水力压裂在四川新场气田蓬莱镇组气藏的实践与认识

本文根据新场气田蓬莱镇气藏近几年来的水力压裂实践，从多方面分析了对该气藏裂产效果的影响因素，并进一步提出了低渗气藏提高水力压裂增产效果的建议。     

低渗气藏改造过程中水锁伤害分析及解除

在低渗气藏的压裂过程中，大量的水基压裂液滤液滞留将导致严重的水锁伤害，从而影响压裂改造效果。分析了低渗气藏压裂过程中水锁的形成机理及其影响因素，引入了解除水锁的模型，进一步提出了水锁伤害的防治措施。     

致密砂岩气藏难动用储量压裂效果综合评价

水力压裂是致密低渗气藏投产的必要方式。依据川西新场XS气藏地质特征、压裂及试井资料,进行了定性及灰关联分析,结果表明,压裂层段有效厚度、孔隙度及地应力特征是影响该气藏压裂效果的主要因素;根据试井解释理论,综合利用压裂前后的试井资料分析了试井曲线形态特征及地层参数变化,动态认识了压裂层段储渗特征,评价了川西新场XS气藏的压裂效果,为该气藏今后压裂选层、措施方案改进提供了依据。其研究方法对同类型气藏的科学管理开发具有一定的指导意义。     

沙南低渗砂岩油藏水力压裂效果评价

基于修正后的三维水力压裂模型，研究了沙南低渗砂岩油藏不同地层渗透特性对水力压裂裂缝长度或导流能力的影响，分析了目前水力压裂效果和最优缝长。结果表明，地层有效渗透率越大，水力压裂增产比越低，经济效益越低。     

储层改造技术在包界地区须家河致密气藏的应用

“河包场-界石场”储层具有低压、低孔、低渗、高束缚水饱和度的特点，是四川盆地低压致密砂岩气藏的典型代表。该气藏单井自然产能低，气井压裂前基本不具备经济开采价值。水力加砂压裂工艺技术是该气藏获得工业性开采的必要手段，但前期压裂效果表明，常规的低渗透水力加砂工艺技术在该区域改造效果不明显。文章基于“河包场-界石场”低压致密气藏阶段研究成果，从储层压裂潜力识别、岩石力学、地应力以及水力加砂压裂优化设计等方面，探讨了水力压裂改造技术在低压致密气藏的应用效果。     

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水力压是低渗气层改造的主要措施，是否有效将地开放的关键。国内外进行的大量低渗气层的压裂施工，其效果很难同低渗油层的压效相比，个别的气层经过大型水力压裂，产气量反而下降，并伴随有叶砂、压裂液水不彻底、返困难等现象。文章在综合国内外现场、室内水力压裂试验情况的基础上，分析了影响压裂效果的主要因素，包括压裂液的滤失，地层及天然裂缝的伤害，支撑剂的破碎及返回井筒、压裂液的配伍性和返以及气管理中的一些问题，     

高压低渗气藏水平井水力喷射分段压裂工艺技术

新场上沙溪庙组气藏为典型的低孔、低渗高压致密气藏,水平井分段压裂技术是该类储层高效开发的有效手段。针对地层压力高、分段手段有限等难点,将水力喷射压裂与多级滑套分层压裂工具相结合,形成了高压低渗气藏水平井水力喷射分段压裂工艺技术。该技术具有不动管柱连续分段改造、不带封隔器、管柱容易起出等特点。在xs311H和XS21—1...     

柯柯亚致密砂岩气藏压裂技术研究与应用

巴喀油田柯柯亚区块为特低孔、特低渗储层。气藏地层属高温高压地层,进行水力压裂容易发生砂堵。针对吐哈油田深层致密气藏储层地质特性,采取了8项压裂改造技术,并进行了6口井的现场试验,取得了较好的应用效果。     

川西侏罗系低渗气藏压裂增产措施中地层损害研究

水力加砂压裂既是气藏增产改造的主要措施,同样也会对地层造成损害,这种损害较钻井、完井过程的损害更易被忽视,特别是低渗致密气藏在压裂增产中地层损害现象及其影响尤为严重。岩心流动实验证明,川西侏罗系气藏储层属于低渗致密敏感性砂岩储层,除碱敏相对较弱外,其水敏、速敏和应力敏感属强-极强敏感损害,是压裂增产措施中潜在的损害因素。目前现场使用的压裂液对川西地区储层和支撑充填层均存在损害,损害原因除地层潜在的敏感损害因素外,还与压裂液残渣形成的滤饼,未完全破胶的有机胶团以及滤液滞留地层引起的“水锁”损害等有关。“水锁”是造成川西侏罗系低渗气层损害的主要原因之一。使用压裂液助排剂技术和压裂液损害解堵技术,能有效降低和解除由此而引发的地层损害。     

低渗透气井重复压裂工艺技术研究与应用

在低渗透气井中,一些井压裂后产量下降明显,为提高气井的生产效果,研究了低渗透气井的重复压裂问题。通过对重复压裂造缝机理的研究,分析出气井初次裂缝、储层孔隙压力等因素对储层应力场的影响,以及重复压裂裂缝重定向的可能性。同时对初次压裂失效的原因进行分析后,对气井重复压裂的压裂液、支撑剂进行了优选,对重复压裂气井的裂缝半长和施工参数进行了优化,从而完善了对气井重复压裂的优化设计。低渗透气井重复压裂工艺技术的发展,将丰富低渗透气藏储层改造的手段,提高低渗透气藏储量的动用程度。     

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

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长庆气田为低压、低渗气藏，压力系数低、非均质性强，气藏类型复杂，压裂液对储层容易造成伤害。为了降低伤害，在地质特征分析的基础上，对压裂改造中引起储层伤害的因素进行了分析研究。通过岩心伤害流动实验、电镜对比分析、压裂液残渣粒径分析等室内实验研究认为，储层压力系数低、稠化剂的大分子集团对储层造成的伤害是引起伤害的主要因素，而储层的敏感性伤害、压裂液残渣的伤害虽对储层造成一定的影响，但并不是造成伤害的主要因素。在伤害因素分析的基础上，还阐述了目前在长庆低压、低渗气田应用的CO₂压裂和液氮全程伴注技术取得了较好的效果，特别是液氮全程伴注技术已得到了较大范围的应用，排液周期进一步缩短、返排率显著提高，压后不能及时喷通的井明显下降。同时结合压裂液伤害的主要因素，提出了压裂液发展的新技术思路。     

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BJ石油服务（中国）有限公司（简称BJ公司）在苏里格气井进行了两口井的压裂试验，压裂液采用对低渗透低压气藏排液有效的CO₂酸性交联液压裂液体系，增稠剂采用羧甲基羟丙基瓜尔胶，交联剂采用有机锆交联剂；施工前进行小型测试压裂，确定储层的滤失系数、裂缝延伸速度、延伸压力、裂缝闭合压力等重要设计参数；施工设计中预前置液中加入纯CO₂，能增加溶解气驱的能量，CO₂可以起到冷却作用，达到降低储层温度的目的；在人工裂缝的尺寸方面采用了宽、短裂缝的设计,采用高强度支撑剂——陶粒提高缝长和改善导流能力，加大前置液量和提高末端砂比技术，前置液比例达到50%以上，而在后期的施工过程中，迅速将支撑剂浓度由200 kg/m2提至1000 kg/m2，施工过程中很好地运用端部脱砂技术；加强现场质量控制，对指导压裂施工具有较大的借鉴作用。     

水基压裂液对致密砂岩气层的损害机理——基于《水基压裂液性能评价方法：SY/T 5107—2016》的改进

目前，针对压裂液的损害评价主要参考《水基压裂液性能评价方法：SY/T 5107—2016》（以下简称行业标准），而行业标准设定的压裂液驱替岩心过程与实际压裂施工中压裂液高压快速侵入储层的过程不吻合，并且压裂液损害评价实验未考虑压裂液残渣、破胶方式、原始含水饱和度等因素的影响，从而影响了评价结果准确性。为此，选取塔里木盆地库车坳陷迪北地区下侏罗统阿合组（J1a）致密砂岩岩心，通过改进实验流程与方法来模拟压裂液侵入致密砂岩气层的过程，评价了压裂液对气层的损害程度，进而系统剖析了损害机理。研究结果表明：①改进后的压裂液损害评价方法，考虑了气层的原始含水饱和度（小于束缚水饱和度）、压裂过程中的高压瞬间“击穿”效应、压裂液残渣等因素的影响，能更加客观地评价压裂液对致密砂岩气层的损害程度；②基于行业标准的评价结果显示，压裂液对致密砂岩气层渗透率的损害程度为中等偏强，而改进后方法得到的损害程度则为中等偏弱；③压裂液残渣滞留于裂缝中是对渗透率造成损害的主要因素，残渣易堵塞裂缝与缝面孔，绝大多数残渣滞留在基质岩心表层（侵入深度小于3 cm）孔隙中，基质孔隙对残渣有过滤作用；④压裂液从岩心表面向内部运移的过程中，高分子聚合物依次以薄膜层状、局部片团状、晶体包裹状滞留于储层孔隙中；⑤实验条件下，岩心中会产生盐析晶体，盐析晶体在岩心中分布不均，裂缝中盐析晶体与高分子聚合形成复合包裹体，基质孔隙中盐析晶体与少量伊利石等碎片包裹形成复合体；⑥速敏产生的运移微粒通常与残渣、高分子聚合物等形成复合包裹体，进而堵塞裂缝与孔隙。     

一种砂岩缓速酸酸岩反应模型的建立

砂岩酸压增产改造工艺技术在复杂岩性、低渗透、特低渗透、非常规及特殊油气藏的勘探开发中,得到了越来越广泛的应用。砂岩储层酸压的关键在于形成较高导流能力的酸蚀裂缝,为了有效改造储层和减轻二次伤害,常采用缓速酸液体系进行砂岩酸压。为了完善砂岩缓速酸的酸压理论,科学指导砂岩酸压设计和现场施工,基于酸液缓速机理和酸岩反应机理,建立了砂岩缓速酸酸压中裂缝内和滤失区的酸液浓度分布和矿物浓度分布模型,并用于计算酸蚀裂缝导流能力、酸液滤失区孔隙度和渗透率的改善程度。实例模拟结果表明：缓速酸酸压可保证酸蚀裂缝和滤失区具有较高的HF浓度,有利于增加酸液有效作用距离和改善基岩孔隙度和渗透率,但过高的HF浓度则会产生硅胶沉淀,对储层造成二次伤害,从而降低酸压效果;单一氟硼酸和氢氟酸的复合缓速酸液体系产生的导流能力随裂缝长度的增加呈现出先增加后降低的趋势,因而应考虑采用多种酸液多级交替注入酸压。     

洛带气田遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术应用研究

洛带气田遂宁组气藏埋藏较浅，属典型的特低渗致密气藏。储层为砂泥岩互层或泥岩夹层，单层砂体很薄，微裂缝较发育和非均质性强，长期以来一直被视为“非储层”。文章进行了储层敏感性评价和低伤害压裂液优选研究，提出了以“多层合压或分层压裂、中砂量、中前置液量、中排量、中砂比、强化返排措施”为特色的水力压裂改造技术，取得极为明显的增产效果，平均单井增加无阻流量4.62×104m3/d。遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术的重大突破，为难动用储量的升级和增储上产做出了关键性贡献，使以前一直被认为是“非储层”的致密气藏成功转化为工业性气藏，并成为川西地区增产效果最好的气藏之一。     

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度.结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85％～100％,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30℃时破...     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

低渗透储层多级转向压裂技术

低渗透储层采用常规压裂工艺改造后,存在压裂改造波及体积小、有效期短和改造效果差等问题。为了提高低渗透油气田增储上产水平,根据油藏地质特点和多级转向压裂起裂机理,研制了溶解度高、溶解速度快、残渣含量少和对储层渗透率伤害小的高性能水溶性暂堵剂,并形成了多级转向压裂技术。在地层压开裂缝后,实时向地层中加入该高性能水溶性暂堵剂形成瞬时暂堵,提高缝内净压力,通过暂堵转向产生微裂缝和分支缝,从而形成复杂的网络裂缝,实现体积改造的目的。多级转向压裂技术在新疆油田X区块应用后,产油量大幅提高,单井日增油量为常规压裂井的2.0倍;稳产时间长,有效期较常规压裂井延长50%。多级转向压裂技术解决了低渗透砾岩储层改造难题,为低渗透砾岩储层开发后期稳产提供了新的技术手段。      

适用于强水敏性地层的柴油冻胶压裂液

介绍了一种适用于强水敏性地层的新型柴油冻胶压裂液体系。该体系以新合成的磷酸酯作稠化剂、含活性剂的铝盐作交联剂,以醋酸钠作破胶剂,分析了该柴油冻胶压裂液砷交联机理。研究了柴油冻胶压裂液的交联能力、耐温能力、耐温耐剪切性、破胶性、滤失性等性能。实验结果表明,该柴油冻胶压裂液适用于强水敏油气层、低压低渗透油气藏。