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。     

砂砾岩储层压裂规模设计新方法

文章提供了一种用于优化砂砾岩储层压裂设计参数的方法,此方法充分考虑储层渗透率在开采过程
中的变化,并采用支撑剂指数优化设计方法。在压裂设计过程中,地下储层渗透率是一个主要的设计基础参数,不
同的设计单位根据经验选取不同的渗透率值,设计结果差别很大。砂砾岩储层由于岩石本身的特性,在衰竭开发
的过程中,随着孔隙压力的降低,储层的渗透能力发生巨大的变化,这个过程是动态的一直进行的,因此压裂设计
要考虑储层渗透率的真实变化情况,才能发挥储层的生产能力。应用支撑剂指数的概念与设计方法,能得到最优
的无量纲裂缝导流能力,合理的裂缝宽度与长度,充分发挥支撑剂的作用,获得最大的压后产量与支撑剂的最佳应
用。结合支撑剂指数设计方法,考虑生产初期与自喷结束期的渗透率大小,分别设计出优化的裂缝长度、宽度、加
砂规模,根据情况选择自喷结束期的压裂规模与裂缝参数作为最终的设计参数。通过对玛１８－艾湖１区块砂砾岩
储层压裂工艺参数优化研究,在支撑剂指数法优化设计的基础上,考虑储层渗透率的变化（应力敏感）,形成一套适
合于砂砾岩储层的压裂参数求取技术,实现玛１８－艾湖１油藏规模有效开发。     

义104区块砂砾岩油藏压裂技术研究与应用

以胜利油田砂岩油藏为例,分析了砂砾岩油藏具有储层物性差、岩性多样、连通性低、裂缝普遍发育、储层岩石以亲水为主的特点。实验研究表明,砂砾岩储层压裂时以脆性破坏为主,裂缝形态扩展复杂,压裂液滤失严重。通过射孔参数优化、压裂液优选、组合支撑剂评价,以及施工参数优化等,形成了砂砾岩储层压裂改造的关键技术。在Y104-1C井进行现场应用,增产效果显著,值得在类似储层的改造中推广。     

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。     

水力压裂可视裂缝模拟系统的研制与应用

为指导现场压裂实践,建立一套模拟实际压裂施工的室内模拟系统。以现场施工设备为原型,综合考虑缝宽、温度、压裂液滤失、储层岩性等多种实际因素,研制了可高度模拟储层环境的大型可视裂缝模拟系统。该系统通过测定实验过程中支撑剂的水平运移速度与沉降规律,分析支撑剂形成的砂堤形态,针对性地解决支撑剂在裂缝中铺置规律认识模糊的问题;该模拟系统可优选支撑剂与压裂液体系,优化施工参数和返排制度,实现通道压裂技术研究与新技术测试等功能,对压裂施工方案的设计与评价都具有重要的指导意义。     

致密砂岩油藏体积压裂技术适应性评价及压裂参数优化北大核心CSCD

目的针对鄂尔多斯盆地南区延长组长6致密砂岩油藏前期常规改造未获得有效突破,单井产量提高不明显的问题,探索复杂缝网体积压裂技术对区块致密油藏的改造效果。方法基于储层地质特征及岩石力学参数,评价了长6储层脆性指数及体积压裂可行性。分析了近井压裂裂缝起裂压力、起裂方位,明确了逼近角和水平应力差两个因素对远井压裂裂缝遇到天然裂缝的延伸规律。模拟研究了压裂设计参数对压裂裂缝形态及改造体积的影响,并优化了压裂设计参数。结果优化后的压裂设计关键参数为压裂规模为1000 m^(3)、设计排量为8.0~10.0 m^(3)/min、滑溜水前置液比例为30%、加砂强度为13%~15%,在此条件下更易获得最优储层改造体积和较高的导流能力。结论提出了适用于研究区块长6致密砂岩油藏复杂缝网体积压裂适应性评价和体积压裂设计参数优化方法,为复杂缝网体积压裂技术的应用提供了理论依据和现场指导建议。     

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。     

东营凹陷多薄层低渗透滩坝砂储层分层压裂工艺优化

滩坝砂储层具有纵向跨度大、薄层多、物性差及非均质性强等特征,常规笼统压裂效果差,逐级压裂改造费用高、操作复杂,开展分层压裂工艺优化研究具有重要的生产意义。以东营凹陷滩坝砂为例,针对压裂纵向改造程度低、有效裂缝长度和导流能力不足的难点,首先,通过分层地应力剖面确定、分层集中射孔优化和分层压裂临界施工排量优化,从而优化纵向压裂裂缝参数,提高长井段多薄层分层压裂纵向改造程度;然后,通过对裂缝参数、施工参数、支撑剂和低伤害压裂液体系的优选,实现层内支撑剂铺置优化,提高层内压裂改造程度。在滨438井区的分层压裂现场应用结果表明,实施分层压裂3个月,平均产油量是邻井常规笼统压裂产油量的2.2倍,充分说明了该方法的有效性。     

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针对户部寨气田的储层特点，在优选压裂液、支撑剂的前提下，考虑井冈布局的基础上，运用拟三维压裂优化设计软件，优选压裂设计参数，通过模拟计算，求得较为合理的裂缝几何参数，进行压裂优化设计，现场施工后取得了较好的效果。     

塔河油田深层碳酸盐岩水力加砂压裂试验与认识

介绍了塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂的选井选层、地应力及岩石力学参数模型、压裂液体系筛选、支撑剂的优选、压裂设计优化、压裂工艺及其配套技术研究，根据几口井的现场试验，对塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂改造获得了初步的认识。     

一种考虑长期导流的人工裂缝参数优化方法

无因次支撑指数法在人工裂缝参数优化时未考虑裂缝导流能力随时间变化对压裂井产能的影响,因此优化结果在实际生产时并非最优。结合支撑剂的长期导流实验结果,将无因次支撑指数法中的裂缝宽度和渗透率转换为时间变量的函数,并对无因次支撑指数法进行时间积分,求取最大的无因次累计生产指数,作为最优的裂缝参数优化结果。由于该方法引入了时间变量,考虑了支撑剂导流能力随时间的变化,因此较无因次支撑指数法更符合实际。研究结果表明,针对低渗、特低渗储层,在考虑长期导流能力的情况下,优化结果所需缝宽更大,支撑剂铺置浓度更高,改变了以往低渗、特低渗储层对人工裂缝导流能力要求不高、尽量造长缝的观点,对提高单井压后增产有效期和压后效果有重要意义。建议对特定区块开展有针对性的铺置浓度对支撑剂长期导流能力的影响规律研究,为无因次累计生产指数法的应用提供可靠的基础数据。     

诱导脱砂技术在渤海油田的应用

由于工具结构的限制,端部脱砂技术在渤海油田压裂充填作业中并不适用,为减少工具砂卡风险,实现油井增产效果,我们运用了诱导脱砂的方法进行压裂充填。该文根据渤海油田给定井的资料和信息,对其进行了压裂充填模拟。在满足裂缝无因次导流能力的前提下,设计诱导脱砂压裂充填的施工:对施工砂量、泵注程序、施工压力、裂缝尺寸等参数进行优化。根据该设计施工的井,增产效果良好,稳产周期较长。同区块其他油井运用此项技术也达到了增产、稳产的效果,实践证明,诱导脱砂压裂充填技术能较好地应用于渤海油田。     

致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例

大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层,储层丰度低,天然裂缝发育,常规酸压技术改造体积有限,水平井投产后产量递减快,稳产难度大。针对这些问题,分析了大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩储层岩石脆性指数特征,开展了复合缝网酸压技术研究,采用“大排量前置液造缝+大规模胶凝酸缝网酸压+后置支撑剂保持裂缝导流能力”的设计思路,将水力加砂压裂与胶凝酸酸压复合,并优选复合缝网酸压线性胶前置液体系、胶凝酸体系及组合支撑剂体系,优化复合缝网酸压施工排量、施工液体用量比例及支撑剂用量等施工参数。矿场实践表明,该技术对大牛地气田下古生界马五₅碳酸盐岩致密储层具有较好的适用性和显著的改造效果,对大牛地气田下古生界气藏的大规模建产意义重大。     

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。     

大庆外围低渗透油田直井多分支缝压裂提产技术

大庆外围低渗透油田常规压裂形成小规模双翼缝,缝控体积小、增产效果差,增加缝长不仅易沟通邻井,还不能改善井排间砂体控制程度,且成本较高。直井多分支缝压裂技术,在井网条件下,通过在主缝两侧形成多条分支缝,有效增大缝控体积,改善井排间砂体控制程度,提高增产效果。通过物模及数模实验,明确了分支缝形成机制;基于岩石力学参数变化规律和分支缝起裂特征,形成了集地应力演变计算、裂缝参数优化的完整优化设计方法。研究评价优选了纤维缝内暂堵剂,形成了“纤维+支撑剂”缝内暂堵工艺,配套了现场诊断控制方法。现场累计应用310口井,初期单井日增油1.9～4.8 t,达到常规压裂的2.1～4.0倍,投入产出比达1∶2.5,为大庆油田低渗透储层的高效开发提供技术支撑。     

整体压裂优化方案设计的理论模式

以胜利大芦湖油田樊128块油藏为例,以整个油藏(包括含在其中的水力裂缝)为研究单元,以整个油藏未来的开发、调整和压裂效果评价为着眼点,以地质与生产动静态资料为参数覆盖依据,并用模糊多因素决策方法为优选最佳缝长的评价方法,最终提出了一套新的整体压裂优化设计的概念和方法。该研究模式能综合考虑储层有效渗透率、有效厚度、目前地层压力以及油井含水率等多种因素的影响,因而能精细提供油藏在不同开发生产阶段进行水力压裂时的最佳缝长设置,从而改变了过去整体压裂方案过于笼统、抽象的缺点,以及在指导单井压裂设计时的针对性和有效性不强的局限性。经其他可靠手段验证,此研究结果可靠,且简单易行,便于现场应用。     

CO2泡沫压裂液的研究与应用

泡沫压裂液适用于低压、水敏性储集层。通过室内试验及研究，优选出CO2泡沫压裂液配方，得出对其性能测试的结果：起泡，稳泡能力强，流变性能，携砂能力好，低滤失，破胶快等，岩心实验证实具有低膨胀及低伤害特性，可以满足压裂工艺设计的要求，CO2泡沫压裂施工中，如要提高施工规模，增大砂量及砂液比，使用酸性交联压裂液体系可确保施工的顺利进行。在长庆油田等现场实施的CO2泡沫压裂液增产效果良好。     

页岩气藏压裂支撑剂沉降及运移规律实验研究

页岩气资源储量巨大,但由于页岩渗透率低,往往需要压裂才能有效开采。滑溜水压裂有利于形成复杂的裂缝网络,是中外页岩储层压裂改造首选的压裂液体系。由于滑溜水粘度低,携砂能力差,增加了滑溜水压裂的风险。中国在该领域的研究尚处于起步阶段,尤其对滑溜水携砂支撑剂沉降及运移规律的研究更少,同时缺乏必要的实验手段。为此,设计了裂缝模拟装置,通过实验模拟了施工排量、缝宽、支撑剂粒径、压裂液粘度和砂比等参数对裂缝内支撑剂沉降和运移规律的影响,获得不同参数下支撑剂的沉降速度和水平运移速度,分析了各因素的影响规律,并求解了各因素对支撑剂沉降速度和水平运移速度的修正系数。结果表明,随着缝内流速和压裂液粘度的增大,支撑剂沉降速度减小,水平运移速度增大;随着支撑剂粒径与缝宽比值和砂比的增大,支撑剂沉降速度和水平运移速度均减小。     

肯尼斯油田压裂工艺优化及效果分析

肯尼斯油田是一个已经开发15年的带气顶、边水的层状构造砂岩油田,油田非均质严重,断层发育且油气水关系复杂,压裂增产难度大。根据油田地质油藏特点,对裂缝尺寸、施工排量、支撑剂种类、泵注程序等进行了优化:优选合理的裂缝尺寸避免沟通气、水层;采用树脂包砂陶粒减少地层吐砂的风险;优化施工砂比、应用端部脱砂等技术提高中高渗透层的导流能力,同时对压裂效果及其影响因素进行了系统分析,明确了地层能量和近井地带渗透率是影响压裂效果的最主要因素。自2005年以来,压裂获得了良好的单井增产效果,逐渐在新井投产、减缓老井递减、注水引效等方面发挥了越来越大的作用。