气藏压裂提高裂缝有效导流能力的技术分析

提高压裂裂缝有效导流能力是改善气藏压裂效果的重要方面.本文从提高裂缝初始导流能力、降低导流能力的伤害、保持裂缝长期导流能力等方面系统分析了近年来实现高导流能力的一些典型压裂工艺技术措施,包括:二次加砂压裂、端部脱砂压裂、提高支撑缝宽的超常规压裂、高砂比大粒径压裂、低伤害压裂液压裂、防支撑剂回流压裂等工艺.通过其施工工艺和技术特点的分析,为气藏压裂工艺技术措施选择提供依据.     

一种考虑长期导流的人工裂缝参数优化方法

无因次支撑指数法在人工裂缝参数优化时未考虑裂缝导流能力随时间变化对压裂井产能的影响,因此优化结果在实际生产时并非最优。结合支撑剂的长期导流实验结果,将无因次支撑指数法中的裂缝宽度和渗透率转换为时间变量的函数,并对无因次支撑指数法进行时间积分,求取最大的无因次累计生产指数,作为最优的裂缝参数优化结果。由于该方法引入了时间变量,考虑了支撑剂导流能力随时间的变化,因此较无因次支撑指数法更符合实际。研究结果表明,针对低渗、特低渗储层,在考虑长期导流能力的情况下,优化结果所需缝宽更大,支撑剂铺置浓度更高,改变了以往低渗、特低渗储层对人工裂缝导流能力要求不高、尽量造长缝的观点,对提高单井压后增产有效期和压后效果有重要意义。建议对特定区块开展有针对性的铺置浓度对支撑剂长期导流能力的影响规律研究,为无因次累计生产指数法的应用提供可靠的基础数据。     

基于遗传算法优化超低渗透油藏水平井压裂裂缝参数

超低渗透油藏水平井压裂裂缝优化需要考虑注采井网、储层物性等因素,综合优化压裂段数、裂缝长度、布缝方式及裂缝导流能力等,只有这些参数达到最优组合,水平井开发才能获得更优的开发效益。结合长庆油田ＸＸ超低渗透区块的储层参数,在既定的七点井网和储层特征条件下,将遗传优化算法与ＰＥＢＩ数值模拟运算相结合,考虑压裂水平井的人工裂缝条数、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝导流能力对压裂水平井开发效果的影响,优化得出该超低渗区７００ｍ水平段的水平井人工压裂参数的最佳组合为：裂缝条数１２～１４条、裂缝最大半长１７５ｍ,裂 缝导流能力（３５０～４００）×１０－３μｍ２·ｍ,裂缝宽度０．８～１．３ｃｍ。     

低渗油藏整体压裂数学模型研究与应用

低渗油藏往往存在启动压力,以往的整体压裂数学模型中的相对渗流率计算没有考虑启动压力和支撑裂缝失效的共同影响,通过长期导流能力的实验,回归支撑裂缝导流能力与闭合应力及时间的变化关系式,在此基础上建立了考虑启动压力和水力裂缝长期导流能力的整体压裂数学模型,并对整体压裂模型进行求解,分析了裂缝长度和导流能力对油井产能的影响,模型更能够反映低渗透储层的渗流特征,可用于指导低渗储层的整体压裂优化设计。     

基于实验、测井数据的低渗油藏缝网压裂储层评价

对于低孔、低渗油气藏压裂而言,仅靠单一的压裂主缝,不管缝有多长,导流能力有多高,由于储层基质向裂缝供油能力受限,较难取得预期的增产效果,即使初产较高,有效期也难以长期维持。打破常规的双翼单一裂缝,造复杂缝网、提高裂缝缝控体积,是低渗油藏压裂的关键。储层能不能形成缝网裂缝,储层评价是关键,在储层评价基础上,进行工艺优化更有针对性。本文主要从缝网形成地质条件出发,通过对储层脆性指数、天然裂缝发育情况、两向水平主应力差、天然裂缝与最大水平主应力夹角出发,探索缝网压裂的储层系统评价方法。     

页岩人工裂缝应力敏感评价方法

页岩储层具有低渗致密、无压裂不产气的特点,需要大型压裂改造产生易于气体流动的人工裂缝。为了定量化研究页岩人工裂缝应力敏感性,通过室内相似物理模拟实验,分析了人工裂缝宽度、渗透率、孔隙度随有效应力的变化规律。研究表明:无支撑人工裂缝初始渗透率相差不大,应力敏感变化规律一致,岩心渗透率提高幅度随应力的增加迅速下降,页岩造缝岩心应力敏感性极强;裂缝加入支撑剂后,初始渗透率相差较大,应力敏感性变弱,裂缝导流能力增加巨大;支撑剂破碎后有部分发生了弹性变形,对裂缝表面起到了较好的支撑作用。     

短宽缝压裂工艺技术的研究与应用

从压裂裂缝参数优化、水平缝脱砂技术、压裂液、高砂比管柱等方面全面论述了短宽缝压裂工艺技术的研究及现场应用情况。裂缝参数理论给出了不同井网和地层条件下最佳裂缝穿透比和导流能力,为短宽缝压裂工艺提供了定量的理论依据;高砂比管柱以其独特的结构及性能实现了高砂比、一趟管柱可压多层、可反洗、能分体等工艺要求,为短宽缝工艺实施提供了必要的技术保证。现场试验证明,短宽缝压裂配套技术,可将裂缝半径控制在19~25m之间,裂缝支撑缝宽能够达到相同施工规模、常规压裂的2.5倍。该工艺技术成为大庆油田三次加密井压裂改造的重要手段之一。     

腰英台裂缝性储层压裂技术研究与应用

腰英台油田储层具有低孔、低渗、层多且薄、微裂缝发育以及应力敏感性强的特点,压裂施工所形成的人工裂缝极易沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,难以形成具有一定缝宽的主裂缝,导致压裂液过量滤失和压裂早期砂堵,制约了该区油藏的有效开发。针对储层特征应用“前置粉陶”降滤工艺技术,结合腰英台油田勘探开发过程中的压裂改造实践,在前置液中以变砂比的小陶粒段塞式充填依次堵住不同缝宽的多支裂缝和张开的微裂缝,以保证形成具有一定缝宽的主裂缝。同时配套斜线式／多段塞组合加砂压裂技术、裂缝强制闭合技术、覆膜砂提高加砂规模技术,现场应用效果显著,成功地解决了压裂过程中低砂比砂堵的难题,保证了低渗透裂缝性油藏的压裂开发。     

清洁压裂液压裂工艺技术在桐西地区储层压裂改造中的应用

桐西地区储层属于中孔低渗储层，前期压裂所用压裂液的残渣含量较高，破胶液与原油存在乳化现象，对储层造成二次伤害大。岩石力学和支撑剂嵌入试验表明，桐西地区总体岩石塑性较强，支撑剂嵌入严重，导致裂缝导流能力损失大。为了进一步提高该地区的压裂改造增油效果，采用了清洁压裂液压裂工艺技术，该压裂液体系返排率高、残渣含量少、防膨效果好，有利于减少裂缝导流能力损失。2006年该技术现场应用9口井，全部自喷投产，取得了显著的增油效果，为桐西地区今后压裂改造提供了技术支撑。     

坪北特低渗透油田整体压裂工艺技术研究

针对坪北油田低孔、低压、特低渗、低含油饱和度的岩性油藏特点，通过压裂工艺技术与油藏工程的结合，开展了整体压裂技术研究。根据储层地应力大小和方向确定开发井网，并依据井网及储层特点，对水力裂缝、裂缝导流能力、施工参数进行优化设计，对压裂方式、加砂程序进行优选，实现了水力裂缝系统与开发井网的优化匹配。经过八年的开发实践证明应用整体压裂技术可以提高油田总体开发效益，为坪北特低渗油田的正常开发提供技术支持和保证。     

薄互层大型压裂组合加砂技术研究与应用

为实现薄互层大型压裂造支撑长缝和缝高有效支撑,提高压裂效果,研究应用了组合加砂技术。在分析裂缝宽度和流体密度对支撑剂运移趋势影响的基础上,得出了组合加砂的顺序为支撑剂粒径由小到大、密度由高到低。借助导流能力试验对比不同支撑剂比例组合,提出了组合加砂时增加大粒径、低密度支撑剂的比例来提高裂缝导流能力。该技术在长停井L3井进行了试验,先加入30/50目、密度1.75 kg/L的陶粒20 m3,再加入20/40目、密度1.60 kg/L的陶粒30 m3。压裂后净压力拟合分析表明,支撑缝长196.8 m,支撑缝高42.5 m,基本达到设计预期要求。该井压裂后初期平均产液量5.6 t/d,产油量3.2 t/d。现场施工表明,该技术能够实现造支撑长缝和缝高有效支撑,为类似薄互层大型压裂提供了技术参考。      

特低渗厚油层多级加砂压裂工艺试验

对于厚度大且层内无明显隔夹层的油层,采用常规压裂工艺改造因支撑剂沉降难以实现油层纵向上的充分动用,纵向延伸过度难以实现造长缝。为改善其压裂改造效果,借鉴下沉剂控缝高压裂原理,从注入级数、压裂规模、注入排量等参数优化着手研究,试验形成了一种多级加砂压裂工艺。该工艺是将总支撑剂量通过多级注入进行铺置,依靠上一级压裂形成的支撑剂砂堤提供应力遮挡改变后续混砂液流向,进一步增加裂缝长度和支撑缝高,从而扩大有效泄油面积。2年来,在华庆油田L油层累计试验242井次,平均单井日增油0.4～1.8t,对特低渗厚油层有较好的增产效果。     

碳酸盐岩气层水力压裂支撑缝几何尺寸计算新方法

方法对于具有均质性的气藏，依据气藏气井已测得的并温解释成果，对引进的经验公式进行修改，建立本气藏压裂后的支撑缝缝高计算公式；依据压力分布原理，利用措施前后的测试成果，反算支撑缝缝长；结合实际施工规模和实验参数，确定支撑缝缝宽。目的研究出一种直接求取水力压裂支撑缝长、宽及高的综合方法。结果该方法避免了多解性的出现，且不考虑裂缝模型，不必假设缝高，因此可信度高。结论该方法计算简便，易于掌握，开辟了支撑缝几何尺寸计算的新途径，对于加砂压裂增产效果明显的气井，具有推广应用价值。     

G43断块油藏整体压裂技术研究与应用

G43区块主力产层为中孔中渗储层,地层饱和压力低,弹性采收率低;岩石塑性较强,造成支撑剂嵌入,前期压裂效果差。为提高压裂开发效果,进行了整体压裂技术研究。通过原油性质测试表明,区块原油胶质沥青质较重,在前置液前加降黏液以避免原油乳化;岩石力学试验表明,区块岩石易发生支撑剂嵌入,且储层为中孔、中低渗储层,压裂设计应以提高裂缝导流能力为主,具体措施包括通过单剂优选和整体性能测试,优选出适合G43区块的压裂液体系,该体系具有携砂性能好、低摩阻、低残渣的特点,可减少压裂液对地层及支撑裂缝的伤害;通过支撑剂导流能力试验,结合整体压裂裂缝参数优化,采用大粒径陶粒或组合陶粒压裂技术提高支撑裂缝导流能力。3口井的现场实施表明,G43断块整体压裂各项技术措施针性强,压后增产效果显著,推动了G43区块压裂开发的有效实施。     

复杂岩性储层酸携砂压裂技术室内研究

现场实践证明,常规酸化压裂和加砂压裂工艺对复杂岩性储层的改造效果不理想,而多级注入、粘性指进酸压工艺以及闭合酸压技术的成功率较低。针对复杂岩性储层的特点和依据该类储层的改造经验,本文提出了新型 乳化酸携砂压裂工艺。通过对新型乳化酸的性能实验,确定了酸液体系。文中选取高强度陶粒和树脂涂层石英砂,进行单层铺置和多层铺置情况下的乳化酸携砂支撑裂缝导流能力以及酸蚀裂缝导流能力对比实验分析,证实了新型乳化酸携砂压裂技术的可行性和可靠性,为乳化酸携砂压裂技术改造复杂岩性储层,提供了理论和实验基础。     

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随着油气藏压裂技术的发展和应用，压裂后压力递减分析方法受到广泛重视。章针对压裂停泵后的压力测试数据，考虑裂缝中流体压缩性的影响，根据裂缝内的流体质量平衡原理，首次研究了裂缝闭合前、后的压力变化规律，即裂缝闭合前、后的压力测试数据均与时间函数成线性关系，提出了一种新的确定支撑裂缝闭合点的精确化分析方法，并给出了确定裂缝闭合压力、裂缝闭合时间及其它压裂评价参数的计算方法。该方法考虑了支撑剂的影响，既适用于测试压裂又适用于加砂压裂的压后压力资料分析，不仅可以获得压裂液滤失系数、裂缝长度、裂缝宽度、压裂液效率等评价参数，还可以获得传统压降分析方法不能获得的裂缝闭合压力和闭合时间、支撑裂缝闭合压力和闭合时间、支撑裂缝宽度等评价参数。最后，通过计算实例说明了方法的适用性和可靠性。     

四川盆地龙马溪组页岩储层缝网导流能力优化

水平井分段压裂技术是页岩气开发的关键技术,其方案设计需要对缝网几何参数及导流能力进行优化。目前,借用产能预测模型优化缝网参数的过程较为复杂且忽略了自支撑裂缝对缝网导流能力的影响。根据水电相似原理,将压裂后的复杂缝网细分为支撑裂缝以及自支撑裂缝,提出了等效裂缝的概念,并得出了基于不同裂缝形态的复杂缝网导流能力优化模型,确定了支撑裂缝与自支撑裂缝导流能力之间的关系。结合四川盆地龙马溪组Y1井储层及流体参数,进行水平井分段压裂设计,优化出30/50目与40/70目陶粒的最佳铺砂浓度分别为3kg/m²和5kg/m²,70/140目支撑剂无法满足导流能力需求,自支撑裂缝能够满足导流能力需求。结合Meyer模拟得出Y1井30/50目的砂比为2.5%~3%,40/70目砂比为3.5%~4%,有效地减少了支撑剂量,并取得良好的经济产能,值得推广应用。     

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验

加砂压裂一直在追求支撑剂的更好铺置,从而形成更长的有效裂缝和更高的导流能力,但是常规工艺总是难以令人满意。在理论分析、PT软件模拟、基础实验及创新性物模实验研究的基础上,通过特殊的泵注程序及纤维、液体等辅助工程手段,研发了一种脉冲柱塞加砂新工艺。该新工艺形成的开放性渗流通道铺砂剖面较之常规工艺在有效缝长和导流能力上具有明显优势,开放性渗流通道有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降,从而达到延长单井采油气寿命、提高产能效益的目的。在完成原理研究及新工艺优化设计的基础上,进行了现场先导应用与详细的压后评估。结果表明:该工艺可操作性强、实施可行,与地质条件相当的邻井相比,支撑剂成本降低44%~47%、有效缝长与支撑缝长的比值提高约16%,测试18 h返排率高达63%、归一化产量是邻井的1.9~2.3倍,降本增效、提高产量效果明显。该技术在四川盆地川西地区浅中层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广价值。     

支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验

对于岩石较软的地层，在压裂过程中的支撑剂嵌入会降低压裂充填后的裂缝宽度，同时嵌入区地层碎屑也会损害支撑剂充填层的导流能力，因而有必要对支撑剂的嵌入进行研究，并为压裂施工中的支撑剂优选提供依据。为此，运用API标准导流室和基于API标准导流室自行研制的测试仪器，对地层岩心的支撑剂嵌入情况进行了实验研究，并在支撑剂嵌入的基础上，考虑了地层碎屑对裂缝导流能力损害的影响。在国内首次对支撑剂嵌入后的岩心进行了微观分析，更加直观地反映了嵌入程度和嵌入状态。实验考察了不同铺砂浓度、不同压力下对不同岩心的支撑剂嵌入情况。实验表明：由于支撑剂的嵌入，会使支撑裂缝宽度有较大程度的减小；铺砂浓度越低，地层岩石越软，嵌入越严重。还模拟了支撑剂嵌入后不同碎屑浓度对同一种岩心的导流能力伤害程度，并发现在嵌入后的碎屑达到一定浓度后会直接堵塞孔道。