雁木西疏松砂岩油藏压裂充填试验

吐哈盆地雁木西油田为典型疏松砂岩低渗油藏，占47％的低产低效井的综合治理是该油田稳油增效的关键。由于对疏松砂岩的压裂改造目前国内没有比较成熟的经验，因此原采油工程方案建议不采用压裂措施增产，但经过多次论证分析，通过引进缝高控制技术以及采用GOHFER全三维压裂模拟软件有效控制压裂裂缝缝高，避免压开水层，同时现场采用小型压裂诊断技术来修正压裂施工参数，结合生产实际，对部分井采取压裂充填的同时进行绕丝筛管砾石充填试验，试验取得了较好的效果，为疏松砂岩油藏的压裂提供了宝贵的经验。     

裂缝对压裂充填井产量的影响研究与应用

在海上浅层油气资源开发中,常常遇到物性较差的弱胶结疏松砂岩储层,同时面临防砂和增产问题,需要采取压裂充填措施。考虑疏松砂岩的应力敏感性,同时考虑长期裂缝导流能力的衰减,建立端部脱砂压裂的油藏-裂缝渗流系统三维两相数学模型。求解后获得压裂充填后裂缝缝长、裂缝导流能力对产量的影响规律,根据模拟结果获取最佳的参数值。结果表明:对疏松砂岩储层进行压裂充填,其产量对裂缝长度较为不敏感,而受裂缝导流能力影响非常大;裂缝长度和导流能力增加带来的相对增产效果存在一个最高值;压裂充填形成的裂缝导流能力下降较快,但油井长期累计产量受其影响产生的下降幅度远小于导流能力自身的下降幅度。     

考虑支撑剂嵌入的裂缝参数优化方法

基于支撑剂指数法,考虑支撑剂嵌入和微粒运移等因素,以数学迭代等手段对海上疏松砂岩储层压裂充填的裂缝参数优化方法进行了研究。归纳了支撑剂指数法的基本原理,优化了裂缝几何参数、无因次导流能力等,提出了压裂充填裂缝参数优化方法,并进行了案例井计算。结果表明：支撑剂指数为支撑裂缝体积与单井控制油藏体积的比值;微粒运移会降低支撑裂缝渗透率,且在一定范围内,降低程度逐渐增大;支撑剂嵌入会导致支撑层的宽度受损;随着微粒运移和支撑剂嵌入程度加深,最优缝长有所下降,最优缝宽有所增加,而对应实际的增产倍数有所下降;单井计算结果与实际施工一致,该方法对海上疏松砂岩储层压裂充填裂缝参数优化具有一定的指导意义。     

疏松砂岩油藏压裂裂缝延伸规律数值模拟

压裂充填防砂可实现增产与防砂双重目的,是疏松砂岩油藏的一种重要完井方式。疏松砂岩具有高孔、高渗特点,且强度低、塑性强,裂缝起裂与延伸机理较为复杂。为研究疏松砂岩储层压裂裂缝延伸机理,揭示压裂工艺参数对裂缝形态的影响,建立了考虑储层岩石弹塑性变形、裂缝起裂与延伸、压裂液流动与滤失以及储层孔隙流体渗流复杂耦合作用的流固耦合有限元数值模型,针对渤海油田绥中36-1区块典型疏松砂岩储层,开展了压裂裂缝延伸规律数值模拟计算,并重点分析了压裂液效率、排量对于裂缝延伸规律的影响。结果表明:低效率压裂液在疏松砂岩中仅形成极短而窄的裂缝,裂缝两侧伴随着一定范围的剪胀高渗带,难以容纳支撑剂,无法实现充填防砂目的;效率高压裂液可在疏松砂岩中形成压裂充填防砂工艺所需的短宽裂缝,裂缝壁面两侧存在轻微压实现象,对渗透率的影响较小;提高压裂液排量,裂缝长度减小,裂缝宽度增加。研究结果可为疏松砂岩压裂充填设计提供一定理论参考。     

大宛齐油田疏松砂岩油藏出砂机理与防砂技术研究

塔里木盆地大宛齐油田属于疏松砂岩油藏，主力产油层段为第四系和上第三系的康村组。油层埋深浅、胶结疏松、压实作用差造成油层出砂严重，影响油田的正常生产，绝大部分油水井如果不防砂就无生产能力．本文从地质因素和开采因素两方面分析了本区油层出砂原因与机理，在借鉴国内外类似疏松砂岩油藏防砂技术的基础上，提出了适合该油田的三种防砂技术：高压一次充填防砂工艺、机械双重防砂工艺以及激光割缝筛管-压裂砾石充填防砂工艺。并对此三种技术的防砂适应性进行了分析，认为大宛齐油田可以针对不同层系、不同井况的出砂问题选用最佳防砂技术．以保证油田安全生产。     

鲁克沁稠油层内分压技术研究与应用

鲁克沁稠油油藏为疏松砂岩油藏,油层层段厚、层内非均质性强,前期采用笼统压裂方式,油层垂向受效不充分,改造不均衡,严重影响了压裂效果,为此,提出了厚油层层内细分层压裂改造新工艺,该工艺打破了传统以层为单位的分层压裂,在厚层内实施细分段改造。通过优选K344封隔器与配套工具,优化施工设计,实现了厚油层层内细分层不动管柱一次压裂两层或三层的目的,同时形成了高温延迟交联压裂液体系、大孔径射孔、压前油层预处理、全程充填式加砂及控制缝高延伸等一系列配套技术。该技术2011年现场实施19井次,施工成功率84.2%,有效率94.7%,取得了明显的经济效益,在鲁克沁油田有较好的推广应用前景。     

疏松砂岩压裂充填裂缝扩展与参数优化研究

压裂充填技术已经成为渤海油田疏松砂岩油气藏开发中一种非常重要的完井方法，但目前对该区域的疏松砂岩裂缝延伸规律尚未明晰，无法有效指导压裂充填作业。为此利用室内试验和数值模拟相结合的方法，研究了疏松砂岩裂缝的延伸机理，通过灰色关联度的方法探索了排量、地层渗透率及压裂液性质等参数对压裂效果的影响敏感性。试验和模拟结果发现，交联压裂液比线性胶压裂液更容易形成单一、平整的拉伸型裂缝，裂缝长度随压裂液排量的增加而增加，随储层渗透率和滤失系数的增加而降低；而裂缝宽度随储层渗透率增加而增加，随滤失系数和排量增加而降低。基于上述成果形成了压裂充填关键参数优化设计方法，并在渤海油田进行了170余井次现场应用，取得了较好的增产效果。研究成果可为疏松砂岩压裂充填技术的进一步推广应用提供技术指导和理论支撑。     

劈裂法压裂技术在牛东火山岩油藏中的应用

牛东火山岩油藏岩性、储集结构的复杂性以及物性、含油性和力学性质在分布上的强非均质性，决定了压裂改造机理不同于砂岩油藏，表现为高应力、高滤失、高缝内扭曲、难控缝等技术难题。依据该油藏开发压裂的大量资料，介绍了该油藏储集体特征的研究成果和压裂技术机理；引入岩体力学观点。提出并实施了火山岩劈裂法压裂技术，论述了火山岩劈裂法压裂造缝的特殊机理及施工模式。在该油藏应用结果表明，有效解决了火山岩压裂增产难题，效益显著。     

多功能机械防砂新技术研制成功

江汉油田研制成功了多功能机械防砂新技术，实现了绕丝筛管充填防砂技术和高压充填防砂技术的结合，可应用于压裂防砂、循环和冲砂的作业。该技术通过压裂对地层进行防砂并提高油层的导流能力，并采用传统成熟的循环充填防砂技术，延长防砂有效期。该技术设计科学、配套齐全，整体性能好，施工方便，为疏松砂岩油藏的开发和增产提供了新的技术手段。     

雁木西疏松砂岩油藏压裂防砂技术研究与应用

疏松砂岩油藏,胶结强度差。投产后出砂严重,储层出砂会造成严重的地层伤害及卡泵事故。以吐哈最典型的疏松砂岩油藏雁木西油藏为背景,研究形成了疏松砂岩油藏压裂防砂新技术,该技术采用高砂比、低排量、连续段塞加砂技术,实现端部脱砂,从而提高裂缝导流能力。并通过压裂防砂机理研究,从而优选出性能优良的纤维覆膜砂支撑剂。其抗压、抗折能力强,50 MPa下破碎率0.99%,仅为常规支撑剂的四分之一。岩心试验8h出砂量仅为0.16 mg,能有效过滤细粉砂岩,减少油井出砂,最终提高疏松砂岩油藏的产能。     

井下微地震裂缝监测技术在火山岩压裂中的应用

针对火山岩储层压裂改造过程中裂缝形态复杂的问题,采用较为先进的井下微地震水力裂缝监测技术对压裂裂缝进行了2口井的监测。结果表明,火山岩储层压裂过程中裂缝的扩展规律与砂岩油藏有很大不同,裂缝形态复杂,具有水平缝、多裂缝等特征,而且容易造成缝高延伸过度。因此,在压裂设计中要充分考虑,结合应用缝高控制技术,增加裂缝的长度,提高压裂改造的效果。下一步还需要继续开展火山岩地层压裂裂缝的监测,认识裂缝的延伸和产状,为优化压裂设计和井网部提供指导。     

层间应力差对水力裂缝扩展影响的大尺度实验模拟与分析

储隔层水平地应力差是水力裂缝高度延伸的主控因素,采用大尺寸全三维水力压裂实验系统模拟储隔层地应力条件,对长庆长6砂岩进行水力压裂裂缝垂向扩展模拟实验,并实现对大尺度岩样内部裂缝扩展的全三维实时声波监测。通过声波监测结果与实际裂缝形态对比,讨论了层间应力差、施工参数(排量、黏度)、施工压力对裂缝垂向延伸的影响。结果表明:缝高受层间应力差控制明显;同时施工参数也会影响裂缝的垂向延伸,高黏流体压裂有利于缝高延伸;对于均质致密砂岩岩样,实时声波监测技术能够对裂缝扩展动态进行有效监测。本研究为缝高延伸机理研究提供了实验手段,也为现场微地震监测提供参考。     

具有裂缝的低渗透砂岩油藏数值模拟技术

在低渗透砂岩油藏中的天然或人工裂缝分析研究的基础上，描述了不同类型裂缝的特点，进而提出相应类型的数值模拟技术，其中包括低渗透砂岩油藏开启缝中应用双孔介质模拟技术、低渗透砂岩油藏闭合缝／人工缝中应用平面渗透率级差及过井人工裂缝反映天然裂缝的方向性非均质模拟技术；并对压裂井产能与人工裂缝(裂缝的长度、条数)的关系进行了分析，同时对压裂井产能模拟提出了合理的建议。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

致密砂岩裂缝性气藏缝网压裂裂缝复杂程度评价方法

微地震是评价致密砂岩裂缝性油气藏缝网压裂裂缝形态及几何尺寸的有效方法和手段,但其适用条件受限,且成本较高.为此,需要一种快速的、经济适用的方法来评价缝网压裂裂缝复杂程度.基于压裂泵停泵后的压降数据,利用视均质型、线性裂缝型、复杂裂缝型致密砂岩裂缝性储层渗流方程分析储层渗流模式,利用G函数分析储层裂缝形态,从而综合评价缝...     

存储式井温测井在高温高压储层人工裂缝高度评价中的应用

通过压前、压后井温曲线对比,能够较准确计算水力压裂高度,为判断压裂效果提供依据。青海油田油气藏勘探开发从中低渗透砂岩储层向致密的变质灰岩基岩储层发展,水力压裂储层改造技术呈现出高温、高破裂压力的施工特点。为解决高压高温的井温测井,仪器优选高性能存储式井温仪,工艺采用高压防喷装置、电缆测井方式。通过现场2口井测试,检测了压裂裂缝高度,达到了纵向上认识压裂效果的目的,进一步验证了工艺的科学性和实用性,解决了高温高压压裂缝高评价的难题,完善了高温高压压裂效果评价手段。     

砂岩储层增产新技术--酸压

酸压增产措施一般用在碳酸盐岩储层,砂岩储层几乎不进行酸压,但近年来一些油田在砂岩储层进行酸压尝试获得成功。分析了砂岩储层一般情况下不能进行酸压的原因,提出了砂岩储层要获得成功酸压需具备的条件,并在室内对油田岩样进行了酸蚀裂缝导流能力试验。结果表明,酸蚀后岩样不但结构完整,而且还获得了良好的导流能力,从而说明砂岩储层可以进行酸压尝试。结合现场成功酸压实例井,综合分析了获得有效酸蚀裂缝导流能力的途径,初步得出了砂岩储层酸压需具备的一些基本要素,为砂岩储层增产提供了新途径。     

致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用

针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明：压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。     

纤维控制压裂支撑剂回流实验研究

支撑剂回流现象在一些闭合应力低、结构疏松、微裂缝发育的砂岩层段及高压气藏时有发生。纤维控制支撑剂回流技术具有工艺简单,压后快速返排的特点。室内研究表明,在目前常用的压裂液、支撑剂体系下,适用于压裂改造控制支撑剂回流的纤维种类为聚丙烯类纤维,在液相、固相中分散性好,适用纤维长度为8～12mm,纤维浓度为0.8%～1.0%,纤维压裂液体系静态悬砂半衰期可达72h,加入纤维后的支撑剂充填层临界出砂流速可提高10倍以上,对裂缝导流能力和渗透率影响较大,但与储层基质渗透率相比仍然较大,不会影响压裂改造后的产量。     

速溶海水基压裂液在渤海油田的应用

针对渤海L油田的高孔、高渗、疏松砂岩储层特点,开发了一套速溶海水基压裂液,进行了速溶性、耐温耐剪切性、滤失性、破胶性能和岩心伤害性能评价。实验结果表明: SWF-SRG在海水中溶胀5 min溶解率达到92.3%,满足连续混配配液的要求;形成的速溶海水基压裂液在储层温度下剪切120 min后黏度大于50 mPa·s,满足现场压裂施工携砂的要求;该压裂液具有较高的造壁滤失系数、易破胶、储层伤害率低的优点,适合海上疏松砂岩压裂。速溶海水基压裂液连续混配压裂在L油田成功应用,最大配液速度达4.3 m3/min,最高砂比60%,最大加砂量51.1 m3,施工成功率100%,大幅提高了海上压裂施工效率。为海上大规模压裂提供了技术支撑。