水力压裂中近井筒效应分析及支撑剂段塞技术在中原油田的应用

中原油田定向斜井和长井段射孔井日益增多，使近井筒效应成为影响水力压裂施工成败的重要因素，通过采用支撑剂段塞技术，有效地降低了压裂砂堵的风险，提高了压裂施工的成功率。文中对近井筒效应进行了分析，并介绍了降排量测试方法及支撑剂段塞技术在中原油田的应用情况。     

水力压裂过程中近井摩阻分析

在压裂施工中尤其是在斜井、水平井及长井段射孔井的压裂过程中，往往存在近井筒高摩阻损失。很多压裂施工的过早脱砂是由于邻近井筒区域的高摩阻而发生的，近井筒效应已成为影响压裂措施成败的重要因素。介绍了用排量阶梯降方法测试近井摩阻的和过程，实例分析表明该方法是现场分析近井摩阻的有效手段。     

压裂充填技术在疏松地层中的应用

主要从现场施工方面讨论适合渤海区域稠油油田压裂充填防砂经验。压裂充填防砂是砾石充填防砂的一种,不同于致密地层的水力压裂,它主要是解决疏松地层生产出砂和解除或降低钻完井过程中近井筒带的侵入污染问题。压裂充填是在近井筒带形成高渗的短而宽的裂缝跨越侵入带,沟通原本渗透率很高的地层。渤海地区首次应用压裂充填防砂技术,从现场施工过程控制和施工准备工作加以介绍,并总结了施工实践中的关键参数取得途径和施工过程的控制方法,为类似储层完井方式的选择提供参考。     

YQ探区气井压裂砂堵分析与对策研究

压裂是低渗透油气藏开发的有效手段,而砂堵往往制约着油气井压裂的成功实施,影响油气田的开发和产能建设。通过对YQ探区气井压裂施工曲线的分析,将砂堵分为近井筒砂堵和地层内砂堵两种形式。分析认为造成近井筒砂堵的因素主要是地层因素、射孔与井斜因素和压裂液性能等,而造成地层内砂堵的因素主要有隔层效果、储层物性因素、施工因素及天然裂缝等。针对造成两种形式砂堵的具体原因提出了合理的解决对策,为指导以后的压裂设计和施工提供了依据。     

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。     

斜率反转法在杭锦旗区块压裂施工中的应用

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗区块的部分连续油管带底封压裂井在施工过程中存在砂堵问题,影响压裂施工周期和成功率。常规的砂堵分析方法在该区块实际施工过程中存在时效性差、指导不及时的问题。根据杭锦旗区块部分砂堵井的压裂施工曲线、压裂施工设计及实际施工参数分析,研究施工过程中泵注压力在支撑剂进入井筒和裂缝期间的变化规律,可预测地层或井筒砂堵,及时指导现场压裂施工作业。结果表明:(1)泵注压力曲线可分为三个阶段,若前期压力下降,中期压力稳定,后期出现压力突升,偏离正常的变化斜率,表明可能产生砂堵,施工压力显示异常,应立即停止加砂采取措施预防;(2)斜率反转法的砂堵特征在杭锦旗区块压裂施工中指示明显,据此现场采取措施,预防了2井次压裂中可能出现砂堵,效果较好;(3)应用表明斜率反转法方法简单,对现场施工快速预判砂堵,指导施工有一定参考价值,在加砂阶段的裂缝净压力变化较小的工况中,方法准确性高。     

新场气田易砂堵气藏加砂压裂技术

川西新场气田中侏罗统沙溪庙组J_２ｓ₂¹、J_２ｓ₂³气藏是典型的低渗透致密砂岩气藏，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。为此，从理论上分析了在该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，认为采用常规的压裂技术不能使地层对裂缝的供给能力与裂缝对井筒的供给能力相匹配，从而造成裂缝导流能力的浪费，而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，在上述气藏的开发中具有良好的推广应用前景。     

水力压裂过程中近井摩阻分析

在压裂施工中尤其是在斜井、水平井及长井段射孔井的压裂过程中,往往存在近井筒高摩阻损失。很多压裂施工的过早脱砂是由于邻近井筒区域的高摩阻而发生的,近井筒效应已成为影响压裂措施成败的重要因素。介绍了用排量阶梯降方法测试近井摩阻的和过程,实例分析表明该方法是现场分析近井摩阻的有效手段。     

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在低渗透油气藏的加砂压裂施工中，经常出现实际井口施工压力比设计方案所预测的压力偏高，这很大程度上归因于井筒和裂缝间的连通性差，引起井筒和裂缝间的压力损失过大。孔眼摩阻计算的准确程度直接影响破裂压力的预测，裂缝扩展的几何形态，更是限流压裂的关键参数，对压裂施工的顺利实施和压后评估有重要的影响。文章在研究分析了目前孔眼摩阻计算公式适用性的基础上，提出了考虑不同压裂液类型、粘度、排量、砂浓度、孔眼直径等参数影响下孔眼摩阻的改进模型和算法。通过5口压裂井应用结果表明，此模型和算法与实际更吻合且易于现场应用。     

大斜度探井压裂工艺技术研究与应用

对江苏油田大斜度探井压裂施工砂堵、工艺不成功的原因进行了分析研究。通过对各种措施方法进行研究和现场实践，提出了解决大斜度探井压裂近井筒效应问题的前置液不交联加支撑剂段塞技术，并在江苏油田大斜度探井压裂中应用，形成了一套大斜度探井压裂的工艺措施和方法，有效地提高了大斜度探井的压裂成功率。     

连续油管喷砂射孔和筛管改流跨隔压裂组合工艺

常用的漏掉产层增产技术主要为连续油管跨隔压裂、连续油管逐层填砂顶封压裂,这些技术通常应用于埋藏较浅的储层。但对于埋藏较深的漏掉产层进行改造作业时,存在摩擦损失大、井口压力高、施工排量小的问题。连续油管喷砂射孔具有无压实作用和降低地层破裂压力的优点;连续油管筛管改流跨隔压裂工艺,通过将筛管和双封隔器相结合,在上部封隔器处通过筛管将油套环空的压裂液改流进入油管,油管中的压裂液经过下部封隔器后由节流喷嘴喷出,实现对目的层改造作业,由于施工过程中压裂液大部分在油套环空中流动,降低了沿程摩阻。该组合工艺充分利用了连续油管的优点,并克服施工排量小、井口压力高的问题,在准噶尔盆地储层深度3 660 m的××井中成功应用,施工过程中的最高排量为4.6 m3/min,最高井口压力43.8 MPa,压裂后增产效果明显。     

油套混压工艺技术的改进

在油套混压中,压裂液同时通过油管和油套环空进入地层,由于油管内室和油套环空的流动阻力性质不同,导致其流量和流速差异。详细分析了流速差异对油套混压效果的影响:设计的加砂程序发生了变化,使设计的高砂比的尾追砂失去了应有的效能,用常规方法设计顶替液量不适应油套混压方式。指出了油套混压存在的问题,提出了三种工艺改进办法:口袋沉砂法、嘴子调节法和定时关阀法。     

水力喷射环空压裂技术在合川区块的应用

连续油管喷砂射孔环空压裂工艺依据Bernoulli原理,利用安装在连续油管上的水力喷射装置产生的高速流体穿透套管、水泥环,在地层岩石中射开一定深度的孔眼,通过油套环空泵注施工,改造完成后用支撑剂掩埋已施工层段,用以隔离已压裂段和其后的未压裂段,最后用连续油管冲砂并开始生产。现场应用表明,该工艺可减轻地层伤害、缩短施工周期、降低开发成本、提高作业安全性并显著增加产能,对开发低渗透、薄互层的油气田具有较大的适应性。     

连续油管喷砂射孔环空分层压裂技术在大牛地气田的应用

针对大牛地气田储层低压、低孔、致密、纵向上目的层多,且层间跨距变化大,单层产能低的特征,开展连续油管分层压裂工艺技术研究,以实现该气田多层叠置气层的均衡改造,通过对国内外文献连续油管分层压裂工艺技术调研、研究和现场试验,了解了连续油管分层压裂工艺技术在国内外的技术发展现状;通过研究初步确定连续油管喷砂射孔环空压裂填砂封堵分层压裂工艺技术满足大牛地气田储层特征,并在大牛地气田进行了两口井6层次的的试验应用,成功率100％,平均单层加砂26．28m^3,单层最大加砂31m^3,首次在国内致密气藏采用连续油管喷砂射孔环空分层压裂,为在大牛地气田进行连续油管分层压裂奠定了基础。     

大规模水力压裂过程中超级13Cr 油管冲蚀预测模型建立

大规模水力压裂过程中,高速流动的携砂压裂液会对油管内壁造成冲蚀,导致油管壁厚减薄,承载能力降低。为了准确预测大规模水力压裂过程中油管的冲蚀速率,利用自制的冲蚀实验装置,采用0.2 % 胍胶压裂液与40/70 目石英砂混合形成的液固两相流体,实验研究了冲蚀角度和流体流速对超级13Cr 油管冲蚀速率的影响,建立了适用于大排量高砂比压裂的冲蚀预测模型,运用新模型,可以比较准确地预测注入总液量和排量对超级13Cr 油管壁厚损失的影响。算例分析结果表明,大规模压裂过程中,超级13Cr 油管的壁厚损失范围为0.2~1.3 mm,应该控制排量和砂含量,防止油管壁由于冲蚀而导致安全性降低。     

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超正压射孔与加砂压裂联作是在射孔的同时向地层施加超过地层破裂压力的压力，使地层产生裂缝，随即加入前置液，充分利用射孔产生的裂缝，压开地层，使裂缝尽可能沿着射孔方向延展，降低加砂压裂难度，改善储层渗流状况。文章介绍了超正压射孔与加砂压裂联作的工艺技术原理、技术特点、工艺流程，以及该联作技术在白马庙气田的应用。并提出：① 对于中、深井或老井采用油管施工井筒摩阻高，泵压高，可能超出油套管或井口安全承压值，对此类井可考虑采用环空进行联作施工，降低施工泵压及施工难度；②联作管柱可考虑采用筛管加73枪或89枪的组合，同时结合环空进行施工，不但可以满足正常加砂，并且不必进行丟枪作业，减少了施工工序，也避免了丟枪压力值可能超高的不利因素；③超正压射孔时可考虑采用60°相位角，使射孔裂缝分布比90°相位角的射孔裂缝更为合理，使加砂压裂更易进行压后评估和经济评价分析。     

苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术

苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8 m3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5 d缩短至11.0 d,提产提速效果显著。     

连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用

泾河油田长8油藏属低孔、特低渗油藏,前期采用裸眼封隔器分段压裂取得较好效果,但该工艺裂缝起裂位置不明确,无法实现井筒全通径,为提高油田采收率,提出了连续油管带底封分段压裂工艺。该工艺将连续油管和喷砂射孔工具、底部封隔器连接,通过油管注入实现喷砂射孔,环空注入实现加砂压裂,用底部封隔器对已压层段进行隔离,由下至上逐级分段压裂。该工艺压裂裂缝起裂位置明确,改造地层针对性强,作业速度快。在JH2P20井的应用表明,连续油管带底封分段压裂工艺可在30 min内完成转层压裂,正常情况下1 d内可完成9段压裂施工,压后井筒全通径,在泾河油田具有较高的推广应用价值。     

连续油管水平井多簇滑套作业探索与实践

针对水平井压裂时经常遇到的砂堵现象,通过研究连续油管内压力损耗原理,建立了连续管摩阻计算模型,参考模型计算结果优选连续管,完善地面设备配置,形成一套连续油管水平井多簇滑套解堵工艺。利用该工艺可以在不起下井内管柱的情况下,实现油管或套管内解堵施工,工序简单有效,作业效率高,同时可有效避免因堵塞压力的突然释放带来的井控风险。该作业技术经吉林油田红平57－**井现场试验,成功实现解堵施工,为实现后续压裂提供了保障。     

连续油管管内摩擦压降计算模型与敏感性分析

连续油管压裂作业过程中,压裂液除了在连续油管井下直管段流动,同时也会流入缠绕在滚筒上的那部分连续管,螺旋段的流动非常复杂,现有模型的计算结果与工程实际有一定的差距,基于流体力学基本原理,结合直管段摩擦因数公式和螺旋段几何特征,给出了连续油管螺旋段摩擦因数的一般关系式,最后经理论推导建立了完整的连续油管压裂作业管内压降的计算模型。分析了连续油管管径、滚筒直径、排量、黏度和流性指数等参数对管内压降的影响规律。结果表明:该模型的计算结果精度较高;相同条件下,螺旋段的压降总是大于直管段的压降;连续油管管径对压降的影响最大,管径增大近1倍,压降却减小了13倍,而滚筒直径对压降的影响最小,选择不同的滚筒直径,压降几乎未发生变化。