合,获得了较好的应用效果。     

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。     

利用人工暂堵转向提高重复压裂效果

针对新疆油田老井常规重复压裂增油效果逐年下降不能满足油田发展需要的问题,在裂缝的造缝及重定向机理研究基础上,开展了人工裂缝暂堵剂以及转向压裂工艺的选井选层等方面的研究。通过选用高强度暂堵剂,使重复压裂产生不同方向的人工裂缝,打开新的油气流通道,动用剩余油富集区,提高油田采出程度。这种通过采用暂堵剂堵塞原裂缝,使重复压裂缝相对于原有裂缝方位发生偏离、转向,改造动用程度低甚至未动用的储层,不仅可提高重复压裂增油效果,还能在一定程度上改变水驱方向、提高注入水利用率。因此,重复压裂压开新裂缝及新裂缝重新定向对中高含水期的低渗透油田开发具有重要意义。     

暂堵压裂在低渗透油田的研究与应用

针对低渗储层,裂缝侧向存在大量死油区、微裂缝和隔夹层发育等问题,通过向储层裂缝加入暂堵剂提高缝内净压力开启微裂缝,实现裂缝转向,并在纵向突破隔夹层的限制,更大程度地动用剩余油。经过多年研究和现场应用,暂堵压裂形成了缝口暂堵压裂、缝内暂堵压裂、多缝压裂和复合缝网压裂等4项工艺技术,现场大量试验和应用证明暂堵压裂可以达到很好的增油效果。     

水平井多裂缝压裂改造技术在苏里格气田的应用

针对苏里格储层的超低渗特点,提出了通过压裂改造形成主裂缝与次生裂缝相结合的裂缝系统的储层改造思路。通过采用暂堵剂实现缝内暂堵压裂,裂缝监测结果表明运用多裂缝压裂工艺能够在压裂过程中形成多裂缝,在4口井的现场应用中取得了良好的增产效果。     

查干凹陷火山岩储层压裂技术研究与应用

随着勘探开发技术的不断进步,火山岩储层压裂井次数逐渐增多。但由于火山岩储层具有岩性变化大、非均质性差、破裂压力高等特点,采用常规压裂改造技术往往达不到满意的增产效果。因此,针对查干地区火山岩油藏的储层地质特征和压裂改造难点,结合储层敏感性及岩石力学特征分析实验,优选出低残渣、低伤害的压裂液体系。在压裂工艺技术方面,进行了暂堵剂转向、全程伴注液氮工艺的研究,初步形成了一套较为有效的火山岩油藏储层水力压裂工艺技术体系。现场应用取得了显著的增产效果,对火山岩油藏的高效开发提供了一套有效的储层改造技术。     

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。     

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。     

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。     

大庆外围低渗透油田直井多分支缝压裂提产技术

大庆外围低渗透油田常规压裂形成小规模双翼缝,缝控体积小、增产效果差,增加缝长不仅易沟通邻井,还不能改善井排间砂体控制程度,且成本较高。直井多分支缝压裂技术,在井网条件下,通过在主缝两侧形成多条分支缝,有效增大缝控体积,改善井排间砂体控制程度,提高增产效果。通过物模及数模实验,明确了分支缝形成机制;基于岩石力学参数变化规律和分支缝起裂特征,形成了集地应力演变计算、裂缝参数优化的完整优化设计方法。研究评价优选了纤维缝内暂堵剂,形成了“纤维+支撑剂”缝内暂堵工艺,配套了现场诊断控制方法。现场累计应用310口井,初期单井日增油1.9~4.8 t,达到常规压裂的2.1~4.0倍,投入产出比达1∶2.5,为大庆油田低渗透储层的高效开发提供技术支撑。     

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。      

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。