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支撑剂回流控制技术研究与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
针对中原油田油气井压裂后支撑剂回流的问题,分析出了影响支撑剂回流的主要因素有液体黏度、排液速度、毛细管力和水锁效应、顶替量、裂缝闭合程度、作业程序等。针对支撑剂回流的原因,研究并采用了分段破胶技术、压裂后处理技术、裂缝强制闭合、高表面活性剂技术、尾追树脂包衣支撑剂、排液程序优化等工艺技术,以阻止支撑剂回流的发生。应用支撑剂回流控制技术分别在油田所属天然气产销厂、采油一厂、采油四厂现场试验及推广应用12井次。其压裂井段为2917.8~3516.0m,共87个小层,厚度170.6m。施工累计用液为3017.6m^3;加砂373.3m^3,平均砂比为26.9%;施工破裂压力为40.9-79.8MPa,排量为3.6-6.0m^3/min,施工工艺成功率为100%。压前日均产油为7.6t,压后日均产油为22.9t,平均增油为15.3t,已累计增产原油为6063t。压前日均产天然气为5.9×10^4m^3;压后日均产天然气为17×10^4m^3,平均日增天然气为11 .1×10^4m^3,已累计增产天然气为4143×10^4m^3。 相似文献
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2005年11月19日,四川石油管理局井下作业公司在川中八角场地区成功完成美国柏灵顿公司反承包井角65B井大型加砂压裂施工。在施工中用时160min,12台压裂车向该井3084~3094m施工层段注入液体1046.3m^3、支撑剂328t,施工最高排量每分钟8.6m^3,施工最高泵压72.8MPa,创下了国内加砂压裂施工注入地层液体量最多、泵注时间最长的新纪录。 相似文献
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通道压裂维持高导流能力的前提是支撑剂团完全支撑裂缝,但目前对于不同厚度和直径的支撑剂团能否完全支撑裂缝尚不清楚。基于弹性力学理论,建立支撑剂团与地层接触有限元模型,研究不同厚度和直径的支撑剂团在地层闭合压力下的最优铺置间距,即支撑剂团最优铺置间距。当相邻支撑剂团间距小于最优铺置间距时,支撑剂团可完全支撑裂缝,反之裂缝部分闭合,导流能力下降。以支撑剂团最优铺置间距为基础,根据物质守恒原理,计算出最优中顶液脉冲时间。研究结果表明:施工排量和地层闭合压力越高,最优中顶液脉冲时间越短;裂缝宽度越大,最优中顶液脉冲时间越长。整个通道压裂过程应提高施工排量,在高闭合压力地层中减小最优中顶液脉冲时间,在低闭合压力地层中应增加最优中顶液脉冲时间。 相似文献
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异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究 总被引:5,自引:3,他引:2
随着勘探的不断深入,首次在新探区采用压裂技术时难度越来越大,部分井岩性致密,加之地应力异常高,导致压裂施工时在低排量情况下施工压力非常高,无法加砂而使压裂施工失败,达不到改造和认识储层的目的。文章以武1井为研究对象,该井为吐哈油田在民和盆地的一口探井,第一次压裂因施工压力异常高,在1.3 m3/min排量下井口压力达到83.3 MPa,支撑剂根本无法进入地层而未获成功。通过分析武1井首次压裂失败的原因,研究并采取了高能气体压裂、酸化解堵等近井筒处理措施和小粒径支撑剂、支撑剂段塞、优化泵注程序等针对性工艺,使第二次压裂施工获得成功,加砂26.04 m3,压后日产水5.0 m3,日产气2000 m3,这对类似储层的压裂改造积累了宝贵经验。 相似文献
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针对斜井水力压裂中易出现的问题(产生多裂缝,裂缝扭曲,易发生砂堵),开发了斜井压裂工艺技术。所用工作液和材料有:含有机氟表面活性剂的预前置液;HPG/有机硼OB 99低伤害冻胶压裂液;高强度陶粒支撑剂;支撑裂缝处理剂。采用FracproPT软件进行压裂设计,建立的整套高效能低伤害压裂工艺特点如下:先用高粘(87mPa·s)压裂液在低排量下施工,形成主裂缝后改用中粘(60mPa·s)压裂液并逐渐加大排量;使用预前置液支撑剂段塞;降低前置液量;提高砂比;欠顶替;裂缝强制闭合;分段破胶;地层预处理和后处理。压裂施工方式多样,随储层和井况而定。采用该工艺技术在中原油田进行10井次压裂,施工井井斜41°~53°,施工成功率为90%,原先仅为65%。10口斜井压裂后油(气)产量均增加。表3参6。 相似文献
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滑溜水体积压裂是非常规致密储层的主要经济增产措施,支撑剂的运移与分布规律决定着复杂裂缝网络内支撑剂的最终分布形态和导流能力.文中采用PIV(粒子成像测速)系统捕捉支撑剂颗粒在主裂缝中的瞬时运移状态,研究了不同压裂液黏度、排量、砂比和支撑剂筛 目条件下支撑剂铺置后的砂堤平衡状态,揭示了砂堤前缘与末端流场的变化规律.结果表明:随着排量、砂比和支撑剂筛目的增大,以及压裂液黏度的降低,支撑剂颗粒在砂堤前缘入口处和离开砂堤峰部时的运移速度更快,湍流强度更大,形成的有效裂缝更长;砂堤处于平衡状态时的高度和时间随着排量增加而减小,砂堤整体形态变得平缓;砂比越大,砂堤峰部出现位置越靠近裂缝入口处;优化的排量为10~12m3/min、砂比控制在20%以下、压裂液黏度在6~16mPa·s、支撑剂筛目为40/70目时,形成的砂堤高度和长度最大.该研究成果可以为滑溜水体积压裂设计和施工提供有效的技术指导. 相似文献
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《油气井测试》2018,(6)
英买4-2X井为塔里木油田火成岩首口加砂压裂改造井,井斜大,储层埋藏超深(大于5 600 m),属于中孔特低渗储层,具有中孔细喉型结构,高角度天然裂缝发育,加砂压裂施工难度和风险高。结合储层特点,优选低伤害0. 3%瓜胶压裂体系,采用前置酸降破处理,适当提高前置液比例,采用多级支撑剂段塞打磨技术等措施,成功对英买4-2X大斜度井实施了加砂压裂改造。施工挤入地层液体559 m~3,最高排量4. 2 m~3/min,施工压力88~93 MPa (接近管柱安全极限),挤入地层砂量22. 2 m~3。压后气举求产,日产油4. 52 m~3,日产水23. 83 m~3,为低产油水同层。但由于采用常规压裂施工井口和81. 28 mm管柱,施工排量受限,砂堵风险较大,加砂量未达到设计要求。建议该区块后期单井压裂施工设计时考虑采用较大尺寸施工管柱,为压裂施工提供合适的压力空间,提高改造效果。 相似文献
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支撑剂回流现象在一些闭合应力低、结构疏松、微裂缝发育的砂岩层段及高压气藏时有发生。纤维控制支撑剂回流技术具有工艺简单,压后快速返排的特点。室内研究表明,在目前常用的压裂液、支撑剂体系下,适用于压裂改造控制支撑剂回流的纤维种类为聚丙烯类纤维,在液相、固相中分散性好,适用纤维长度为8~12mm,纤维浓度为0.8%~1.0%,纤维压裂液体系静态悬砂半衰期可达72h,加入纤维后的支撑剂充填层临界出砂流速可提高10倍以上,对裂缝导流能力和渗透率影响较大,但与储层基质渗透率相比仍然较大,不会影响压裂改造后的产量。 相似文献
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包胶支撑剂及回流控制技术的新进展 总被引:24,自引:4,他引:20
经过20余年的发展,包胶支撑剂(包括树脂包胶支撑剂、加维支撑剂、热塑膜支撑剂和表面改良支撑剂)已成为控制水力压裂后支撑回流的主要手段之一,随着色胶支撑剂的发展,各种性能都在不断改进和完善,应用范围也在逐步扩大,而国内还处于技术空白区。本文介绍了“边色胶边注入”施工工艺,“二次包胶支撑剂”的应用;介绍了加纤维支撑剂,它是稳定支撑剂充填层,可替代固化色胶支撑剂,是阻止支撑返排的一种新工艺;介绍了热塑膜支撑剂,它可进一步提高支撑剂的回流控制效果、增大支撑剂抵抗地层应力振荡的能力,而施工费用仅为树脂涂敷支撑剂的50%~70%;还介绍了表面改良支撑剂能增加粘胶性或附着力、提高充填层的孔隙度和裂缝导流能力,同时介绍了配伍使用和分子结构模型。 相似文献
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预防支撑剂回流的纤维增强技术实验研究 总被引:9,自引:7,他引:2
支撑剂回流对压裂井有着不利影响,油气田上提出了多种方法来消除或减少支撑剂的回流,其中以纤维增强支撑剂技术最具发展潜力。通过配伍性实验,从5种纤维材料中筛选出了在压裂液中分散性好、不影响压裂液性能的纤维材料A样。把A样纤维和支撑剂混合后,进行了不同闭合压力、不同压裂液粘度和不同纤维浓度的支撑剂充填层稳定性测量实验,并优选出合适的纤维加量为0.9%-1.2%。实验结果表明,加入纤维后,支撑剂充填层的临界出砂流速提高了10倍以上,明显增强了支撑剂充填层的稳定性,对预防支撑剂回流返吐非常有效;同时纤维对支撑剂导流能力的影响可以忽略不计,即不会降低压裂井的增产效果。 相似文献
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The conductivity of fracture is significant for fractured well production. In order to study the influence of glass fiber, which is used for preventing proppant flowback on conductivity of proppant, the conductivities of various proppants were tested by applying FCES-100 device, thus grasping the law of proppant conductivity change with fiber and fracturing fluid residues. The experimental results indicate that the law is similar for various proppants. The fiber is nearly no influence on proppant conductivity under lower pressure. However the influence of fiber becomes prominent when increasing pressure. The conductivity of proppant decreases about 30–40% caused by fiber when the pressure reaches 70 MPa. Fracturing fluid residues can reduce the conductivity of proppant more than 50% and combined with fiber the conductivity of proppant can be reduced more than 70%. So it is suggested that fiber should not be used for preventing proppant flowback in high closure pressure reservoir. 相似文献
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压后排液作为压裂和后期生产“衔上接下”的关键一环,页岩气井压裂后返排控制参数的选择及返排制度的制定还一直处于探索阶段,返排控制参数对页岩气井返排率及气井产量的影响尚不明确,返排关井时间、返排油嘴使用和更换基本都凭经验和固定模式。通过某区大量页岩气井返排数据分析,研究了返排速度、压裂+关井期间压裂液与页岩作用对返排率和气井产量的影响,明确了页岩气井压后返排作法,研究结果表明,提高返排率有利于提高页岩气井产能,但返排率不是决定气井产能高低的关键因素;页岩气井压裂施工结束后关井有利于人工裂缝的继续扩展,提高单井产量,但关井时间过长会引起大量的压裂液滞留于地层对储层造成伤害,反而降低气井产能;提出开井初期采用慢返排模式更有利于提高返排率和单井产能,采用对“油嘴进行控制、逐级放大、连续、平稳”的排液制度。页岩气井返排规律及控制参数优化结果为该区块页岩气井压后返排控制参数的优化提供了依据。 相似文献
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水平井投球分段压裂技术及现场应用 总被引:4,自引:0,他引:4
水平井的压裂改造技术是当前国内外研究的热点和难点之一,目前基本采用井下工具进行分段压裂,工艺复杂,可靠性较差,在已大段射孔的水平井中无法应用.针对已大段射孔、无法下井下工具的水平井,提出了水平井投球分段压裂技术.采用系统优化设计方法,在裂缝类型预测、储层地质精细划分、裂缝参数优化、压裂材料优选、投球批次及数量优化和施工压力预测等技术基础上形成了投球分段压裂整体技术,不需要特殊的井下工具.通过西柳10平1和西柳10平3井两口水平井的现场实施,该技术分段准确,增产效果显著.现场试验表明水平井投球分段工艺简单、可靠,是一种值得推广的技术. 相似文献