高效脉冲式加砂压裂技术研究与实践

随着致密砂岩气藏的深入开发,压后气井稳产时间短、产量递减快的问题日益凸显。因此,对人工裂缝有效穿透率及导流能力要求也就越来越高。脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念,通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料,确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽,从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。室内工程模拟评价及现场试验结果表明:压前储层评价、脉冲时间设计、可降解纤维及配套设备的优化是脉冲式加砂压裂工艺成功的关键;与常规压裂相比,其压后产量得以大幅提升,同时还可降低支撑剂用量和减少砂堵风险。在鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7区块首次完成了3井6层次自主化脉冲式加砂压裂技术先导性试验,其平均支撑剂用量降低了28.3%,平均加砂强度降低了21.88%,压后平均日产气量提高了26.8%。结论认为:该项技术为我国致密砂岩气藏提供了一种高效、环保的储层改造工艺选择。     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。     

可降解纤维压裂技术研究与现场试验

针对海拉尔盆地断块发育、砂体零散、薄差储层纵向无应力遮挡,应用常规压裂工艺效果不理想的问题,开展了可降解纤维压裂技术研究.通过室内实验研制了纤维压裂液体系,改善裂缝铺砂剖面并形成有效支撑,纤维在90℃条件下可降解96.0％,具有良好的悬砂性能且不影响裂缝的导流能力;应用纤维转向压裂工艺使裂缝改造成多条分支裂缝,扩展裂缝与油藏接触面积,压裂效果显著.现场试验表明:可降解纤维压裂液施工井裂缝导流能力和改造效果好于邻井,裂缝导流能力由24.5 μm2·cm增加到31.5 μm2·cm;采用纤维转向压裂工艺的重复压裂井产液强度由初次压裂的0.089t/(d·m)提高到0.16t/(d·m).     

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。     

TP区裂缝孔洞型碳酸岩储层复合改造技术研究

TP区是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主力产油区块之一,在高温、高闭合压力条件下,常规酸压形成的酸蚀裂缝穿透距离受限且易发生闭合,酸压投产后表现出快速递减特征。通过实验研究开发了水力加砂压裂+酸压复合改造技术,前期利用冻胶携砂以提高人工裂缝远端导流能力,后期采用酸液刻蚀来提高近井导流能力和改造范围,从整体上提高人工裂缝导流能力及其保持率。水力加砂压裂+酸压复合改造技术在TP区现场实施6井次,建产率达到83.3%,累产油3.76×104 t,表明该技术在低品位裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏具有较强的适应性。     

多级加砂压裂技术及其在新疆油田的应用

针对新疆油田巨厚储层、薄互层油藏、边底水油藏以及老区加密井在压裂改造中存在纵向改造不充分、缝高过度延伸、支撑剂嵌入、导流能力偏低等诸多问题,提出了多级加砂压裂技术,包括多级加砂压裂理论与实验评价、压裂工艺优化设计、压裂工艺配套与组合应用技术等,该技术可有效控制裂缝延伸范围、提高支撑剂铺置效率和裂缝导流能力。进行百余井次的现场应用表明,施工成功率100%,获油率70%,控水率65%,累计增产原油75 949t,改造效果显著。     

FracproPT软件在二次加砂压裂模拟与施工参数优化中的应用

准噶尔盆地东部X井区为中孔低渗深层稠油油藏,该区块的油层疏松易碎,原油具有高密度、高黏度、凝固点低等特征,开采难度大,对于此类油藏的开发需要采用二次加砂压裂技术,以形成短而宽的高导流能力裂缝。首先,结合前期的压裂施工数据,利用FracproPT压裂软件对X井区13口井的二次加砂压裂施工进行了模拟;然后对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝几何参数;最后对X井区的二次加砂比例、停泵时间、施工排量和加砂量等参数进行了优化。认为FracproPT压裂软件对X井区的压裂施工模拟结果较为准确,二次加砂压裂可以有效控制缝高,扩展裂缝宽度,具有提高裂缝导流能力的作用。该研究对于优化稠油油藏的二次加砂压裂设计和提高二次加砂压裂增产效果具有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地长6致密砂岩油藏压裂技术研究

为了提高单井产量、简化流程、降低成本,对S地区致密砂岩油藏的地质情况进行分析,并借鉴国外致密油成功开发的经验,认为该地区具有储层物性差、裂缝发育及脆性指数高等特征,适合于大排量、大液量及低砂比的体积压裂改造工艺技术。采用的稠化水压裂液体系具有携砂性能高、井筒摩阻低、配液环节简化及综合成本低等特点,经过对22口井进行现场试验,取得了较好的效果,形成了一种适合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏压裂的配套工艺技术。该技术有效地提高了产量,具有很好的推广应用价值。     

鄂尔多斯盆地高桥区块盒8层地质特征与改造效果分析

鄂尔多斯盆地陕北高桥区块盒8储层具有低压低渗致密砂岩气藏的特点,砂体由北向南多层叠置,横向连片性较好.储层压裂改造以形成具一定导流能力的较长水力裂缝为主.通过对鄂尔多斯盆地陕北高桥区块储层地质特征和压裂改造效果的分析,总结出该层压裂改造的最佳参数选择.并提出致密砂岩气层改造的合理建议,对该类储层的后续勘探开发有比较实用的借鉴意义.     

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

定边A区长X致密储层蓄能压裂开发技术探讨

定边地区致密油资源丰富,但孔渗条件差,油井无自然产能,常规压裂产能低、稳产差,难以达到经济有效动用;本文针对定边致密储层特征,立足"增大改造体积、补充地层能量",探索形成了蓄能式体积压裂配套技术。现场应用效果明显;提高了致密油初产和长期稳产水平,其中彭b、姚c井压后试采产量分别为4.5 t和6.0 t,产量为同区块直井常规压裂投产的3~5倍。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO₂无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO₂压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO₂无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO₂的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15～45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO₂无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1 512 m³。      

鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验

鄂尔多斯盆地长C储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长C致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。     

加密井压裂井间干扰实例分析及技术对策

新场沙溪庙组气藏是西南油气田的主力气藏之一。目前,该气藏开发已步入中后期产量递减阶段。随着气藏开发调整的进行,部分压裂井出现井间干扰、压后效果不佳的情况。针对这种情况,提出加密井压裂施工参数优化技术,对加密压裂井的目标缝长、加砂规模、前置液比、平均砂比以及排量等进行优化,以保障加密井的压裂效果。     

新场气田沙溪庙组A、B气藏低砂比压裂工艺技术应用研究

新场气田沙溪庙组A层、B层气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，采用常规的压裂技术不能满足地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒供给能力相匹配，造成裂缝导流能力的浪费；同时由于地层致密坚硬，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致加砂压裂施工失败。从理论上分析了在新场气田A、B气藏进行低砂比压裂改造的可行性和低砂比压裂优化设计的原则，并开展3口井的现场试验。现场试验表明，低砂比压裂工艺技术克服了常规压裂技术适应性差和施工容易砂堵等技术难题，取得了良好的增产效果和经济效益，在新场气田A、B层气藏具有良好的推广应用前景。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。