酸性压裂砾石充填液体系研究

大35块在以往进行压裂砾石充填作业时,一般使用常规压裂液进行压裂充填。由于常规压裂液对地层的伤害较大,所以开展了酸性压裂砾石充填液体系的实验研究。研制出的酸性压裂砾石充填液体系耐温、抗剪切能力强,携砂性能良好,具有防膨、助排、破乳、防沉淀、低摩阻、低伤害特征。施工结束后该压裂液体系能迅速破胶和返排,对地层伤害非常小,该酸性压裂砾石充填液可以用于压裂防砂及低渗透地层的压裂处理。     

八面河油田中低渗油藏重复压裂工艺研究

八面河油田面14区沙四段属于中低渗稠油油藏,增产措施以压裂改造为主,但因生产过程中地层裂缝闭合及地层细粉砂运移嵌入,致使压裂增产逐渐失效。分析疏松砂岩重复压裂技术难点,针对性开展了基础分析、试验模拟,确定"高砂比、高加砂浓度、大排量"暂堵转向重复压裂思路,并对暂堵转向压裂施工参数及压裂液体系进行了优化,取得较好的改造效果。     

页岩气藏水平井滑溜水压裂探讨

采用滑溜水压裂可以形成更密布的网状裂缝,对于页岩气的流动,可以提供足够的导流能力,与水平井配套使用,可形成更大的裂缝网络和泄油面积,取得良好的开发效果。滑溜水压裂应该选取高脆性、高有机碳含量、低应力井段进行分簇射孔,施工中,使用大排量、大液量、小粒径支撑剂,低砂比、段塞式注入方式进行压裂。但滑溜水压裂砂比低,支撑剂用量大,携砂液(水)用量巨大,工艺技术有待进一步提高。     

中低渗油藏防砂增产技术研究

八面河油田面4-面14区属于中低渗透油藏,采用压裂防砂工艺进行增产改造时区块频繁出现压裂后支撑剂返吐、地层出细粉砂的现象.结合该区地质特征,优化防砂技术,收到较好效果:携砂液采用携砂性能强、残渣含量低的胍胶进行配方优化,减少入井液对储层的伤害;支撑剂的选用导流能力较好的FSSⅡ型覆膜砂,提高防砂工艺改造效果;充填体系评...     

水平井缝网压裂技术在鄂南地区低渗油藏中的应用

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂裂缝形态复杂、直井压后效果差、易形成水平缝等技术难点,通过施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等缝网压裂施工参数优化,开展了水平井缝网压裂工艺研究。泾河13井长8油层的现场应用表明,压裂后均形成了缝网,从实践上验证了缝网压裂施工技术的正确性。该技术的成功应用,较好地解决了低渗砂岩储集层易形成水平缝的问题,实现了鄂南地区水平井缝网压裂工艺的技术突破。     

路44区块二次加砂压裂工艺的分析及应用

对于低渗透薄差层的改造,控制缝高是影响改造效果的关键因素。华北油田路44区块薄差层砂泥互层严重,上下隔层应力较弱,常规的加砂压裂工艺适应性较差,因此决定采用二次加砂压裂工艺。通过建立裂缝沿缝高扩展模型,论述了二次加砂压裂具有控制缝高的作用。并根据路44区块油井的地质参数和施工参数,利用FracproPT软件进行二次加砂压裂施工模拟,将其与常规加砂压裂对比,结果表明在加砂量相同的情况下,油井在二次加砂压裂后裂缝高度较小。最后结合数值模拟结果对加砂量、第二次注入前置液的比例、停泵时间和排量4个施工参数进行分析,确定出最佳的施工参数范围。研究对于油田现场二次加砂压裂的施工具有一定的指导意义,将研究结果应用于现场其他井中,增产效果较好。     

裂缝三维非对称延伸模型的建立及加砂程序的确定

油气层水力压裂时，所产生的裂缝将在长、宽、高三方向同时延伸。为了提高压裂设计的准确性和施工的成功率，本文建立了水力压裂裂缝三维非对称延伸的数学模型。该模型考虑了注液过程中的井筒温度变化和裂缝中的热交换对裂缝几何形态的影响。在此基础上，根据各段裂缝所需的导流能力，确定了各段裂缝填砂所应具有的面积浓度，以及相应的地面各注入段的砂比。     

重复压裂技术在江汉低渗透油田的应用

初次支撑裂缝和天然裂缝的应力场分布,以及生产活动引起的孔隙压力变化,导致了井眼附近应力的变化,决定了重复压裂裂缝是否能重新定向。重复压裂选井选层至关重要,其中剩余可采储量和地层能量是重复压裂取得增油效果的前提。适合于江汉低渗透油田重复压裂主要工艺措施有:加大施工规模、提高施工砂比,选用比初次压裂强度高、导流能力好的支撑剂等。     

沁南煤层气井压裂施工曲线分析

为研究不同类型煤层气井压裂施工曲线所揭示的储层特征和施工情况,对沁水盆地南部郑庄樊庄区块的230口煤层气井的压裂施工曲线进行对比分析,结合油压、排量、砂比的相互影响关系,对压裂施工阶段进行分类。前置液阶段分为阶梯排量型曲线和稳定排量型曲线,携砂液阶段大体分为压力稳定型、压力波动型、压力上升型、压力下降型等4类曲线,顶替液阶段主要为压力上升型曲线。对不同压裂曲线反映出的工程原因和地质内涵进行分析,结合实际排采资料,对不同类型压裂曲线产气效果进行评价,认为稳定型≈下降型波动型≈上升型。     

煤层气井高破裂压力因素分析及解决措施

以沁水盆地某区块68口压裂施工井中的8口失败井为研究对象,分析18次施工改造成功率仅78%的主要原因是煤储层破裂压力较高。造成破裂压力高的主要原因是射孔不够完善及地层滤失严重、施工过程中砂比使用不恰当以及煤储层自身的低杨氏模量和高泊松比。提出了3种解决措施:压裂施工过程采用大尺寸套管注入;研发适合煤储层压裂的高效压裂液体系,提高液体密度,增加井筒液柱压力;结合生产实际,采用高孔密、螺旋布孔方式使孔眼与裂缝起裂平面夹角最小从而降低破裂压力。此研究为煤层气井压裂提供了技术支持。     

三种压裂液体系在现场施工应用中的比较

从配方、机理、加砂量、产量四方面对羟丙基胍胶压裂液体系、羧甲基胍胶压裂液体系、清洁压裂液体系进行数据分析,确定了其摩阻梯度、伤害产层的大小顺序。     

水力压裂优化设计方法研究

综合根据施工规模预测压裂效果和根据增产要求设计施工规模的两种设计思想体系,将裂缝三维延伸模拟技术应用于压裂施工设计,提出了从地层条件出发、以最佳的压裂效果为目标的水力压裂优化设计方法,通过不断地自动调整各段压裂液体积、地面加砂浓度、支撑剂类型和粒径等施工参数,设计出最优的施工方案,并在此基础上,采用ＶｉｓｕａｌＢａｓｉｃ 语言研制了一套Ｗｉｎｄｏｗｓ 环境下的三维压裂优化设计软件,在现场应用中取得了令人满意的施工效果。     

致密油藏直井多层缝网压裂产量递减分析

垂向多层发育的致密油藏常采用缝网压裂进行开采,从而改善储层渗透率,提高油井产量。为此建立直井多层缝网压裂不稳定渗流数学模型,压裂后各层划分为人工裂缝区、改造区和未改造区。绘制分析Blasingame产量递减典型曲线,曲线分为7个流动阶段,总裂缝长度一定时,裂缝半长短的储层流体渗流率先到达未改造区,流体渗流阻力大,Blasingame曲线靠下;总改造体积一定时,各层改造体积差异越大,Blasingame曲线越靠下。用所建立的模型,对实测生产资料进行解释,获得各层裂缝半长、改造区渗透率等相关地层参数,该模型对进行多层缝网压裂直井产量分析具有指导意义。     

交会图在控缝高压裂影响因素分析中的应用

江汉油田潜4^3油组普遍具有油层薄、隔层薄的特点,属于低渗透油藏的第二、三类差储藏,压裂控制缝高难度较大。统计现场压裂施工效果,结合储层岩性特征并应用交会图图版法分析压裂因素,发现影响缝高控制的因素很多,除地应力、储层的杨氏模量、断裂韧性等地质参数外,施工排量、压裂液黏度、前置液量、支撑剂量等因素也可影响裂缝高度的增长。不能仅考虑地质因素或工程参数某一个影响因素,应综合多种因素分析研究。     

体积压裂裂缝网络对导流能力的影响

体积压裂产生的裂缝网络不同程度地影响裂缝的导流能力,从而影响油气井的产能。把体积压裂产生的裂缝看做是一个矩形凹槽,利用带有不同连接方式凹槽的模板来模拟经过体积压裂产生的裂缝网络,其凹槽的截面形状、大小相同,连接方式不同。把储层经过体积压裂产生的裂缝网络看做有若干个凹槽相互并连或串连而成。用实验方法测量每个模板凹槽的总长度以及通过凹槽的流体流量和模板两端流体的压力差。结果表明,通过不同连接方式凹槽的流体流量相同时,模板两端的压力梯度不同;说明体积压裂产生的裂缝网络不同程度的影响到流体的导流能力。建立了在达西渗流条件下的裂缝网络导流能力计算模型,并用实验方法回归出不同连接方式裂缝的导流能力经验公式,从而得出体积压裂产生的裂缝网络的导流能力的计算公式,为油气井的产能预测提供理论基础。     

缝网压裂液体系现场应用比较——以南襄盆地泌阳凹陷页岩油气藏压裂改造为例

通过对南襄盆地泌阳凹陷页岩油气藏缝网压裂改造常用的滑溜水、GW-27线性胶、羟丙基胍胶线性胶三种压裂液体系从体系选择、配方及作用机理的比较,以及对压裂施工现场数据的分析,确定了压裂液体系摩阻梯度大小顺序、复配比例和压裂液体系最低摩阻时增稠剂的质量分数,找到了其适用范围。运用此项技术对泌页HF1井改造后,储层得到了改善,增产效果显著。     

塔中1号气田碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力的研究

塔中1号气田主要为碳酸盐岩储层,酸化压裂是碳酸盐岩油气藏提高单井产量的常用增产工艺措施之一,酸压的导流能力则是评价酸化压裂施工有效性的主要指标。针对塔中1号气田碳酸盐岩储层,采用自行研制的改进API型酸蚀裂缝导流能力试验仪,综合研究了不同缝宽、不同流量、不同温度、不同用酸量等工艺参数对酸蚀裂缝导流能力的影响,为以后塔中其它地区的酸压储层改造提供了实验依据,对同类型地区的酸压改造具有非常重要的参考和指导意义。     

低渗透油田增产措施效果评价

低渗透油田储层物性差、产能低,通过压裂措施与堵水措施相结合,可以实现控制产量递减、减缓含水上升的目的。应用数值模拟软件模拟未压裂条件下产油量变化,考虑压裂效果叠加,推导出计算压裂增油量的数学公式,该公式能够确定压裂增油量的变化规律以及对产量递减的影响;模拟未堵水条件下产液量、产油量变化,计算堵水措施对全区产油量以及含水率的影响。压裂能够减缓当年产量递减,在之后的有效期内加快产量递减;堵水的增油有效期小于降水有效期,在增油有效期内降水幅度较大。     

正交试验在压裂优化缝宽中的应用

根据对莫北油田压裂施工生产资料的收集与分析,认为:莫北油田有必要进行压裂优化设计。在研究了正交设计原理的基础上,选取了射孔段厚度、排量、应力差、杨氏模量、断裂韧性等5个缝宽影响因素,编制了正交试验方案,对莫北油田缝宽影响因素进行了分析。由极差分析结果表明,影响缝宽的顺序依次为射孔段、排量、断裂韧性、杨氏模量、应力差。