碳酸盐岩气藏加砂压裂重复改造试验效果分析

针对碳酸盐岩气藏部分气井生产效能低的状况，决定在长庆气田下古生界尝试开展加砂压裂重复改造试验，以期提高低产、低效气井的产量，延长气田稳产期。通过潜心研究、精细设计及现场质检监控，优选了4口老井进行加砂压裂重复改造现场试验。从试验结果来看，虽然只有1口井取得明显的改造效果，但4口井加砂压裂施工都是成功的，说明对碳酸盐岩气藏实施加砂压裂是可以实现的，但在选井思路和压裂工艺方面还有待探索和研究。     

长庆气田碳酸盐岩储层加砂压裂试验研究

针对碳酸盐岩储层，长庆油田已形成了以普通酸酸压、稠化酸酸压、多级注入酸酸压—闭合酸化为主的三大酸压工艺技术系列且取得了较好的改造效果，但对致密碳酸盐岩储层，改造效果不理想。为此，2000—2002年先后开展了碳酸盐岩储层加砂压裂理论研究和四口井现场试验，以期克服酸蚀裂缝长度的局限性，提高缝长，获得更好的改造效果。从储层改造的技术思路、实施效果、取得的认识、存在的问题及下一步研究方向等方面进行了论述。     

交联酸携砂压裂工艺在碳酸盐岩储层的应用

近年来,针对碳酸盐岩的储层改造,中外已形成了以深度酸压为主体的各种酸压技术,同时还尝试了加砂压裂改造。在分析酸压和加砂压裂不足的基础上,针对长庆气田下古生界碳酸盐岩储层特点开发了交联酸携砂压裂工艺,交联酸压裂液具有黏度高、滤失低、摩阻低、易泵送、酸岩反应速度慢、造缝效率高、返排容易、流变性好、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的。从2006年以来先后运用该技术在靖边气田对碳酸盐岩储层进行交联酸携砂压工艺改造试验,与邻近井的其他施工工艺增产效果相比有一定的优越性。     

丘东凝析气田压裂改造技术研究

丘东凝析气田J2x气藏具有低孔、低渗、非均质性强等地质特征，地应力复杂，微裂缝发育，地层岩石杨氏模量高，导致水力压裂改造时破裂压力高，在高压下天然裂缝张开从而造成压裂液的高滤失，使得液体效率降低难以形成足够宽度的动态裂缝，现场表现为高砂比作业，易产生砂堵，对于这类储层的加砂压裂改造一直是国内外技术攻关的难点之一。针对本区以往压裂施工的经验和教训，结合储层特征进行压裂液体系优选和压裂优化设计，通过实施前置液降滤措施、线性加砂技术等工艺，对4口井成功实施了加砂压裂改造，最大加砂量30m^3，并在压后实施强化返排，使得凝析气井产气量大幅度提高，增产倍数达10倍以上，取得了良好的压裂效果，对指导该类型储层的压裂改造技术优化具有参考意义。     

加砂压裂技术在高温深井碳酸盐岩储层成功应用

酸化压裂技术是碳酸盐岩储层增产改造的成熟、有效技术,对于深层碳酸盐岩储层由于其储层温度高、地应力大,酸蚀作用距离短、有效缝长不足,酸压改造效果,特别是稳产效果往往不尽人意。将常规砂岩压裂改造的成熟技术——加砂压裂技术应用于高温深层碳酸盐岩的改造,采用包括小粒径支撑剂,低损害压裂液,砂浓度以低起点、小台阶、多步、控制最高砂浓度泵注程序等技术路线,加砂压裂改造工艺获得成功。经过十年的跟踪研究表明,累计增油10.3×104m3、天然气0.51×108m3,加砂压裂技术应用取得了良好的增产、稳产效果,为高温深层碳酸盐岩储层增产改造提供了新思路和途径。     

川西致密砂岩气藏储层改造技术方法选择及效果分析

致密砂岩储层改造技术在川西地区各气田得到了广泛应用,针对储层特征选用合理的改造技术措施对提高增产效果有明显作用,加砂压裂是川西致密气层普遍采用的改造技术措施,喷砂射孔一加砂压裂是针对致密,高破裂压力地层或井身结构特殊井的工艺措施,高能气体压裂－加砂压裂主要应用于高破裂压力和塑性强气层,酸化工艺措施在碎屑岩气藏仅限于天然裂缝发育且被钻井液侵入严重的气层。     

碳酸盐岩储层加砂压裂改造的难点及对策

碳酸盐岩储层的储集空间复杂多变,天然裂缝发育,基质渗透率一般小于1×10-3 μm2,压裂改造是该类储层投产开发的一项关键技术。鉴于目前碳酸盐岩储层压裂改造成功率低,广泛调研了国内外碳酸盐岩加砂压裂的改造实例,分析认为压裂液滤失严重、储层可动流体饱和度低、缝高控制难、施工压力高、施工压力对砂浓度敏感是碳酸盐岩压裂改造的主要难点。从加强储层展布预测和测试压裂评价、降低压裂液滤失和消除多裂缝、利用酸预处理和加重压裂液降低破裂压力和施工压力、改进压裂液的抗剪切性能和携砂能力、优化压裂规模和优选施工参数等方面提出了相应的对策,对提高碳酸盐岩储层加砂压裂改造的成功率具有指导意义。     

建南气田低压低渗碳酸盐岩气藏储层改造技术

为了更好地开发鄂西地区建南碳酸盐岩气藏,通过三年的技术攻关,研究了一套低压低渗碳酸盐岩气藏的改造技术。在水平井上,实施屏蔽暂堵钻井、氧化解堵和水平井段酸压;在储层深部改造技术方面,进行了酸化、胶凝酸深部酸压和水力加砂压裂措施,并成功应用了2井次压裂、酸压复合工艺。同时还研究了3种配套的酸压措施管柱。     

玉北区块裂缝型碳酸盐岩油藏复合酸压改造技术

玉北区块碳酸盐岩油藏埋藏深、温度高、地层水矿化度高,基质渗透率低、储层裂缝发育,最大破裂压力梯度达26.7 kPa/m,储层改造难度大。开展了碳酸盐岩储层复合酸化压裂改造技术研究,通过优选酸液体系、加砂量和段塞泵注模式,形成了加砂压裂与酸液刻蚀复合工艺、压裂液与酸液交替注入工艺。在玉北区块开展矿场试验并成功应用,对今后塔河外围碳酸盐岩储层改造有一定的指导意义。     

多级加砂压裂技术在塞392长6储层改造中的应用

塞392长6属于典型的特低渗油田,储层非均质性强,油水分异差,叠合程度高,油层厚度大,驱替难度大,严重影响了油田开发水平的提高。通过实施多级加砂压裂储层改造技术,明显提高了油田采收率。实践证明,多级加砂压裂技术不仅解决了塞392长6储层改造的技术难题,而且对同类油田的储层改造具有重要的参考价值。     

加砂压裂改造技术在野云2井的应用

塔里木盆地储层埋藏深,地层压力系数高,地层破裂压力梯度高。由于施工井口压力高,常规加砂压裂工艺无法实施作业。塔里木油田野云2井通过采用加重压裂液体系和2000型压裂车组更换泵头及高压管线的方法,成功实施了加砂压裂作业,为国内类似井储层改造提供了经验。     

无遮挡储层压裂施工设计在海拉尔盆地的应用

针对海拉尔盆地地应力无遮挡储层的特点 ,压裂时用估算井底净压力的办法 ,根据压裂施工曲线泵压动态变化情况 ,及时调整施工排量 ,探索出一套包括变排量、变砂比等工序在内的系统合理的设计施工方法 ,从而保证井底具有一定的净压力及动态缝宽 ,满足设计加砂需求 ,提高了施工井的一次成功率 ,对今后新区块实施增产改造提供了宝贵的经验     

基于扩展有限元的水力压裂缝间干扰及裂缝形态分析

为了研究水平井分段多簇压裂裂缝扩展过程中缝间干扰及其对裂缝形态的影响,在考虑裂缝流和压裂液滤失的情况下,利用扩展有限元方法,分别对不同裂缝间距、不同位置组合的裂缝在同时和分时压裂过程中,水平主应力、裂缝长度、加砂前裂缝宽度以及裂缝延伸方向的变化进行数值模拟分析。通过对比发现：在裂缝扩展过程中,由压裂液作用而产生的诱导应力使得裂缝两侧椭圆型区域内的水平主应力发生转向,其单侧作用距离约为1.5倍的缝长,而裂缝尖端应力方向不受影响;2条裂缝同时起裂时,2条对称裂缝延伸方向呈“相斥型”偏转,偏转角度随着裂缝间距增大而减小,2条交错裂缝延伸方向呈“相吸型”偏转,加砂前缝宽较单一裂缝扩展时窄;分时起裂的2条裂缝,后起裂裂缝的延伸方向随着裂缝间距增加先呈现“相吸型”后出现“相斥型”,且后期裂缝的延伸缝长会受到抑制,当2条裂缝间距较近时,后起裂裂缝会严重影响前起裂裂缝的加砂前缝宽甚至会使其闭合,但其缝长会有所增加,交错裂缝两翼会出现严重的非对称扩展的情况。     

西柳10断块整体压裂研究与应用

西柳10断块前期压裂规模偏小,缝长不够,裂缝导流能力不够。经实验研究,采用提高排量降滤失,改用大粒径或其与中粒径组合支撑剂加大施工规模,提高加砂强度,同时加入降粘剂,强化压后返排,压后12口井均有明显改善,增产效果显著。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

定北区块致密气储层水平井压裂参数优化

水平井多级分段压裂是鄂尔多斯北部定北气田致密气藏开发的有效手段。由于储层较深、物性较差,在定北区块盒1气层的前期压裂施工过程中不断出现砂堵和超压的现象,施工成功率低。为了探索前期加砂困难的原因,优化压裂设计,开展了支撑剂导流能力评价实验、支撑剂在裂缝中通过性物理实验和携砂液运移规律数值模拟等研究。实验结果表明,近井多裂缝及动态缝宽与支撑剂粒径不匹配等因素是导致施工加砂困难的主要原因。对定北盒1储层支撑剂体系、施工排量和砂比进行了优化,现场应用6口井45段,施工成功率达到97.8%,解决了定北区块盒1储层水平井压裂加砂困难的问题,提高了压裂效果,为相关致密气储层水平井的压裂工艺提供技术参考。     

填砂分段压裂技术在页岩油套变水平井的应用

针对井筒满足承压要求,但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井,通过极限填砂形成缝内砂塞,实现对已压裂层段的有效封隔,采用水平井填砂分段压裂技术进行分段压裂。为了不增加新的设备,研究形成了“尾追填砂”和“吹填缝口”2种填砂模式。长庆油田在华H40平台进行了页岩油套变水平井填砂分段压裂试验,累计填砂压裂8段,各段破裂压力均不一样,封堵效果可靠,施工成功率100%。现场试验结果表明,以“尾追填砂”填砂模式为主、“吹填缝口”填砂模式为辅,可以形成缝内砂塞,有效分隔已压裂层段,实现套变页岩油水平井的分段压裂,解决常规压裂工具无法下入的问题。      

榆树林油田增效压裂技术研究

针对榆树林油田的特点，分析以往压裂效果差的原因，并对常规压裂技术采取了改进措施。该技术使用水力裂缝优化技术，优化裂缝支撑半缝长；使用多级渐进式加砂程序和较高的砂液比提高裂缝的导流能力；使用复合的粘土稳定剂防止粘土膨胀；选用快速破胶，彻底返排的优质压裂液减少压裂液夺储层的伤害。现场施工9口井，取得了比较好的压裂效果，提高了压裂工艺的整体水平。     

海上油田水平井防砂完井物模试验装置

为满足海上油田水平井及大斜度定向井防砂完井需求,研制了水平井防砂完井物模试验装置。该装置是根据海上油田的钻完井井筒尺寸、射孔方式以及主要完井类型等进行设计的,主要由模拟井筒、加砂混砂、泵注、沉砂过滤、数据及视频采集分析、远程控制及升降支架辅助等系统组成,可针对海上不同的油藏类型和特点,优选出水平井(定向井)防砂完井方式。采用该试验装置开展了水平井砾石充填过程中排量、砂比、携砂能力和漏失量等参数优化的试验研究。试验结果表明,该装置可以提高海上水平井防砂完井成功率,延长防砂完井有效期,最大限度地满足海上少井高产、长期稳产的需求。