径向井压裂裂缝形态及热采产能研究

径向井压裂技术与蒸汽吞吐热采技术的联合是一种有效适用于低渗透稠油油藏且兼具经济性的开发技术,目前在国内还处于现场实验阶段,缺少理论研究。通过径向井压裂物理模拟实验研究压裂裂缝形态,并在实验结果的基础上进行径向井压裂辅助蒸汽吞吐产能数值模拟研究。结果表明:径向井对压裂裂缝的扩展具有一定的引导作用,多径向井条件下会产生多裂缝形态,有效提高了泄油面积;径向井压裂辅助蒸汽吞吐产能是常规压裂辅助蒸汽吞吐产能的2.65倍(3年累计产油量),证明了该技术在低渗透稠油油藏的适应性,并在此研究基础上以产能为标准明确了该联合技术中的最优热采参数。研究结论为现场径向井压裂辅助蒸汽吞吐技术开采低渗透稠油油藏提供了理论依据,对该技术的发展完善和应用具有指导意义。     

水润湿及潮湿条件下压裂支撑剂破碎率的变化

油田压裂支撑剂(简称陶粒)的破碎率指标是影响压裂裂缝导流能力的关键技术指标.通过大量的对比试验证明,陶粒被水润湿或环境湿度对其破碎率有较大影响.陶粒在水润湿条件下其破碎率比正常样品提高2倍以上,在潮湿条件下其破碎率比正常样品提高1%左右.本实验研究对压裂施工设计、预测裂缝导流能力、压裂支撑剂选择和压裂支撑剂质量检验等有一定的指导意义.     

支撑剂在交叉裂缝中运移规律的数值模拟

支撑剂运移是水力压裂体系中一个重要的流体-颗粒两相流问题.如何改善支撑剂在缝网中的铺置情况,是压裂改造后提高储层有效传导率的关键.针对这一问题,结合计算流体力学-离散元(CFD-DEM)方法,文中对支撑剂在交叉裂缝中的运移规律进行了数值模拟研究,主要分析了在不同裂缝交角和携砂液黏度条件下支撑剂的运移规律.结果表明:随着裂缝交角增大,支撑剂进入支缝的比例不断下降;提高携砂液黏度,能够改善支撑剂在支缝中的运移情况;在特殊条件下,支撑剂在狭窄支缝中可能出现空间非均匀性的聚团效应.利用CFD-DEM方法能够准确刻画颗粒与颗粒/壁面及流体与颗粒之间的相互作用.     

压裂支撑剂导流能力影响因素新研究

水力压裂效果的好坏在一定程度上取决于裂缝的导流能力,影响支撑剂导流能力的因素很多,在压裂设计中必须加以考虑.开展了时间、压裂破胶液等因素对导流能力影响的实验研究,并首次开展了纤维的加入对支撑剂导流能力的影响研究和地层水浸泡条件下支撑剂导流能力的影响实验研究.实验结果表明,100h的导流能力曲线可以作为支撑剂长期导流能力实验的参考数据,纤维的加入对导流能力影响不大,但破胶液对支撑剂导流能力影响达到了50％～60％,地层水的浸泡对支撑剂导流能力影响达到了10％～40％.压裂设计中更应考虑这些因素的影响.     

川西气田压裂井出砂机理及防砂技术

川西地区压裂井支撑剂的回流是一个普遍的现象，特别是高压高产井支撑剂回流更为严重，压裂井出砂将导致人工裂缝的导流能力下降，同时给压后排液、测试、求产阶段和压后采输气带来诸多不便。为此，具体分析了川西地区压裂井出砂的原因及其危害，并针对出砂原因提出了相应的预防支撑剂回流的措施，着重介绍了树脂涂层支撑剂、纤维支撑剂压裂工艺两项新工艺技术措施。通过这些预防支撑剂回流措施的应用，减少或消除了川西地区压裂井支撑剂的回流，提高了压裂增产效果。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

压裂支撑剂长期导流能力试验

压裂支撑剂长期导流能力的大小决定了压裂效果的好坏,准确获得支撑剂长期导流能力试验数据对于预测压裂效果具有重要作用。对油田常用压裂支撑剂进行了长期导流能力试验,获得了压裂支撑剂在长期状态下的导流能力变化规律,并提出采用降低油层闭合压力、使用破碎率较低的支撑剂、尽量减少支撑剂的细微颗粒、提高支撑剂粒度的均匀程度、加大铺砂浓度等措施来提高支撑剂的长期导流能力,可为提高压裂优化设计水平和预测及改善压裂效果提供帮助。     

基于有限元模拟的支撑剂回流规律

水力压裂是常用的增产措施之一,在相同地层和裂缝尺寸条件下,裂缝内支撑剂的数量和分布会改变裂缝的导流能力,进而影响油井产量。目前关于支撑剂在裂缝中的分布以及压裂后返排过程中支撑剂在裂缝中的流动规律的研究较少,通过COMSOL软件模拟支撑剂在裂缝中的流动规律,分析了不同因素对裂缝内支撑剂数量的影响。模拟结果表明,影响支撑剂滞留最主要的因素是压裂返排液的流速和压裂液破胶后的黏度,通过调节返排参数可以抑制支撑剂回流。建议压裂施工中将返排液黏度控制在20 mPa·s以下,裂缝中压裂液的流速小于240 m~3/d.     

低密度支撑剂在Appalachian低渗砂岩气田的应用

就压裂液携带支撑剂能力问题而言,绝大部分注意力和经费开支一直集中于压裂液的性能方面.低黏压裂液在有些情况下是具有成本效益的,但由于其携带支撑剂能力较差,要获得较长、更为有效的支撑缝长较困难.影响携带支撑剂能力的因素有好几个,而其中最易忽略的一个因素就是支撑剂密度.根据Stoke定律计算,尺寸大小同样为20/40目条件下,密度为1.25g/cm3的支撑剂在液体中的最终沉降速度比白渥太华砂低4倍.计算机模拟和应用实例都说明:低密度支撑剂产层覆盖性好;使用低密度支撑剂进行水力压裂产生的支撑裂缝长.美国东北部Appalachian盆地低渗砂岩气田为了解决成本投入与增加生产之间的矛盾、实现低成本开发,自2003年以来在压裂作业中应用了低密度(1.25g/cm3)支撑剂(主要使用淡水和低密度稠化水压裂液体系),应用地层包括Upper Devonian(上泥盆纪)砂岩、Devonian页岩和Silurian Medina(志留纪麦迪纳统)砂岩,应用区域包括纽约州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、佛吉尼亚州,处理井次超过300(其中2003年7月至2004年7月期间超过40井次).4个州的现场应用实例说明了低密度支撑剂压裂的短期和长期生产回报,证实了这种新技术的应用可行性;其中一个使用低密度支撑剂和砂的泡沫压裂实例经示踪剂测井说明,砂沉降到了产层以下,而低密度支撑剂则充填在产层中.     

致密油气藏支撑剂嵌入研究与分析

致密油储层自然条件下很难产出油气,需要进行大规模的压裂改造才能见到效果,支撑剂的选择直接影响压裂裂缝导流能力的大小,因此本章将分析支撑剂嵌入对裂缝导流能力的影响,主要采用实际地层岩板,使用仪器模拟地层条件,对不同铺砂浓度、闭合压力下支撑剂的嵌入进行研究,共计11种方案,总结支撑剂嵌入的影响因素及规律,为致密油气藏得压裂设计提供科学依据。     

多轮次蒸汽吞吐井多层覆膜石英砂的研究及应用

稠油油藏多轮次吞吐井采用常规覆膜砂建立的挡砂屏障挡砂效果差,无法满足蒸汽吞吐井一次防砂、多轮注汽要求,因此,针对常规覆膜砂在覆膜工艺（冷法覆膜工艺）、覆膜材料等方面存在的不足,研制了由预固化层、可固化层和惰性层构成的高温多层覆膜支撑剂。同时,根据蒸汽吞吐井的井底温度、湿度环境,建立了湿热法评价系统,对研制的高温多层覆膜支撑剂进行了高温蒸汽老化实验,并与常规高温覆膜砂进行了对比,经过四轮高温蒸汽后,高温多层覆膜支撑剂的胶结强度可达7.1 MPa,渗透率高达87 ?m2,具有较高的固结强度和良好的导流能力。共进行了4口井的现场应用,取得了良好的防砂、增油效果,满足了稠油油藏一次防砂多轮次注汽的要求,具有良好的应用前景。     

稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术

为进一步提高稠油蒸汽吞吐井的防砂有效期,从防砂工具、充填材料及充填工艺等方面对长效防砂技术进行了研究。根据充填口重复开关的思路设计了充填工具,并对其密封件的材料进行了优选,研制了长效防砂工具;利用多层覆膜方法研发了耐高温高强度覆膜支撑剂;采用多段塞充填工艺进行施工,形成了稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术。长效防砂工具密封件4轮次吞吐试验后,其压缩永久变形率小于55%、抗拉强度8.9 MPa、拉断伸长率102%,能满足蒸汽吞吐井防砂要求;耐高温高强度覆膜支撑剂耐温300 ℃,4轮次吞吐试验后固结强度7.1 MPa、渗透率96 D,完全满足蒸汽吞吐井防砂生产要求;多段塞充填工艺降低了防砂成本及后期处理难度。稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术在胜利油田11口井进行了现场应用,平均防砂有效期长达930 d,满足了蒸汽吞吐井对防砂的要求。      

泡沫改善间歇蒸汽驱开发效果

间歇蒸汽驱是提高稠油热采区块采收率的有效方式,伴随着汽驱轮次的增加,注汽井同生产井之间出现严重汽窜,导致生产效果急剧变差,为此,进行了高温泡沫封堵蒸汽汽窜提高蒸汽驱采出程度研究。利用蒸汽驱物理模拟装置、高温界面张力仪对适用于不同温度的泡沫剂驱替性能、界面张力进行评价,确定不同泡沫剂最佳作用温度;对现场注入气液比、注入方式进行优化研究,确定现场施工方式。研究表明,FCYL和FCYH组合注入效果优于单注一种泡沫剂,伴蒸汽注入氮气泡沫剂后驱替效率提高30个百分点。2004年在胜利油田单56-10-X8间歇蒸汽驱井组实施高温泡沫改善开发效果现场试验,现场应用表明,高温复合泡沫体系可大幅度改善间歇蒸汽驱热采稠油油藏开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段。     

Thermal Buckling of Casing in a Slanted Thermal Production Well

Abstract

Severe thermal load to the casing that results from steam injection operation can cause casing failure. This article describes thermal buckling caused by thermal loading in a poor cement-bonding section or cement empty section. The concept of thermal buckling and a thermal buckling model are presented. The relation between sinusoidal or helical buckling with the number of buckling half-waves and critical temperature is developed. The arc length of sinusoidal and helical buckling are calculated, and the maximum amplitude and average helical pitch are found combined with the result of casing elongation by thermal effect. The conclusion that the casing located in a poor cement-bonding section or cement empty section was predamaged due to severe thermal buckling caused by high temperature is proposed. This conclusion has a guide to the parameter selection of steam injection and casing maintenance in a steam injection production well.     

基于焖井温降模型的蒸汽吞吐井吸汽剖面解析

蒸汽吞吐是稠油热采开发的一项关键技术,定量计算蒸汽腔空间分布和动态变化对开采过程具有重要意义。为了获得蒸汽腔空间分布,基于传热学理论分析,建立了焖井温降模型,用于解析蒸汽吞吐井吸汽剖面,并结合最小二乘算法,对蒸汽腔初始的大小和分布进行了估计。与实际井采集数据比较结果表明,计算值与实际测量值吻合较好,应用解释模型可以详细了解热采过程中蒸汽腔的大小和分布,进而为合理确定SAGD过程总注汽量、注汽时间等参数提供参考。该模型的参数敏感性分析表明,地层热扩散系数、厚度、初始温度和蒸汽温度对计算结果影响较大,在实际应用中需要重点关注这些参数的取值。     

热采井半预热固井技术

在热力采油井中,注入蒸汽加热油层套管,油层套管受热产生压应力,当压应力达到套管钢材的屈服极限后,套管开始变形。计算表明,如果用常规方法固井,在通常的注汽温度下,套管都因热应力而产生屈服变形。目前现场采用的防止热破坏方法在理论上没有得到论证。热采井半预热固井技术是在注水泥完毕后,通过井口向油层套管内下入加热器,加热油层套管到预定的温度,使水泥在加热条件下凝固,水泥终凝后取出加热器。该技术可使套管在整个开采过程中一直处于弹性状态,不发生塑性变形,从而解决了套管热破坏问题。     

考虑注汽井筒压力变化的热损失计算

在注蒸汽热采过程中,井筒中压力的变化必然导致井筒温度和饱和蒸汽物性参数的变化。文章在考虑注汽井筒中压力变化的基础上,建立了井筒综合传热数学模型,对井筒传热过程进行了计算。计算结果表明,为了提高 蒸汽干度利用率和减小井筒热损失,应提高注汽速率,减小井口蒸汽压力,加大井口蒸汽干度。这一成果对于指导油井现场注蒸汽热采,综合评价系统注汽效率具有一定的指导意义。     

井温测井应用领域的新拓展

在不适宜进行同位素示踪吸水剖面测试的古城油田,推广应用了井温法吸水剖面测试技术,取得了较为准确的吸水剖面,而且在注汽开发油藏动态监测工作中,首创了注蒸汽吞吐采油井普通井温法吞吐剖面测试技术和间歇汽驱注汽井普通井温法吸汽剖面测试技术,拓展了普通井温测井装备的应用领域,大大降低了热采油藏动态监测成本,为油藏动态研究和开发方案调整提供了大量准确可靠的资料。     

自悬浮支撑剂的性能评价与现场应用

为解决常规压裂液存在的压裂施工配液流程复杂、冻胶残渣对地层伤害大的问题,以陶粒砂、速溶液体改造剂和高分子聚合物为原料制备了自悬浮支撑剂,对其综合性能进行了室内试验评价,并研究形成了自悬浮支撑剂施工工艺。通过室内评价试验可知,自悬浮支撑剂悬浮形成时间短,具有良好的悬浮稳定性能、耐温耐剪切性能、破胶性能和低伤害特性。自悬浮支撑剂在5口井的清水压裂中进行了现场应用,简化了压裂施工流程,施工成功率100%。其中,X-1井压裂施工顺利,压裂后的日产油量是采用常规压裂液的邻井X-2井的2倍多,增产效果显著。室内试验与现场应用结果表明,自悬浮支撑剂能够达到简化施工流程、降低对储层的伤害和提高油气产量的目的,具有良好的推广应用前景。      

Casing cementing with half warm-up for thermal recovery wells

Thermal recovery is a very common and effective method for producing heavy oil. Casing failure is a very serious problem in thermal recovery wells. In some oilfields, more than 95% of thermal recovery well's casing was failed due to thermal stresses. In the steam injection process, the casing is heated by steam. Change of casing temperature produces thermal stresses in the casing. The casing deforms when stresses exceed yield point of its material. If using conventional cementing technology for thermal recovery wells, the casing deforms due to thermal stresses in steam injection process. Technologies conventional used to protect the casing from failure for thermal recovery wells are ineffective theoretically. Casing cementing with half warm-up for thermal recovery wells refers to heat payzone production casing to a certain temperature and makes it expand in cement slurry solidifying period. Calculations show that casing cementing with half warm-up performs greater safety coefficient during the whole production cycle and no plastic deformation. This technology will be an important method to prolong thermal recovery well's casing life.