牛东区块火山岩油藏压裂改造技术研究与应用

三塘湖油田牛东区块火山岩油藏储层具有岩石成分复杂、基质物性差、天然裂缝发育、温度压力低等特点,给火山岩的压裂改造带来了诸多难题.针对这些难题,以提高火山岩油藏压裂施工成功率、有效率、单井产量为目标,对火山岩油藏压裂改造技术进行了研究攻关,探索出了低伤害低温水基压裂液快速破胶返排技术、火山岩油藏深穿透压裂工艺技术及水平井、筛管方式完井、小井眼井等特殊结构井相配套的压裂改造技术体系,该技术体系应用于牛东区块火山岩油藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益,为同类油藏的开发提供了强有力的技术保障.     

深煤层CO_2泡沫压裂技术及适用性研究

由于深部煤层(埋深大于1 000 m)埋藏深、渗透率较低、温度高、地应力高、储层力学性质复杂等特点,常规煤层气水力压裂技术开发深部煤层气具有一定的局限性。鉴于CO_2泡沫压裂液在煤层中滤失量小、黏度高、储层伤害低等优点,研究了CO_2泡沫压裂技术开采深部煤层气及其适用条件分析,可为下一步深部煤层气开发提供技术支撑。     

基于粘结单元法的干热岩储层水力压裂数值模拟与参数优化

水力压裂技术是实现低渗油气及地热储层的高效开发利用的关键技术手段,为了研究干热岩型地热储层水力压裂过程中水力裂缝的扩展规律,本文使用粘结单元法（Cohesive Zone Method, CZM）研究了压裂液排量、压裂液粘度以及水平地应力差对水力裂缝形态的影响,并利用正交试验对上述压裂工艺参数的组合进行优化。结果表明：压裂液排量对水力裂缝的长度具有重要影响,而压裂液的粘度对水力裂缝的宽度具有显著影响;压裂液的排量和粘度的增加,促进了分支裂缝的萌生和扩展;水平地应力差为1 MPa时,本文所建立的模型在压裂液排量和粘度分别取0.004 m3/s和0.07 Pa·s条件下,可获得最佳的压裂改造效果;随着压裂液的排量和粘度的持续增加,当压裂液的排量和粘度分别超过0.004 m3/s和0.07 Pa·s后,继续增加压裂液的排量和粘度将导致水力裂缝的长度和宽度的减小,可见在实际压裂过程中不能盲目通过提高压裂液的排量和粘度的方式实现对压裂效果的持续改进。本文丰富了干热岩储层改造的数值模拟手段,相关研究成果有望为干热岩型地热资源开采过程中裂缝扩展行为预测和压裂工艺参数的优化提供技术支撑。     

水力喷射分层压裂技术研究与应用

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。依据水力喷砂分段压裂的技术特点开展了水力喷砂分层压裂优化设计,重点对水力喷砂射孔喷嘴个数与直径、磨料浓度与射孔时间、油管与环空排量等参数及以高速剪切后粘度恢复能力强和携砂性能好为目标对压裂液体系进行了优化,并成功在吐哈油田三塘湖区块应用15井次,增产效果显著。在此基础上,进行了该技术的适应性和局限性分析,为吐哈油田下一步自主广泛开展水力喷射分层压裂奠定良好的技术基础,对提高低渗透油气藏增产改造效果具有指导意义。     

巴彦河套盆地片麻岩储层改造工艺研究及应用

巴彦河套片麻岩储层具有埋藏浅、低温、低孔低渗透、天然裂缝发育、孔喉连通性差、非均质性强等特征,储层改造过程中存在加砂困难、缝高失控、压裂液难以破胶等风险,根据上述难点,结合岩石力学分析和非常规储层压裂理论,形成了水力裂缝沟通天然裂缝、多裂缝延伸形成缝网,增渗增产的储层改造工艺技术,同时配套多尺度裂缝支撑、缝高控制及低温破胶技术。该技术在巴彦河套盆地片麻岩裂缝储层的3口井已得到成功应用,压后产油量10.50～27.96m3/d,平均产油量达到19.83m3/d,对巴彦河套盆地片麻岩裂缝储层后期勘探开发具有重要的借鉴意义。     

寺河井田3号煤层人工压裂裂缝形态特征研究

裂缝形态特征是储层压裂改造效果评价、压裂工程设计及优化、煤层气井井网布置及优化等的重要研究内容。为摸清寺河井田3号煤层气主力开发煤层人工压裂裂缝形态特征,对井田内微地震裂缝监测资料进行了研究。结果表明:浅埋深、厚煤层、中小型压裂规模及中小排量压裂情况下,裂缝长度171.3~284.2 m,平均219.7 m;裂缝高度13.3~16.5 m,平均14.9 m;裂缝方位为北东42.5~47.9°,平均45.9°;受煤的非均质性和应力状态影响,在压裂规模及压裂参数相近的情况下,各压裂井的裂缝形态特征有所不同。     

泵注排量对煤储层水力压裂影响的试验研究

为了研究煤储层中单孔不同压裂液排量、不同压裂次数对水力压裂效果的影响机理,运用水力压裂试验装置和压裂泵,以相似材料试件为压裂对象,开展了变压裂液排量、不同压裂次数条件下的水力压裂试验。试验结果表明,压裂液泵注排量越大,破裂压力越大,破裂时间越小,水力裂缝与出水孔间的夹角越大;在进行第1次压裂时,水力裂缝形态呈椭圆状,第2次压裂时裂缝的扩展路径与试件内部缺陷、破裂面特征息息相关。     

低渗透油藏重复压裂机理研究及运用

对重复压裂造缝机理的研究表明,重复压裂井由于初次压裂裂缝以及油层生产活动引起的压力下降,导致近井地带的应力场发生变化,从而在重复压裂过程中引起裂缝的重新定向。结合长庆油田陇东三叠系油藏低渗透的特点,进行了重复压裂施工参数的优化和暂堵剂材料的选择,提出了重复压裂最佳时机选择的原则。重复压裂技术在西峰油田和华152区块的成功实施,取得了很好的增油效果,为陇东三叠系油藏低渗透储层下一步的开发提供了重要的技术措施。     

水力喷射压裂技术在火山岩油藏的研究与试验

吐哈油田牛东区块是一个典型的溶孔、溶洞、微裂缝发育的火山岩油藏,压裂改造采用"深穿透"的思路达到沟通更多储集空间的目的.针对常规压裂工艺存在缝高难以控制、缝长难以保证的问题开展了水力喷射压裂研究与试验,牛东平2井成功实施一次分两层水力喷射压裂,压后初期产油量由1.6t/d增加到18.9t/d,稳产10.8t/d,增产6.8倍,取得了较好的增产效果.     

煤层气储层压裂现状及展望

为了深入研究煤层压裂,提高煤层压裂效果,总结分析了煤层压裂液、压裂支撑剂、压裂裂缝数值模拟、裂缝监测、煤层压裂设计及施工工艺的现状。通过对比分析得出,活性水与石英砂组合是浅层煤层气压裂的主要组合方式,但随着深度的增加,储层地质复杂性的增强,该组合压裂后的效果逐渐变差;传统的二维和拟三维裂缝模拟方法在煤层应用中具有局限性,需要根据煤储层地质特征对裂缝模拟方法进行优化;多种裂缝监测方法在煤层应用中的结果表明,煤储层压裂后主要呈现出贯穿煤层的垂直裂缝、垂直裂缝与水平裂缝组合的复杂裂缝和非对称网络裂缝3种形态。我国已探索出以活性水直井压裂为主,水力波及压裂和间接压裂等多种压裂工艺为辅的压裂工艺技术。最后对煤层压裂提出了展望,即在低成本和高效环保的前提下,从增加煤层改造体积和增大解吸面积的压裂机理出发,结合煤岩工程地质特征,优选压裂材料及配套压裂技术,为煤层气的合理高效开发提供理论指导。     

厚煤层煤层气井水力压裂特点及效果评价

为充分利用厚煤层的煤层气资源，需提高厚煤层的压裂改造效果，在厚煤层中建立复杂缝网。以沁水盆地兰花区块不同厚度煤层气井为例，研究不同厚度条件下，压裂施工参数对压裂改造效果、产气效果的影响。结果表明：研究区厚煤层压裂缝网长度及改造效果受压裂液总量的影响较显著，压裂裂缝平均长度192 m,压裂裂缝向埋深较浅的区域延伸较长；研究区山西组3^#煤层水平主应力方向为北东东向，压裂裂缝偏离水平主应力方向，井筒两侧的裂缝长度差异增大；煤层厚度越大，资源丰度越高，其对每米煤厚的平均日产气量及每米煤厚的累计产气量贡献越大。通过对煤储层多参数地质甜点优选及开发工程参数优化，可降低厚煤层煤层气开发风险，提高产气效率。     

页岩气开采压裂液技术进展

页岩气是一种分布广泛且储量丰富的非常规能源,但由于其储层具有孔隙度小及渗透率低等特性,一直以来页岩气未得到大规模开采。直到近20年,页岩气开采技术才得到飞速发展,这主要得益于水力压裂技术的进步。压裂液是水力压裂的重要组成部分,其性能的优劣直接影响水力压裂施工的成败。通过调研国内外文献,结合国内外压裂液技术的发展历程,分析了页岩气开采中几种常用压裂液的优点、适应性及存在的问题,综述了两类新型的无水压裂技术。结合我国页岩气储层的特殊性及压裂技术发展的现状,提出了适于我国页岩气开采的压裂液技术发展的建议,并特别强调了在页岩气开发初期重视环保的重要性。     

煤层气压裂液研究现状及其展望

我国煤层气储层区域物性差异较大,在压裂过程中容易由于压裂液与储层物性条件不适应造成储层压裂效率低、伤害高、增产效果差。通过梳理现有压裂液体系的特性和矿场应用效果,对储层的伤害性和适应性进行定性分析与总结。得出结论：活性水、黏弹性表面活性剂压裂液对埋深较浅的煤层气储层适应性较好;可变黏滑溜水、黏弹性表面活性剂压裂液体系对埋深较大较为致密的煤层气储层适应性较好。     

大尺寸复杂应力水力压裂裂缝扩展模拟试验研究

为了研究复杂应力条件下的水力压裂裂缝扩展规律,本文借助自主研发的多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统进行了大尺寸的水力压裂物理模拟,通过泵注石膏液充填水力压裂裂缝,以观测裂缝的开裂形态及扩展方位,并得到了不同压裂点的力、位移、水压与时间的关系曲线。研究表明,煤岩体中的水压力随着压裂液的持续泵注呈上升趋势,在压裂管周围的变化趋势与水压非常相似;试样在力的作用下有一定的位移,呈正相关。通过凝固的石膏可以看到水力压裂裂缝的完整形态,从而推断出裂缝的起裂、延伸路径,以期为煤层气水力压裂技术的研究提供数据参考和理论依据。     

保德区块中低阶煤层压裂施工砂堵原因分析及技术对策

针对保德区块中低阶煤储层压裂过程中容易出现砂堵影响储层改造效果的问题,根据研究区块的地质条件,结合水力压裂时裂缝在煤层中的扩展规律,分析了保德区块煤层水力压裂出现砂堵的4类主要原因,分别为煤储层裂隙相对发育造成压裂液滤失量增加、压裂沟通高渗透性的顶底板、煤储层本身有效厚度大滤失量增大及多层合压造缝不充分。在此基础上,提出了相应的技术对策,使用清洁压裂液、适当提高并稳定施工排量及优化压裂施工设计,为现场的水力压裂施工和提高煤储层改造效果提供重要指导。     

煤储层水力压裂技术新进展

概述了煤储层的物性特点,增透改造的发展历程,裂缝起裂、扩展、延伸等研究进展;介绍了国内外压裂装备现状,列举了国内主要产品;分析了重复、多层、薄层、通道、水力喷射逐层、体积压裂等新技术的特点;阐述了压裂液污染环境的形式。建议发展环保、区域化水力压裂技术,装备朝着国产化、自主创新型发展,争取使用清洁、环保型压裂液。     

水力压裂技术在浅埋煤层工作面初次放顶中的应用

针对浅埋煤层综采工作面初采期间顶板大面积悬顶、难冒落等问题,与传统深孔预裂爆破技术进行了比较,以哈拉沟煤矿22208工作面为工程背景,在进行工程实践的基础上,详细介绍了水力压裂施工工艺和方法。通过对工程的总结分析发现,水力压裂技术较深孔预裂爆破技术具有安全可靠、绿色环保、经济高效的效果;采用单孔多次压裂方法可有效解决初采期间直接顶大面积悬顶问题,对于浅埋深工作面,压裂孔间距为10 m,水压为12~28 MPa,单孔深度为25~35 m,单孔压裂次数7~9次为宜。水力压裂技术在工作面初采期间实现了安全高效回采。     

高能气体压裂技术在云南恩洪盆地煤层气开发中的试验应用

恩洪盆地煤层气资源丰富,但煤储层渗透率低、水敏性强,开发难度大。采用水力加砂压裂技术对煤层气井进行增产改造效果不理想,因此提出并开展了高能气体压裂技术在煤层气开发中的试验应用,以期在煤储层中产生和形成多裂缝体系,同时产生较强的脉冲震荡作用于地层,改善和提高煤层导流能力。本文介绍了高能气体压裂技术在B井煤储层改造上的试验应用,分析了作用机理、工艺设计等,并提出了今后的研究方向,对探索我国煤层气有效开发的新途径具有重要的意义。     

低伤害纳米增效压裂液在福山油田的应用

海南福山油田属于复杂断块性油田,储层致密,自然产能低,在压裂改造过程中,常规瓜胶压裂液往往表现出施工压力高,地层伤害严重,增产效果不理想。为提高致密油藏压裂改造效果,研发了低伤害纳米增效压裂液体系,通过室内性能评价和现场应用表明该压裂液体系具有良好携砂性能、低伤害性能、洗油性能,对福山油田致密油藏起到了良好的增产稳产效果。     

基于不同应力的水力裂缝形态试验研究

为了研究压裂后的水力裂缝形态,以相似材料成型的试件为压裂对象,利用水力压裂装置,开展了不同应力条件下的水力压裂试验。研究结果表明:二维应力条件下,水力压裂形成单一裂缝的概率大于复杂裂缝的概率;裂缝形态的复杂性与试验应力有关,当三向应力(最大水平主应力、垂直应力、最小水平主应力)的值相差较大时,容易形成单一裂缝形态;当三向应力中有2个值相近,且均与第3个应力相差较大,则容易形成复杂裂缝形态;复杂裂缝形态中的分支缝与最大水平主应力存在不同的夹角,但均沿平行于最大水平主应力的方向扩展;在同一应力条件下,不同试件压裂产生的裂缝形态也不尽相同,与试件的均质性、压裂液的流动路径、破裂面的特征有关。