水力压裂单缝中常用压裂液携砂性能评价

水力压裂是油气藏增产的一项重要技术手段,其目的是在地层内形成一条高导流能力的填砂裂缝,支撑剂在裂缝中沉降所形成的砂堤形态决定着压裂增产效果。针对中国理论研究较多但实验研究缺乏的现状,利用大型可视裂缝模拟装置进行支撑剂沉降模拟实验,通过对比分析砂堤形态以及支撑剂颗粒的沉降速度与水平运移速度,对现场常用的滑溜水、线性胶、纤维和交联4种压裂液进行携砂性能评价。结果表明:滑溜水压裂液形成的砂堤短而高,其携砂性能最差;交联压裂液形成的砂堤长而低,且最平缓,携砂性能最好;线性胶压裂液与纤维压裂液携砂性能介于两者之间;支撑剂颗粒在4种压裂液中的水平运移速度分别占液体流速的78%,85%,91%和95%,沉降速度由高到低分别为滑溜水压裂液、线性胶压裂液、纤维压裂液和交联压裂液。因此现场应根据储层的实际情况以及所需裂缝的类型选择合适的压裂液。     

最小主应力对水力压裂设计的影响

以一组实际数据为基础，应用全三维水力裂缝模拟软件研究了最小主应力纵向剖面对水力裂缝的高度、长度、施工压力、压裂液及支撑剂等施工材料优选等方面的影响。提出了具有实际意义的观点，对水力压裂的设计及其施工，具有一定的意义。     

压裂液返排过程中支撑剂回流规律研究

油井压裂结束后,均有压裂后返排过程。返排过程中支撑剂回流是评价压裂效果的重要因素,因此有必要对其进行研究。考虑压裂返排过程中缝宽的动态变化,根据质量守恒定律和伯努利方程,考虑返排过程压裂液的滤失,得到缝内任意垂直截面的流速计算模型;对回流过程中支撑剂进行力学分析,得到支撑剂发生回流的临界条件,进而提出控制支撑剂回流的合理返排方案。根据建立的支撑剂返排模型,对吉林油田嫩平1井进行压裂液返排设计,制定出合理的控制支撑剂回流的返排施工方案。     

射孔+压裂+水力泵快速返排三联作工艺

针对内蒙古海拉尔区块储层特点,采用了射孔+压裂+水力泵快速返排求产一体化工艺。在优选射孔方式的同时,研制了与该工艺管柱配套使用的压裂用水力喷射泵,传压托砂皮碗,优选了适合该工艺的大通径压裂封隔器。该工艺集大孔径深穿透射孔技术、压裂改造技术和水力泵深抽强排技术的优点为一体,特别适用于海拉尔区块自然产能低需要压裂改造后及时、快速、连续大量排液的油层。现场应用表明该工艺操作方便、施工周期短,是一套完整高效、有利于保护油气层并准确获取地层真实产能的新技术,满足了生产要求。     

压裂返排技术优化

压裂后排液过程中,压裂液的返排速度、破胶黏度对支撑剂总回流量的影响很大.通过研究压裂液返排速度、破胶黏度对支撑剂总回流的影响,确定了压裂液的最佳返排速度及时机,建立了不同井口压力下的放喷制度,形成了完善的压裂助排技术.该技术主要包括超低界面张力助排技术、ADC自生氮化合物助排技术以及预制、伴注气体助排技术.     

水力压裂重定向的可能性和重要性

水力压裂受储层的地层压力状态所控制 ,是生产井的主要增产措施。地层压力状态不仅控制着水力压裂的方向 ,更多的是控制着所产生的水力压裂的几何形态。地层应力随储层地质史的演变而变化 ,留下诸如天然裂缝和各向异性渗透率等印记。然而 ,在截然不同的几个月甚至几小时的时间内 ,储层地层压力状态可通过改变流体产量和 /或注水量而发生急剧变化。对多孔弹性应力的人为干扰改变了应力的强度 ,有时甚至会改变应力的方向 ,导致在重复压裂处理中所观察到的水力压裂方向的改变。裂缝重定向在老油田新加密开发井的压裂处理中也能观察到 ,而在出水…     

水力压裂横向多裂缝延伸模型

随着储层改造复杂性的增加，研究者已认识到，水力压裂多裂缝现象与早期砂堵、施工压力升高等现象密切相关，但是，目前还没有完整的横向多裂缝模型来描述裂缝延伸压力与闭合应力的同时增加。为此，通过建立计算裂缝端部应力强度因子的不连续位移法，来考虑裂缝轨迹的变化、多条转向裂缝之间闭合应力的相互影响程度；同时结合物质平衡原理与压力平衡原理来描述多裂缝之间的流量动态分流；最后结合裂缝壁面滤失规律的变化、三维裂缝的延伸规律，来模拟不同方位处或同方位处起裂的多条裂缝同时延伸时，流动压力的变化。计算实例表明，与单条裂缝相比，多条裂缝同时延伸时，裂缝净压力升高、裂缝长度变短；不同方位起裂的多个裂缝，由于转向轨迹与应力场的不同，离理想方位越远则流动阻力越大。此模型为现场施工提供了依据。     

水力压裂裂缝闭合的三维数值模拟在测试压裂分析中的应用

本文描述了一种对均质和层状油气藏条件下平面非支撑水力压裂裂缝的闭合进行数值模拟的三维数值模型。该模型可模拟在裂缝闭合时缝高从高应力区回缩情况下的双斜率测试压裂递减曲线。讨论了模拟结果在测试压裂分析中的应用。     

低渗油田压后水力裂缝处理技术

对于低渗油田，压裂是其投产开发的主要措施，压后形成高导流能力的支撑裂缝是获高产的必要条件。然而大量室内和现场资料表明，诸多因素如支撑剂破裂、压裂液中水不溶物、压裂液残渣、地层粘土的运移、地层流体中垢类等，尤其是压后排液不畅，使地层渗透率受到伤害，裂缝导流能力大大降低。通过大量的研究和实验，应用相关处理液对水力裂缝进行处理，可以较好地解除污染恢复裂缝导流能力，提高压后增油幅度，对于改善压裂效果具有很好的作用。     

Multicriteria Hydraulic Fracturing Optimization for Reservoir Stimulation

Abstract

A complete model is presented in this article for design optimization of hydraulic fracturing to enhance reservoir production. The model integrates reservoir properties, various design constraints to avoid induced formation damage, a hydraulically driven fracture geometry model, a hydrocarbon production model, and an economic model in deciding on the optimum values of various treatment parameters. The design constraints are intended to ensure that an optimum design obtained from the model can be executed in the field using the specified surface equipment and without causing uncontrolled fracture growth and/or initiation of multiple secondary fractures. A pseudo-3D fracture model is improved to establish better compatibility relationships between reservoir properties, treatment parameters, and fracture growth. Features of Genetic Algorithm and Evolutionary Operation are combined to develop a robust optimization algorithm that executes complex interactions between the above-mentioned modules to achieve an optimum design. The capability and robustness of the proposed model is demonstrated by applications to a tight-gas reservoir. By trade-off analysis between production/NPV and treatment cost, it is shown that only a 13% sacrifice of the maximum possible production/net present value (NPV) over ten years can save up to 52% of the fracturing treatment cost. Various other design issues are also investigated by sensitivity analyses.     

Multicriteria Hydraulic Fracturing Optimization for Reservoir Stimulation

A complete model is presented in this article for design optimization of hydraulic fracturing to enhance reservoir production. The model integrates reservoir properties, various design constraints to avoid induced formation damage, a hydraulically driven fracture geometry model, a hydrocarbon production model, and an economic model in deciding on the optimum values of various treatment parameters. The design constraints are intended to ensure that an optimum design obtained from the model can be executed in the field using the specified surface equipment and without causing uncontrolled fracture growth and/or initiation of multiple secondary fractures. A pseudo-3D fracture model is improved to establish better compatibility relationships between reservoir properties, treatment parameters, and fracture growth. Features of Genetic Algorithm and Evolutionary Operation are combined to develop a robust optimization algorithm that executes complex interactions between the above-mentioned modules to achieve an optimum design. The capability and robustness of the proposed model is demonstrated by applications to a tight-gas reservoir. By trade-off analysis between production/NPV and treatment cost, it is shown that only a 13% sacrifice of the maximum possible production/net present value (NPV) over ten years can save up to 52% of the fracturing treatment cost. Various other design issues are also investigated by sensitivity analyses.     

水力射流泵排液地层水识别新技术

辽河探区地层水水型以NaHCO3为标志，确定地层是否出水主要根据HCO3^-含量的大小，应用水力射流泵排液技术排液则存在水性难以落实的难题。提出用HCO3^-含量随排液时间变化曲线特征判断地层是否出水的方法，有效地缩短排液周期降低施工成本。     

压裂钻具与水力泵排液联作工艺的研究与应用

长庆油田在2003年成功应用水力泵排液工艺的基础上,2004年进行了压裂钻具与水力泵排液联作工艺试验,利用水力泵排液强度大、成本低的特点与压裂钻具联作后,实现了低渗、低压油层压裂后及时、连续、快速排液,减少压裂液对油层的浸泡。该工艺在姬塬油田的黄01-5井试验获得成功并取得良好效果,压后排液53h,产油量达26.07m3／d。     

苏里格气田加砂压裂优化技术研究

苏里格气田以其巨大的储量以及"低渗、低压、低丰度、低产"四低的特征举世瞩目,经过四年来的探索与实践,已经形成了规模性的开发模式,水力乒裂则是气井投产必须的重要措施.文章介绍了苏里格气田的地质概况,用裂缝延伸净压力拟合的方法获取裂缝参数,在产能拟合的基础上进行单井产能分析和预测,以地层岩石力学参数为基础并在考虑井口安全条件的基础上发展了独特的分层压裂工艺,利用低伤害发泡型N2增能压裂液解决了气井返排困难的难题,降低了储层伤害.该技术在苏里格气田苏5、桃7区块中的应用已超过300口井,获得平均无阻流量19.37×104m3/d,大于100×104m3/d无阻流量的井13口,单井最高无阻流量131.62×104m3/d,气田增产效果显著.     

青海油田水力泵试油排液技术应用前景分析

作为一项成熟的试油排液技术,水力泵试油排液技术已在国内外大量使用,而在青海油田的应用尚处于试验起步阶段。由于该项排液技术具有连续、深掏、强排等优点,能实现3～4个工序的联合作业,可以有效缩短排液周期,提高施工效率,防止地层的二次伤害,推广应用该项技术对于青海油田来说有很重要的现实意义。     

苏里格气田防支撑剂回流压裂液快速返排技术研究

苏里格气田属于典型的“三低”气田,自然投产后单井产量总体偏低。理论和实践都证明,通过适度规模的压裂改造,可以显著提高开采效果。由于压裂井均有一个压后排液过程,排液速度过快或不控制放喷均会造成支撑剂回流。为此,要在不同的排液阶段选择合适的油嘴,并根据地层条件优化压裂施工顶替液量,同时,应用纤维加砂压裂技术,提高压裂改造效果。     

不动管柱多层CO_2压裂排液工艺技术及典型应用

不动管柱多层CO2压裂及排液一体化工艺技术是利用一趟管柱,在不动管柱的前提下,对一个、两个或三个层实施压裂,实现井下压力监测与压后井温测试,形成了集压裂、排液、求产、测压、测井温等于一体的完整配套的工艺技术。应用该技术在大庆外围油田P612井中进行了4层CO2压裂。证实这项技术能够满足探井CO2压裂的需求,使试油工序衔接得更加紧密,既可减少压裂液对储集层的浸泡时间,降低储集层的损害程度,又可降低作业成本,改善作业环境,实现绿色施工,具有广泛的推广应用前景。