玉1块深层稠油油藏压裂增产技术研究与试验

根据玉1块稠油油藏的特征，分析了压裂增产措施的技术难点，并针对这些难点制定了一系列技术措施。玉1井压裂后增产效果明显，产量由压前3．5t／d提高到10t／d，说明采取压裂增产措施能改善玉1块油田开发效果，也为玉1块深层低渗稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

压裂防砂技术在胜利油田低渗敏感稠油油藏的应用

为进一步提高低渗敏感稠油油藏开发效果,胜利油田引进了压裂防砂技术。利用有限元模拟方法定量分析了压裂防砂技术增产及防砂的内在机理,明确了该技术对低渗敏感稠油油藏具有较强适应性;开展了压裂防砂施工工艺优化,确定最优造缝长度为70 m,优选0.425~0.850 mm陶粒作为支撑剂,合成聚合物压裂液作为施工用液,前置液用量比为35%~45%。2013年压裂防砂技术在胜利油田草13区块现场试验15井次,油井投产初期平均单井日产油5.4 t,与挤压充填防砂井日产油相比,单井增产1.8倍,能够很好地满足现场要求。压裂防砂技术对于低渗敏感稠油油藏具有较强的针对性和适应性,可为该类油藏高效开发提供新的技术支持。     

西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关,形成了弱交联水基压裂液低温快速破胶返排技术、低前置液高砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

F142区块大型压裂技术研究与应用

为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。     

深层稠油油藏压裂增产试验研究

针对吐哈油田玉1块埋藏深,原油粘度高,原油含蜡、胶质沥青高,储层胶结疏松,水敏性强,油层距水层近,无明显隔层的特点,开展了稠油油藏压裂增产探索性试验,在玉1块进行现场试验取得成功。该井压裂成功改善了玉1块油田开发效果,为玉1块深层低渗稠油得到动用提供了经济有效的开发手段。     

稠油压裂技术

常规压裂技术应用于稠油油藏改造，易伤害储层，排液困难，高渗层生产易出砂。寻求适应稠油油藏储层特性的压裂改造技术，一直是稠油开发者的梦想。吐哈石油井下公司的压裂工程技术人员在长期论证、分析吐哈、塔里木等盆地稠油油田储层物性的基础上，探索出了解决这一问题新思路，开发研制出稠油压裂特色技术，投入现场应用后取得了显著成效。此项技术应用XP-75型油基压裂液，避免了水敏伤害问题，综合应用端部脱砂工艺设计形成高导流裂缝，优化组合陶粒技术防止高渗层的生产出砂，引入前置液氮技术有效降低污染、提高返排效率。     

二氧化碳段塞辅助压裂技术在桩西油田的应用

针对低渗油藏开发过程中常规压裂增产效果有限、重复压裂后效果不理想的情况,进行了二氧化碳段塞辅助压裂技术的研究试验和应用工作。在压裂前注入液态二氧化碳,通过吸附-9溶解气作用,起到增产原油和压裂后助排的目的。通过室内试验研究和数值模拟,确定了以桩74块为代表的低渗油藏原油与二氧化碳的最小混相压力为26MPa,并优选了最佳焖井时间7～9d,经优化压裂施工最佳支撑裂缝半长应在80m左右,最优铺砂浓度为5．0～7．0kg／m^3。现场应用5口井,当年平均单井增油2278．8t,而周期采用常规压裂技术的施工井,平均单井增油仅812．2t,取得了较好的试验效果和绎济效希。     

低前置液加砂压裂在吉7井区的应用

吉7井区梧桐沟组稠油区块采用反七点法150m小井距布井开发,南部地区大批井转抽投产初期不出或低液,严重影响了下一步的滚动开发。本文在储层地质研究的基础上,提出适应吉7井区的压裂思路——低前置液加砂压裂,该工艺具有造短宽缝、高导流能力、小规模等特点,契合区块“小井距、稠油、中孔中渗”的特质特征。通过现场压裂测试,软件模拟等方法,进行了低前置液加砂可行性论证。通过数模与压裂相结合的方式,对油藏整体压裂技术进行研究,并进行了裂缝半长等参数的优化,确定与井网相匹配的压裂参数。实施压裂后井均日产油4.6 t且大多自喷生产,为吉7井区的新区开发奠定了基础。     

支撑剂回流控制技术研究与应用

针对中原油田油气井压裂后支撑剂回流的问题,分析出了影响支撑剂回流的主要因素有液体黏度、排液速度、毛细管力和水锁效应、顶替量、裂缝闭合程度、作业程序等。针对支撑剂回流的原因,研究并采用了分段破胶技术、压裂后处理技术、裂缝强制闭合、高表面活性剂技术、尾追树脂包衣支撑剂、排液程序优化等工艺技术,以阻止支撑剂回流的发生。应用支撑剂回流控制技术分别在油田所属天然气产销厂、采油一厂、采油四厂现场试验及推广应用12井次。其压裂井段为2917．8～3516．0m,共87个小层,厚度170．6m。施工累计用液为3017．6m^3;加砂373．3m^3,平均砂比为26．9％;施工破裂压力为40．9-79．8MPa,排量为3．6-6．0m^3／min,施工工艺成功率为100％。压前日均产油为7．6t,压后日均产油为22．9t,平均增油为15．3t,已累计增产原油为6063t。压前日均产天然气为5．9×10^4m^3;压后日均产天然气为17×10^4m^3,平均日增天然气为11 ．1×10^4m^3,已累计增产天然气为4143×10^4m^3。     

浅薄互层普通稠油油藏水力压裂的实践与认识

W5、W8普通稠油油藏珍有埋藏深度浅，多层状砂泥薄互层，中孔，中低渗型储层且隔夹层薄的地质特点,地层原油流度低，未经过储层改造的单井自然产量低，针对这种情况，近几年来，通过在储层物性，含油性及井筒技术状况等方面进行压裂选进条件的优化，开展了注水稠油油藏的水力压裂引效探索性试验，应用高砂比的高导流能力短缝技术，小排量小规模控制缝高技术，防止水基压裂液与稠油乳化措施及防止压裂后目的层底部地层水上窜技术等配套水力压裂工艺，增产效果较为明显，油田开发效果得到改善，通过稠油油藏水力压裂的实践认为，压裂选井的有利方向主要位于储层物性及含油性较好的构造高部位，压裂工艺的关键是合理控制压裂规模。     

大规模滑溜水压裂参数优化研究与应用

针对延长油田浅层低渗油藏压力低、地层能量不足、物性差、油井压后产量低、稳产时间短以及递减较快的问题,在充分研究目标区域油藏特征的基础上,结合室内实验,优选出一种可循环使用的低伤害减阻剂滑溜水压裂液体系,同时采用Fracpro压裂软件优化了压裂施工参数.结果表明:1)0.1％含量的JHFR-2减阻剂和0.2％含量的JHF...     

加密井压裂井间干扰实例分析及技术对策

新场沙溪庙组气藏是西南油气田的主力气藏之一。目前,该气藏开发已步入中后期产量递减阶段。随着气藏开发调整的进行,部分压裂井出现井间干扰、压后效果不佳的情况。针对这种情况,提出加密井压裂施工参数优化技术,对加密压裂井的目标缝长、加砂规模、前置液比、平均砂比以及排量等进行优化,以保障加密井的压裂效果。     

煤系烃源岩凝析气藏改造技术研究与应用

针对煤系烃源成藏的H凹陷凝析气藏部分储层与邻近煤层之间的隔层应力差较小、裂缝高度不易控制的改造难点,通过理论研究制定了用线性胶携带多级支撑剂段塞控制裂缝高度的工艺方法,改变以往采用下沉剂控制裂缝向下延伸的控缝高的技术思路。针对储层泥质含量较高易伤害的特点,优选了低浓度羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系,并在前置液阶段混5%~10%柴油进行乳化降滤,降低储层伤害。通过改变工艺措施和工作液方案,确保了加砂压裂施工成功率和压后效果。在H10井进行了先导性试验,分压3层,采用三级段塞加砂,单层最大加入20~40目陶粒支撑剂35 m3,砂浓度最高570 kg/m3（砂比35%）,平均砂浓度478 kg/m3（砂比27.5%）。3层压前无产量,压后返排率48%,合层试气求产日产天然气4×104 m3,凝析油0.4 t/d。井温测试和模拟分析表明,缝高、滤失和多裂缝均得到了有效控制。该井加砂压裂改造先导性试验的成功实施,为同类储层改造提供了借鉴。     

基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO₂无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO₂压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO₂无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO₂的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15～45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO₂无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1 512 m³。      

一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法

鄂尔多斯盆地致密油藏储量大、分布稳定,是长庆油田5 000万t上产、稳产的重要接替资源。该类油藏由于储层致密、物性差,前期改造效果差,常规压裂技术难以有效动用,急需开辟一条新途径进行油藏的有效改造。文中结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏自身特征,阐述了"脉冲式加砂、纤维压裂液携砂及等间簇射孔"的一种新型压裂改造技术,在压裂裂缝中通过支撑剂的交替充填,形成稳定的流动通道网络,使裂缝具备较高的导流能力,从而达到提高单井产量的目的。通过3口直井的现场试验,与常规压裂井进行了对比分析。采用高导流能力的脉冲加砂压裂技术,压后初期裂缝导流能力提高14.1%,试油产量、投产产量、单位压差累计产油量和产能指数均比常规压裂井高1.1~1.4倍,取得了较好的现场应用效果。     

疏松砂岩油藏压裂防砂一体化技术

为解决疏松砂岩油藏、稠油出砂油藏、低产能出砂油藏常规防砂后油井产量低的开发难题,研究开发了压裂防砂一体化技术。在获得大量油层物性参数的基础上,利用开发引进的MFrac压裂防砂软件进行裂缝形态及几何参数模拟,优化施工参数,优选携砂液体系,设计泵注程序,然后将开发的压裂防砂一体化管柱下入井中,按设计的泵注参数和程序,对地层压裂充填,实现端部脱砂,之后通过管柱的转换进行环空充填防砂。现场应用结果表明该技术成熟可靠,简化了施工工序,缩短了施工周期,具有明显的增产防砂效果。     

红台204井致密气藏大型压裂技术应用实践

针对红台区块小草湖洼陷低压低渗致密气藏自然产能极低,常规加砂压裂改造方法增产效果差的现状,在红台204井研究应用了大型压裂改造技术,主要包括裂缝规模合理确定、大型压裂施工参数优化设计以及低伤害助排压裂液等关键技术。入井压裂液772.6m3、砂量100.6m3,压后初期最高产气量达16×104m3/d,稳定产气量达9.6×104m3/d,凝析油8.3m3/d,是压前产气量的14倍,增产效果和经济效益显著。大型压裂技术的成功应用,使红台气藏勘探获得重大突破,可采储量得到升级,为类似气藏的开发提供了经验。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。