致密砂岩油气储层岩石变形理论与应力敏感性

在致密砂岩油气藏开发过程中,由于孔隙压力下降,导致有效应力增加,储层岩石孔隙、裂缝发生形变和渗透率受到影响。从岩石力学角度分析了与致密砂岩形变相关的理论及形变影响因素,并通过应力敏感性实验研究了有效应力改变条件下的致密砂岩岩样孔隙度、渗透率变化规律。结果表明:致密砂岩形变主要为应力变化时孔隙体积及裂缝宽度的变化,认为致密砂岩油气藏开发过程中储层岩石的形变一般属于弹性形变或者弹-塑性形变。形变取决于岩石碎屑颗粒硬度、颗粒之间接触关系、胶结情况、岩石中裂缝发育特征等。有效应力增加在压缩致密砂岩孔隙、喉道体积以及裂缝宽度的同时,也使得其渗透率大幅度降低,造成严重的储层损害。     

页岩气增产用脉冲放电冲击波装置研究

为进一步推进脉冲放电冲击波技术在页岩气井增产中的应用，研制了可用于页岩气井井下作业的脉冲放电冲击波装置。该装置包括位于地面的电源系统和位于井下的储能、放电系统，其中井下部分封装在外径为102.0 mm的不锈钢外筒内，以保证有较好的绝缘性能和机械强度。该装置的设计最高电压和最大储能分别为10 kV和5 kJ，单次下井重复放电4 000次以上。根据现场特点和工程需求，对该装置的储能方式、负载电极、高压电容器等进行了研究设计，在地面进行了解堵除垢和岩样致裂调试试验，并在油井中开展了井下试验。地面调试试验发现，脉冲放电冲击波装置工作稳定性好，具有解堵疏通、致裂岩石的效果；井下试验结果表明，产液量和产油量相比施工前分别提高227%和197%，取得了较好的增产效果。研究认为，该装置工作稳定性好，在油井中具有很好的解堵疏通、致裂岩石的效果，也具备应用于页岩气井进行增产的可行性，但在页岩气井中具体效果如何，还有待于进一步研究。      

砂岩储集层微波加热产生微裂缝的机理及意义

微波加热无需介质传热,具有升温速度快、热惯性小、选择性加热、穿透力强、过程易于控制等优点,已被试验性地应用于石油开采中。但有关微波加热对储集层岩石微观结构影响的研究还很缺乏,限制了该项技术在油气开采领域的广泛应用。通过实验手段研究了微波加热前后砂岩岩样微观结构变化、微裂缝产生机理及特征。结果表明,砂岩在微波加热过程中容易产生微裂缝,且不同岩石的微波加热致裂机理不尽相同,主要包括:矿物失水收缩、颗粒粒间开裂和颗粒内部开裂,低渗透致密砂岩刚性颗粒的粒内开裂作用显著。微波加热产生的微裂缝具非定向特征,即使在应力的作用下有一部分裂缝会发生闭合,但仍有大量微裂缝可以起到增加渗透率的作用。井下微波加热的致裂作用有助于改善近井区域渗流能力,提高低渗透油气藏的开采效率。图4参15     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

裂缝闭合临界流体压力对油气田开发的影响

裂缝在低渗透致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、变质岩类油气藏中广泛发育和存在，一方面影响油气的聚集与分布，另一方面裂缝的动态变化特征又将极大地影响到油气藏的开发方式和油气的采收率。因此，针对裂缝性油气藏开采过程中裂缝的动态行为开展研究，对高效开发该类油气藏具有重要的指导性意义。文章在裂缝及裂缝面微凸体受力分析的基础上，结合Druck-Prager方程对裂缝表面微凸体的屈服进行了研究。结果表明，裂缝微凸起的屈服与裂缝的闭合存在一个临界的裂缝内流体压力，该压力由裂缝地层所处的原地应力状态、裂缝的倾角和倾斜方位角，以及岩石的屈服强度决定；屈服强度越高的岩石，其临界裂缝闭合流体压力越低，即高屈服强度岩石中的裂缝即使裂缝内流体压力处于较低水平，裂缝也不会发生闭合。     

火山岩储层增产改造难点及技术研究

针对火山岩储层致密、低孔、低渗、微裂缝发育、自然产能低等特点,建立了裂缝启裂与延伸模型,采用快速解释诊断、前置液降滤失和裂缝控制延伸技术,以及压裂液体系优选等五种工艺处理措施。通过对松辽和三塘湖盆地的现场试验效果应用,压裂成功率、施工规模及单井增产效果均取得明显的提高,推动了火山岩油气藏的勘探开发,具有良好的应用前景。     

致密砂岩储层岩石定向实验技术研究

致密砂岩储层在钻探过程中获取的地下岩石一般都是非定向岩样,而通过这些非定向岩心研究储层水平主地应力方向是石油勘探开发重要的基础工作之一.致密储层地应力状态、地层岩石的力学性质决定着水力裂缝的起裂形态、延伸方向、高度和宽度,而水力裂缝的几何形态是影响压裂措施增产效果的主要因素之一.文章开展岩心定向综合实验测量方法研究,利用黏滞剩磁法、波速各向异性法,形成了一套致密砂岩非定向岩心室内实验综合测量及解释技术,通过水力压裂微地震地面监测,证实了室内岩心定向技术的可靠性.     

岩石脆性对水力压裂裂缝影响的数值模拟实验

水力压裂裂缝起裂与拓展轨迹对致密油气储层水力压裂改造效果的影响至关重要。基于胜利油区某区块埋深为3200m的致密砂岩储层岩石试样的单轴压缩物理实验结果,应用数值模拟软件RFPA~(2D),对单轴压缩数值模拟实验中的岩石力学参数进行标定,建立数值模拟模型,研究岩石脆性指数及残余应力水平对水力压裂裂缝拓展轨迹的影响。研究结果表明:岩石脆性指数越大,越有利于水力压裂裂缝的拓展,并且产生的裂缝越宽,起裂压力越小,形成有效复杂裂缝网络的面积越大,水力压裂改造的效果越好;岩石残余应力水平越低,水力压裂产生裂缝的发育程度越高,并且压裂裂缝的宽度越宽,起裂压力越低,水力压裂改造的效果越明显。     

致密油藏体积压裂技术应用

体积压裂技术在北美页岩油气藏的开发中取得了显著的效果。对体积压裂的概念和特点进行了总结,从地质和施工工艺两方面分析了体积压裂缝网形成的影响因素,明确了在不同储集层条件下的体积压裂技术施工要点。数值模拟研究表明,体积压裂的单井产能比常规压裂的单井产能要高得多,且其缝网系统可使压力波及更为均匀,开发效果优势非常明显。针对我国致密油藏特征,提出了从致密油藏成藏机理、压前储集层评价、诱导应力场和裂缝起裂机理等3个方面入手的研究思路,这将对我国致密油藏体积压裂技术的发展,具有一定的参考意义。     

高压深层低渗透储层改造技术的研究与应用

水力压裂是目前国内外高压深层低渗透油气藏开发的主要技术之一，能够有效改善低渗透油气藏的渗流条件，提高单井产量，但是对于裂缝影响比较显著的注水开发油气藏，实践证明严重的储层非均质性和天然裂缝是控制这类油气藏油井产能的重要因素，故常规的单井压裂技术并不能取得理想的效果。文章针对研究区块为高压深层低渗透油藏的储层特征和实际情况，在室内理论研究的基础上，研究了深层低渗透储层整体压裂改造数值模拟、深层低渗透油气田压裂配套技术、压裂优化设计、实施监测和评估技术，进一步深入和完善了裂缝性深层低渗透油气藏整体压裂改造的配套技术。在此基础上，研制了OGFRACS三维压裂优化设计软件。该研究通过现场实施，增产效果显著，从而也验证了本研究比单井压裂设计更加合理和科学。     

裂缝性致密油藏地质-工程一体化开发

以克拉玛依油田克80井区风城组裂缝性致密火成岩油藏为例,为提高单井产能,提出了地质-工程一体化开发技术。在有效识别储集层天然裂缝潜在发育区域的基础上,准确预测区域地应力和三维储集层岩石力学强度,建立区域可压裂性评价方法,优选压裂“甜点”,在压裂“甜点”上对目标井位进行产能模拟和压裂方案优化,并最终确定工程方案。钻井结果表明,地质-工程一体化开发有效提高了储集层缝网沟通规模,增大了泄流面积,从而提高了增产效率,单井产量提高显著。同时,可对甜点区域进行二次工程改造,通过增加压裂液液量提高施工规模,进一步提高单井产能。上述应用效果证明了地质-工程一体化开发技术的有效性和推广价值,对裂缝性致密油藏的高效开发具有重要意义。     

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短,难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题,进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析,利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上,优化压裂方式和工艺参数,解决见油周期长的问题,最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段,提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明,同比相同物性的直井,水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%,日产油提高47.4%,有效期提高25%,为同类油气藏开发提供借鉴。     

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。     

CO2准干法压裂技术研究及应用

致密砂岩气藏普遍具有储层物性差、孔喉细、黏土矿物含量高的特征,水力压裂易导致储层产生水敏、水锁等液相伤害,影响增产效果。针对此问题,研究了CO₂准干法压裂技术,重点开展了准干法压裂工作液组成、携砂性能、耐温耐剪切性能等方面的研究,形成了一种液态CO₂中含有少量水基压裂液的均匀混合相体系,具有液相伤害小、造缝携砂性能好、现场操作性强等特点,可满足大砂量、高砂比压裂施工要求。该技术在冀东油田南堡5号构造深层致密砂岩气藏进行先导试验,压后单井日增油2.5倍,日增气8.6倍,增产效果理想。      

牛东火山岩油藏压裂技术研究与应用

火山岩油藏由于岩性坚硬、致密、裂缝分布范围小且复杂,因而沟通性差,开发程度低。以牛东火山岩油藏为背景,研究形成了火山岩油藏压裂技术。该技术以低排量,控制缝高、连续段塞加砂以及高砂比等技术相结合,实现深穿透、造有效长缝,克服了火山岩油藏压裂的技术难点。并采用胶囊和APS双元破胶技术,解决了压裂液在40℃以下破胶慢的难题,1 h完全破胶,破胶液粘度小于3 mPa·s。通过现场应用效果,证实该技术适用于低温火山岩油藏的压裂施工作业,增油效果显著。     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

压裂液对致密油储层人工裂缝渗透率的影响分析

对于致密油储层来说,目前国内外对其开采主要是通过压裂形成人工裂缝增加储层的渗流能力,提高原油产量。然而在压裂施工的过程中势必会造成压裂液对地层的伤害及对支撑裂缝导流能力的伤害。弄清压裂液对人工裂缝渗透率的影响因素,对于提高致密油储层压裂改造效果及提高原油产量有着重要的意义。本文是针对致密油储层的真实岩心人工裂缝,进行室内试验研究,主要从压裂液破胶液对人工裂缝的伤害出发,研究了破胶液对人工裂缝的伤害及对渗透率的影响,支撑剂的分布对人工裂缝渗透率的影响及破胶液对支撑剂分布的影响等几个方面进行了系统的研究。并得出了影响人工裂缝渗透率的主要因素是裂缝断面粗糙度、支撑剂的运移及裂缝表面的性质等。     

水力压裂基础研究进展及发展建议

中国低渗透、页岩、致密等难开采油气资源比较丰富,高效开发这类油气资源已成为保障国内油气供给的重要举措之一。水力压裂在难开采油气储层改造中得到了广泛应用,取得了显著的增储增产效果。为了更好地研究和发展水力压裂技术,介绍了国内外近年来水力压裂新工艺和水力裂缝起裂与扩展理论研究、数值模拟、物理模拟等基础研究成果,指出目前研究中存在的不足,分析认为工程与地质的匹配性、稳定与非稳态注入方式的选择性、水力压裂物理模拟与现场原型的相似性,是有效实施水力压裂新工艺的关键所在,并对未来循环注入和波动注入水力压裂研究方向提出了重点研究内容建议,包括非稳态注入流体形成机制研究、井筒压力波动行为研究、储层岩石起裂与扩展机理研究、压裂物理模拟试验与先导性试验、井下管柱动力学及控制技术研究等,以期尽快形成适合中国低渗透、页岩、致密等储层岩性的非稳态水力压裂工艺基础理论及配套技术,并制定非稳态水力压裂设计准则与施工规范。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望

2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了"体积改造"的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。