海安凹陷阜二段致密油藏体积压裂技术

苏北盆地海安凹陷阜二段属于典型的低孔低渗致密油藏,为了评价该探区的储层物性、含油性以及为水平井井位部署提供设计依据,对该地区一口直井预探井进行了体积压裂。研究了储层的岩性、脆性、物性,在此基础上,为了满足在体积压裂时尽可能提高铺砂浓度的要求,优选了滑溜水和线性胶压裂液体系。为达到认清各小层的目的,采用了桥塞分层压裂、分层试油、打捞桥塞合层求产的技术措施。在施工前进行小型压裂测试来保证主压裂的顺利进行,并在施工时采用地面微地震技术来监测缝网体积。现场施工排量达到4.5~5.0 m3/min,累计加砂140 m3,最高砂比12%。裂缝监测表明各层的造缝效果较好,裂缝形态较为复杂。试油效果达到地质设计预期。     

基于裂缝平行板模拟实验体积压裂复杂裂缝理想支撑技术

采用可视化平行板裂缝物理模拟实验装置,开展了不同粒径支撑剂在不同黏度压裂液、变排量下的动态携砂实验,模拟现场施工排量下支撑剂铺置的规律与支撑剖面。利用API裂缝导流设备和岩心驱替装置,开展主裂缝和微裂缝支撑导流能力实验。研究表明,非剪切裂缝渗流能力在一定闭合压力下几乎全部散失,分支缝和远端微裂缝少量的支撑,会获得一定的渗流能力。滑溜水依靠其黏度基本不具备携砂能力,使用滑溜水进行体积压裂,更多依赖水动力携砂,而依靠黏度携砂更有利于将支撑剂输送到裂缝远端。在进行体积压裂时,段塞打磨建立好裂缝通道后,先期泵注一定量相对大粒径支撑剂,实现近井裂缝下部高导流支撑;然后泵注小粒径支撑剂,同时也可适当提高携砂液黏度,实现分支缝和裂缝远端支撑;最后高砂比尾追相对大粒径支撑剂,实现近井裂缝高导流支撑,从而保障和实现体积压裂裂缝的理想支撑,从根本上提高体积压裂效率与效果。     

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。     

活性水携砂指进压裂的优化设计方法

针对以往常规加砂方式的局限性,提出了活性水携砂指进压裂技术,该技术利用活性水与交联冻胶黏度差异形成的“黏滞指进”效应,在正式加砂的前期采用活性水携砂,活性水携带的支撑剂会不同程度地悬浮在裂缝内的冻胶中而不沉降在缝底,既可降低对储层的伤害和压裂成本,又能获得理想的裂缝支撑剖面。长庆油田的A井和B井采用活性水携砂指进压裂技术进行了压裂施工并获得成功,与采用常规压裂技术的邻井相比,在物性变差的不利因素下,压后储层改造效果却相对较高。该压裂技术将会为长庆油田提高类似特低渗透油气田的压裂改造效果及稳产期,提供坚实的技术基础。      

川南长宁区块页岩气高密度完井+高强度加砂压裂探索与实践

四川盆地南部长宁区块页岩气资源量丰富,经过技术引进、探索优化、自主创新实现了规模开发。为了进一步提高近井筒储层改造效果、提升作业效率,对水平井分段不断优化,适当增加分段段长,减少压裂段数,同时采用高密度完井,大幅缩短簇间距,并持续提高加砂强度。为此以高密度完井+高强度加砂压裂技术原理为基础,根据长宁区块地质工程特征对该压裂工艺参数进行了探索优化,并分析了该压裂技术的现场应用效果。研究结果表明,高水平应力差页岩储层条件下,高密度完井+高强度加砂压裂技术可利用短簇距间的诱导应力增加裂缝复杂程度,缩短储层基质流体向裂缝渗流的距离和时间,并提高裂缝导流能力;考虑簇间诱导应力对裂缝扩展的影响,施工排量、压裂液黏度对井间储层动用程度和裂缝支撑的影响,暂堵转向技术对压裂裂缝体积的影响等,合理优选出与长宁区块地质和工程条件相匹配的压裂参数:簇间距7～10 m,施工排量约16 m3/min,携砂阶段滑溜水黏度增加到20～30 mPa·s,单段暂堵剂300～500 kg,总液量的50%～57%投注;长宁区块页岩气水平井采用高密度完井+高强度加砂压裂技术,井均测试产量较常规压裂工艺增加了约10%,估计最终可采量可提高约12%。该研究成果可为压裂技术持续优化以及川南地区页岩气藏压裂改造提供支撑和借鉴。     

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。     

塔里木油田克深区块致密砂岩气藏的储层改造技术

塔里木油田克深区块超深井温度高、压力高、射孔段长,利用常规压裂手段很难达到储层改造的目的。本研究通过对目标井的地质分析和储层评价,针对该井压裂改造的难点,提出了相应的改造思路并进行现场施工。研究采用以冻胶压裂为主,滑溜水体积压裂为辅的混合压裂方式;采用分簇射孔和纤维暂堵转向工艺进行分级施工,并根据监测裂缝发育情况实时调整压裂施工方案。现场施工成功实现了超深高温高压井的分层压裂改造,将目标井产量从1.5×104 m3/d增加到21×104 m3/d,对该区块同类型井的储层改造具有很好的指导意义。     

塔里木油田超深超高压气藏的成功改造

塔里木油田克深区块超深井温度高、压力高、射孔段长,利用常规压裂手段很难达到储层改造目的。通过对目标井的地质分析和储层评价,针对该井压裂改造的难点,提出了针对性的改造思路并进行现场施工。研究提出以冻胶压裂为主,滑溜水体积压裂为辅的混合压裂方式,采用分簇射孔和纤维暂堵转向工艺进行分级施工,并根据监测裂缝发育情况实时调整压裂施工方案。最终通过纤维转向压裂技术为主的现场压裂施工,成功实现了超深高温高压井的分层压裂改造,将目标井产量从1.5×104m3/d增加到21×104m3/d。该技术的成功应用,对该区块同类型井的储层改造具有很好的指导意义。     

鄂尔多斯盆地致密油应力循环压裂技术

鄂尔多斯盆地长7致密油Ⅱ类储层脆性指数低、水平两向应力差较大、天然裂缝不发育,常规混合水压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此研发了应力循环压裂技术。通过物模实验明确了该压裂技术增产机理,完成了工艺优化和工具配套。该工艺采用应力循环压裂工具泵注高砂浓度液体,在环空注入净液体,根据压裂过程中地层响应和压力变化,实时控制井底砂浓度和排量,对储层加载循环应力,使储层受到疲劳破坏,实现缝网压裂。现场试验37口井,平均施工规模与常规混合水压裂相当,施工排量仅为常规混合水压裂的一半即可实现多次缝内升压,较对比井有效改造体积增加44.5%,单井日产油量提高1.6 t。     

苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术

苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8 m3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5 d缩短至11.0 d,提产提速效果显著。     

NP-1井页岩气压裂工艺优化设计研究

针对NP-1井具有储层温度高,压力高,闭合应力大,施工压力高的特点,分析地质因素和工程因素对产能的影响,采用交替注入酸、变排量、变黏度多级注入,优化泵注程序、施工排量,使用混合粒径支撑剂加砂,以保证裂缝导流能力.NP-1井压裂过程中,分段工具采用可溶性桥塞,压裂液采用变黏滑溜水体系.总加砂量2900 m3,平均每级加砂...     

苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践

为了进一步提高鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井单井产量,对该气田致密砂岩储层开展了天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面的研究,进行了体积压裂试验。结合该气田致密砂岩储层特点,首先确定了苏里格气田水平井体积压裂的选井原则,在压裂技术措施上形成了以下工艺技术：研发大通径压裂管柱,满足大排量注入;采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网;组合粒径陶粒支撑主裂缝;段内多缝压裂进一步增加改造体积。同时建议排量在10 m³/min以上时,压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式,支撑剂以40~70目和20~40目的组合粒径陶粒为主。2012年进行了10口井的现场试验,平均天然气无阻流量达68.07×10⁴ m³/d,取得了较好的增产效果。实践证明：上述工艺技术是提高该气田天然气单井产量的一种新的技术手段。     

气悬浮支撑剂技术在长庆致密气压裂中的应用

滑溜水压裂液对致密储层伤害较低,但携砂能力弱,难以实现高砂比、长距离携砂,造成支撑缝面积远低于改造缝面积。通过气悬浮支撑剂技术,对支撑剂表面进行特殊改性,使其具有吸附气泡的能力,吸附气泡后的支撑剂体积密度大幅降低,运移能力大幅增强。室内实验表明,经气悬浮剂改性的20/40目及以下粒径的支撑剂,在常温、常压、黏度为15 mPa·s的滑溜水中可100%悬浮,观察2 h无沉降。动态输砂实验表明支撑剂在裂缝中呈整体均匀铺置,高温高压条件下气泡仍能对支撑剂有效悬浮。岩心伤害实验表明,破胶液和含气悬浮剂的破胶液对岩心渗透率的伤害率接近,且均低于10%,说明气悬浮剂不会对储层带来明显的附加伤害。该气悬浮支撑剂压裂技术在长庆油田鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气藏开展了7口井先导实验,以黏度9～15 mPa·s的滑溜水在5 m³/min排量下施工,压后产量为邻井常规压裂的1.2～1.9倍。气悬浮支撑剂将对压裂液黏度的需求从40～80 mPa·s的线性胶降至10 mPa·s左右的滑溜水,大幅降低了对压裂液黏度的依赖,从而降低了储层伤害,同时增加裂缝铺置效率,有利于提高单井产量及开发效益。     

体积压裂支撑剂缝内沉降规律实验研究

随着页岩气藏勘探开发的深入,体积压裂作为页岩气藏效益开发的必要措施之一,发挥着越来越重要的作用。页岩气藏体积压裂通常采用滑溜水,由于滑溜水黏度低、携砂性能差,支撑剂容易沉降在水力裂缝底部,影响页岩气藏体积压裂的改造效果,体积压裂中支撑剂在水力裂缝中的沉降规律、铺置情况对决定体积改造的成功与否具有重要作用。采用支撑剂缝内流动可视化装置,开展压裂支撑剂缝内沉降规律实验研究,定量研究了体积压裂中不同施工排量、支撑剂类型、支撑剂泵注程序对支撑剂沉降规律的影响。在实验结果的基础上,应用敏感性分析方法,对支撑剂缝内沉降规律的影响因素进行分析,按影响因素敏感性大小排序,依次为排量、支撑剂泵注程序、支撑剂类型,为页岩气藏体积压裂支撑剂优选、施工参数优化提供有力的实验支撑。     

交联酸加砂压裂技术的研究和应用

塔里木碳酸盐岩储层非均质性强,裂缝和孔洞关系复杂,在裂缝和孔洞不发育的低品位储层进行酸压效果差。在分析酸压和压裂特点的基础上,开展了交联酸携砂压裂技术研究和现场试验。该技术是携砂液使用交联酸,形成带有酸液刻蚀和支撑剂支撑的复合人工裂缝,扩大储层和人工裂缝的接触面积。交联酸耐温流变性和携砂性能好,酸岩反应过程中能保持较高的黏度和携砂能力。在酸岩反应速度和导流实验研究的基础上,提出在携砂阶段使用不同浓度酸液的工艺方法,在缝端和缝口分别发挥酸液刻蚀和压裂支撑的优势,保持人工裂缝的高导流值。交联酸压裂技术在塔里木油田现场应用8井次,施工成功率100%,为塔里木油田碳酸盐岩储层高效开发提供了新的技术路径。     

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。     

川西非常规气藏压裂改造工艺初探

新场地区须家河组五段地层为砂泥岩互层的非常规储层,储层厚度平均500 m左右,脆性矿物含量约60%且天然裂缝发育,通过体积压裂改造具备形成大型缝网的条件。针对该类储层的地质特征,在引进国外页岩气压裂工艺的基础上,研制形成的降阻水体系降阻率达到80%、探索形成的分层压裂工艺及体积压裂的规模、排量、停泵次数等施工参数,通过现场实施得到验证,压后平均产量为3.5×104m3/d,取得较好改造效果。     

基于PIV系统的支撑剂运移铺置规律及参数优化

滑溜水体积压裂是非常规致密储层的主要经济增产措施,支撑剂的运移与分布规律决定着复杂裂缝网络内支撑剂的最终分布形态和导流能力.文中采用PIV(粒子成像测速)系统捕捉支撑剂颗粒在主裂缝中的瞬时运移状态,研究了不同压裂液黏度、排量、砂比和支撑剂筛 目条件下支撑剂铺置后的砂堤平衡状态,揭示了砂堤前缘与末端流场的变化规律.结果表明:随着排量、砂比和支撑剂筛目的增大,以及压裂液黏度的降低,支撑剂颗粒在砂堤前缘入口处和离开砂堤峰部时的运移速度更快,湍流强度更大,形成的有效裂缝更长;砂堤处于平衡状态时的高度和时间随着排量增加而减小,砂堤整体形态变得平缓;砂比越大,砂堤峰部出现位置越靠近裂缝入口处;优化的排量为10～12m3/min、砂比控制在20％以下、压裂液黏度在6～16mPa·s、支撑剂筛目为40/70目时,形成的砂堤高度和长度最大.该研究成果可以为滑溜水体积压裂设计和施工提供有效的技术指导.     

杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题,为解决这些问题,结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征,按照“体积压裂”理念,分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素,优选了压裂液体系,并进行了施工排量及施工规模优化,形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工,在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝,实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井,压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d,增产效果明显。研究结果表明,致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题,具有较好的推广应用价值。      

东胜气田锦30井区变黏压裂液体积压裂技术

东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏,储层非均质性强,长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究,明确了形成复杂缝网的主控因素,并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明:锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小,低黏液和大排量施工易形成复杂缝;施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时,压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井,压后平均产量1.85×104 m3/d,较长缝压裂提高68.2%,证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性,可进一步推广。