压裂气井出砂机理研究及防治

水力加砂压裂是低渗透油气田的重要增产措施,由于地质和生产制度原因造成压裂气井回流出砂,危及安全生产,掩埋射孔井段,影响气井产出。研究认为:地层两向水平应力差值的大小是控制压裂缝宽窄的地质因素,因应力差值大形成的“短而宽”压裂缝闭合速度慢,返排压裂液时支撑剂未被裂缝夹住,填充层顶部支撑剂易被流体携带出砂。频繁开关井激动井底,生产制度过大,突破气井出砂临界生产压差使压裂缝中砂拱松散而被流体带出。决定支撑剂回流的临界参数有裂缝闭合应力,油气开采所施加的流体动力及裂缝宽度。     

纤维压裂技术在外围薄差储层的应用

针对葡萄花油田外围低渗储层,油层发育条件差,低产低效井逐年增多,常规压裂改造工艺增油效果有限,难以达到外围低渗区块剩余油挖潜的目的,为此,提出可降解纤维压裂技术应用。通过对掺纤维压裂液体系的研究,在压裂液中加入一定比例的可降解纤维,以提高压裂液悬砂性能,使支撑剂主要集中在油层中部,并且整条裂缝均匀铺砂,有效改善裂缝支撑剖面[1]。同时,利用纤维+基液+支撑剂的携砂液在主裂缝内可形成临时桥塞,提高缝内净压差,进而形成多分支缝。该压裂技术提高了砂体的改造程度,可进一步提高压裂改造效果。     

山西吉县-大宁区域煤层气压裂浅析

煤层气井压裂的研究方向主要在压裂设计、压裂工艺和压裂液上下功夫。压裂设计的关键是解决裂缝几何形状的问题和加砂程序的问题;压裂工艺的关键是解决压裂液的滤失、支撑剂的嵌入、煤层的产生和支撑剂的返吐问题;压裂液的关键是解决对煤层的伤害,有一定的造缝携砂能力。由于煤层本身具有低温、易吸附和易受伤害等特性,加上其压裂时滤失量大,故在压裂施工中压力出现异常的情况非常多。本文就山西吉县-大宁区域的煤层气井的压裂进行分析,摸索并总结出一套针对该区域的压裂程序。     

火山岩裂缝储备层压裂工艺技术

在对火山岩天然缝隙进行压裂施工的过程中,压裂曲线表现为初期压降速度快,解释近井摩阻高、净压力高等特点,在进入到主压裂时,因为火山岩天然裂缝而引起压裂液超量滤失以及天然裂缝开启后对压裂液和支撑剂的分流作用,致使压裂目标主裂缝宽度变窄,支撑剂等运动难度增加而形成砂堵事故,所以在对此类类储层进行压裂施工,必须意识到好天然裂缝发育的问题才是压裂施工成功与否的重中之重,本文章通过对大庆火山岩裂缝性储层天然裂缝开启原理及测试压裂数据特征分析,提出适用于火山岩裂缝性储层的压裂改造的工艺手段和技术方法。     

支撑剂嵌入对致密砂岩储层裂缝导流能力的影响

致密砂岩储层经过水力压裂施工后,支撑剂通常会嵌入裂缝壁面导致有效缝宽减小,进而导致裂缝导流能力的降低,影响压裂施工的效果。以鄂尔多斯盆地某致密砂岩油藏储层段岩样为研究对象,评价了不同类型支撑剂、支撑剂粒径以及铺砂浓度条件下支撑剂嵌入对裂缝缝宽和导流能力的影响,结果表明：在相同的试验条件下,石英砂在致密砂岩板上的嵌入对缝宽和裂缝导流能力的影响要大于陶粒;支撑剂粒径和铺砂浓度越小,有效缝宽越小,支撑剂嵌入导致裂缝导流能力的下降幅度越大。在致密砂岩储层压裂施工过程中,应根据现场实际情况优化压裂施工设计,选择合适的压裂施工参数,尽可能地降低支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响。     

油田特低渗透油藏压裂技术研究及应用

该油田具有低渗透、低孔、层薄而多、应力敏感性强以及微裂缝发育等特点,还具有显著的双重介质储油层的特性。因为对天然裂缝的开启导致了压裂早期砂堵和压裂液过量滤失的缺陷,导致了该区油藏不能得到有效的开发。本文根据该油田勘探及开发过程中压裂改造的实践应用,利用压力降分析成果及储层裂缝开启机理,通过地应力剖面分层研究及配套射孔优化、全三维压裂模拟、暂堵、限流压裂、前置段塞以及转向控缝等工艺的实践,解决了该类型储层压裂早期砂堵的问题。现场的应用达到60井次,成功率可以达到80%以上,增产原油量5×104吨。     

射孔孔道中携砂压裂液输送规律研究

携砂压裂液自射孔孔道进入水力裂缝,其为裂缝和井筒连接的唯一通道,然而实际压裂施工中常会出现支撑剂颗粒沉降在孔道内而将射孔孔眼堵住,或者流经孔道后能量损失过多而严重影响支撑剂在裂缝内的输送。针对此类问题,文章基于自主设计的实验装置研究了支撑剂在射孔孔道内的输送规律。结果表明:射孔孔道内沉降的砂堤厚度随施工排量的增加而降低,随孔径的增加而减小;射孔孔道两端的压差随施工排量的增加而增加,随孔径的增加而减小。携砂压裂液在射孔管道中流动时存在形成砂堤的最小临界排量和砂堤消失的最大临界排量。     

复杂小断块油藏开采存在的问题及防治措施

复杂小断块油藏地质条件复杂,含油层系多,储层变化大,非均质严重,原油性质变化大,油藏开采过程中难免遇到较多的复杂问题。针对不同岩层的套管损坏,应设计不同的套管等级和壁厚,弱碱性的注入水可以减少套管腐蚀;热化学解堵及有机解堵剂都能够有效解决近井地带的有机垢堵塞问题;注入支撑剂段塞、用高粘流体起裂、大排量、射孔等有利于增大缝宽、减少压裂过程中裂缝数。     

低渗厚油藏压裂工艺技术探索

针对低渗厚油藏类储层的压裂增产措施存在的跨度大,隔层差,缝高难控制以及砂堤分布不合理等问题,本文优选压裂工艺及配套技术,采用集中射孔技术和大斜度井支撑剂段塞技术,可有效控制缝高及多裂缝的产生,实现支撑剂的有效铺置;通过优化压裂施工参数,降低前置比,优化加砂强度3～3.5m3/m,优化砂堤分布实现饱填砂的目的 ;并针对优化形成适于低渗厚油藏的中温低伤害压裂液体系,与储层配伍性好。     

多尺度支撑剂组合加砂技术在压裂过程中的应用研究

随着勘探开发井深度的增加及开采难度的加大,压裂裂缝的复杂程度也越来越大,窄裂缝、弯曲裂缝、多裂缝不断涌现,经常导致加砂困难或支撑裂缝质量差等问题。同时在压后返排过程中时常出现支撑剂返吐现象。以上问题严重影响了压裂效果。多尺度支撑剂组合加砂技术是把不同粒径支撑剂的优点结合起来,在裂缝复杂或狭窄的区域加入流动性较好的小粒径支撑剂,在裂缝条件较好的区域添加大粒径支撑剂,提高压裂成功率及支撑裂缝的质量,减少了支撑剂回吐的几率,避免在裂缝口部出现瓶颈现象。本文分别从理论上研究了小粒径加砂、大粒径加砂以及组合支撑剂加砂技术的特点,然后进行了室内试验研究以及产能分析,最终得出了不同粒径支撑剂组合加砂技术的优点及应用方法,为提高压裂成功率及裂缝的质量提供了依据。     

应用微地震法进行地应力及压裂缝方向监测研究

XC油区的主力油层属于低渗-超低渗储层,通过压裂作业来提高储层的渗透能力,是生产中的一个至关重要的环节.压裂效果的好坏能够直接影响到油田的后续产量.而对压裂裂缝进行监测,获取压裂裂缝的基本参数,是评价压裂效果的基础之一.本文采用最常用的人工裂缝监测技术-微地震法,对XC油区5口压裂井压裂缝进行了监测和分析研究,确定了地应力的方向,对该地区的后续压裂方案制定及井网部署具有一定的参考意义.     

转向压裂技术在低渗稠油藏中的应用

在老井常规重复压裂过程中,常常只是重新压开原缝,而原有的人工裂缝附近产层的生产潜能越来越小,措施增油效果逐年下降。因此,使裂缝转向,压开新缝是老井增产的有效方法。本文分析了转向压裂技术的原理、特点,并结合现场实例,提出了转向压裂技术。     

下寺湾油田柳洛峪区长8油层组裂缝特征与开发效果关联评价

利用构造应力场的研究结果,结合岩心薄片观测和测井解释资料,本文对下寺湾油田柳洛峪区长8油层组裂缝特征进行了综合研究。结果表明：研究区长8储层微裂缝以构造缝为主,占微裂缝总数的70%;大部分为全充填缝（即闭合缝）;充填物成分主要为泥质,少数为方解石和铁质及其它充填物;压裂施工过程中当油井不存在过井天然缝时,压裂过程中破压明显,产生新人工缝。当存在过井天然缝时,压裂过程中破压不明显,人工缝沿天然裂缝延伸。长8层的裂缝方位与构造最大主应力方向一致,均为为北偏东70°左右。     

水力压裂支撑剂的研究进展

水力压裂工艺技术的核心是形成导流能力强的裂缝.支撑剂是水力压裂过程中能够进入被压开的裂缝并使其不再重新闭合的一种固体颗粒.它能够帮助裂缝处于开启状态,提供油气由地层到井筒的渗流通道,是水力压裂施工中的关键材料.本文概述了近年来国内外水力压裂用支撑剂的发展历程,几种常规支撑剂的类型及特点,重点对几类新型支撑剂进行了综述,最后,针对目前支撑剂技术面临的挑战提出了其今后发展趋势.     

大庆外围砂煤互层压裂工艺技术研究

大庆外围探区油气资源丰富,包括致密油以及致密砂岩气、煤层气等非常规油气资源。煤层具有杨氏模量低、泊松比高、节理发育等特点,对于砂煤互层类低渗透砂岩储层,水力压裂时裂缝容易穿入煤层或沿砂煤界面延伸,造成高停泵、裂缝扭曲、裂缝形态复杂等现象。同时由于煤层动态滤失大,易造成局部过液不过砂,加大施工难度,导致目前施工成功率低。综合分析国内外致密砂岩气及煤层气技术发展现状,开展了砂煤互层压裂工艺技术研究,通过岩石力学测试及应力精确解释,结合现场试验,形成压裂优化设计及现场施工工况诊断、分析控制方法,现场试验效果良好,为非常规储层压裂深入开展研究奠定了基础。     

塔中碳酸盐岩酸压压裂液体系优化

塔中I号气田属于海相碳酸盐岩油气藏,地层非均质性极强,单井难以直接钻遇较大的缝洞系统,储层改造是建产的必要条件。该区域采用酸压技术进行改造,主要使用瓜胶压裂液和黄原胶非交联压裂液。通过对以上两种压裂液的伤害性、携砂能力、摩阻、滤失性、配伍性等方面进行对比性分析,得出塔中碳酸盐岩酸压压裂液的选择。     

A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells

Hydraulic fracturing has been used by the oil and gas industry as a way to boost hydrocarbon production since 1947. Recent advances in fracturing technologies, such as multistage fracturing in horizontal wells, are responsible for the latest hydrocarbon production boom in the US. Linear or crosslinked guars are the most commonly used fluids in traditional fracturing operations. The main functions of these fluids are to open/propagate the fractures and transport proppants into the fractures. Proppants are usually applied to form a thin layer between fracture faces to prop the fractures open at the end of the fracturing process. Chemical breakers are used to break the polymers at the end of the fracturing process so as to provide highly conductive fractures. Concerns over fracture conductivity damage by viscous fluids in ultra‐tight formations found in unconventional reservoirs prompted the industry to develop an alternative fracturing fluid called “slickwater”. It consists mainly of water with a very low concentration of linear polymer. The low concentration polymer serves primarily to reduce the friction loss along the flow lines. Proppant‐carrying capability of this type of fluids is still a subject of debate among industry experts. Constraints on local water availability and the potential for damage to formations have led the industry to develop other types of fracturing fluids such as viscoelastic surfactants and energized fluids. This article reviews both the traditional viscous fluids used in conventional hydraulic fracturing operations as well as the new family of fluids being developed for both traditional and unconventional reservoirs. © 2014 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2014 , 131, 40735.     

Simulation of shale gas transport and production with complex fractures using embedded discrete fracture model

The goal of this study is to develop a new model to simulate gas and water transport in shale nanopores and complex fractures. A new gas diffusivity equation was first derived to consider multiple important physical mechanisms such as gas desorption, gas slippage and diffusion, and non‐Darcy flow. For complex fractures, a state‐of‐the‐art embedded discrete fracture model (EDFM) was implemented. Numerical model is verified against a commercial reservoir simulator for shale gas simulation with multiple planar fractures. After that, a series of simulation studies was performed to investigate the impacts of complex gas transport mechanisms and various fracture geometries on well performance. The critical parameters controlling well performance are identified. The simulation results reveal that modeling of gas production from complex fractures as well as modeling important gas transport mechanisms in shale gas reservoirs is extremely significant. © 2018 American Institute of Chemical Engineers AIChE J, 64: 2251–2264, 2018     

锁定钢板固定术治疗Pilon骨折的方法探讨

Pilon骨折是临床常见且较难治疗的一种关节内骨折,其骨折特点和治疗难点在于:常伴有干骺端骨质压缩或粉碎,且多伴关节软骨损伤,骨折周围软组织少且多损伤严重。骨折复位和固定要求高,既要对位对线好,又要关节面平整,同时要稳定以利于早期功能锻炼,这对治疗方式的选择极具挑战性。锁定钢板固定术是临床上应用于Pilon骨折效果非常好的技术。