致密砂岩气藏体积压裂技术应用与探讨

苏里格气田东区砂体规模小,多薄层特征明显,储层致密,岩屑含量高,常规压裂形成的双翼对称裂缝改造体积有限,且主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的长距离渗流。而体积压裂建立主裂缝与多级次生裂缝交织的裂缝网络,使基质从任意方向裂缝的短距离渗流,实现对储层在长、宽、高三维方向的立体改造。     

巴喀致密砂岩气藏压裂技术探索与讨论

论文通过对吐哈巴喀致密砂岩气藏储层特征和该区在前期压裂技术和效果及取得认识进行了讨论,结合苏里格气田、合川气田及大牛地气田压裂情况进行了分析,提出了压裂技术的对策分析意见和提高压裂增产有效期的建议。     

致密砂岩气藏前置酸压裂技术应用研究

大牛地气田经过多年的开发,目前开发区的储层物性条件越来越差,常规加砂压裂技术有效动用储层的难度越来越大。本文针对大牛地气田致密砂岩气藏低孔、低渗、低压,黏土矿物含量高的特点,通过前置酸酸液与岩石之间的相互化学反应机理研究,结合现有压裂技术对其在致密砂岩气藏压裂中的可行性展开研究,初步形成了一套前置酸压裂技术方法。现场试验表明,该项技术增产效果显著,具有较好的应用前景。     

致密砂岩气藏难动用储量压裂效果综合评价

水力压裂是致密低渗气藏投产的必要方式。依据川西新场XS气藏地质特征、压裂及试井资料,进行了定性及灰关联分析,结果表明,压裂层段有效厚度、孔隙度及地应力特征是影响该气藏压裂效果的主要因素;根据试井解释理论,综合利用压裂前后的试井资料分析了试井曲线形态特征及地层参数变化,动态认识了压裂层段储渗特征,评价了川西新场XS气藏的压裂效果,为该气藏今后压裂选层、措施方案改进提供了依据。其研究方法对同类型气藏的科学管理开发具有一定的指导意义。     

致密低渗砂岩气藏压裂效果综合评价

依据川西洛带蓬莱镇组气藏地质、压裂及试井资料，通过定性及灰关联分析，结果表明压裂层段岩性、孔隙度及地应力特征是影响压裂效果的主要因素。根据试井解释理论，综合运用压前压后试井资料分析试井曲线形态特征及地层参数变化，动态认识压裂层段储渗特征，深入剖析评价气藏压裂效果，为气藏今后压裂选层、措施方案改进提供依据。研究方法对同类型气藏的科学管理开发具有一定的指导和借鉴意义。     

致密砂岩气藏水平井分段压裂优化设计与应用

针对川西沙溪庙组致密砂岩气藏水平井开展了分段压裂优化设计及现场应用研究。采用水平井分段压裂诱导应力场模型,以提高储层整体渗流能力为目标,优选了裂缝起裂次序、裂缝间距和射孔参数,通过优化压裂施工净压力和排量沟通了主裂缝周围的天然裂缝。现场实施结果表明:优化后的水平井压裂8~13段,每段内射孔2~3簇,每簇长度为0.5 m,相同压裂段内簇间距为30~60 m;采用中间为12~16孔/m、两端为16~20孔/m的变密度射孔,优化排量为3.5~6.5 m³/min;采用优化设计技术实施的5口井平均稳定产量为5.3×10⁴m³/d,较优化前有明显提高,取得了显著的经济效益,为同类型致密砂岩气藏的水平井分段压裂优化设计提供了借鉴。     

致密砂岩气藏大型压裂工艺技术研究与应用——以新场沙溪庙组气藏为例

新场沙溪庙组气藏是国内典型的低渗致密砂岩气藏,储层具有"纵向厚度大、平面展布广、盖层遮蔽性能好、盖层与产层应力差值明显"等适合于大型加砂压裂改造的地质基础和条件。气藏前期采用中小规模压裂时,单井压后表现出了"产量递减快、稳产效果差"等不利于气藏提高采气速度和整体采收率的状况。大型压裂是增加人工裂缝半长,延长气井采气寿命,提高开采效益的重要手段。通过对制约和影响大型加砂压裂改造效果的系列关键工艺技术的攻关研究,研发出了低伤害压裂液体系,提出了压裂液强化破胶和高效返排工艺,并对大型压裂施工参数进行优化设计,最终形成了以"大砂量、大排量、中—高砂浓度、强化破胶"为特色,以造长缝为核心的大型压裂关键工艺技术方法,并成功完成了最大加砂规模200.5 m3的超大型水力加砂压裂现场试验。现场应用实践表明,大型压裂具有"稳产效果好、勘探评价效益优"的特点。     

致密砂岩气藏

根据天然气资源三角的概念,凡是拥有着可观的常规天然气储量的盆地都将拥有着更可观的非常规天然气储量.致密气藏的开发需要考虑诸多因素:地质概况、储层连续性、区域地质构造、油藏分层、测井数据、岩心分析数据、机械性能、渗透率分布、垂向剖面.对于致密气藏,一般采用大型水力压裂方法实现天然气的经济开采.压后采用油藏模型对天然气储量进行评价.     

吐哈油田深层致密气藏压裂技术研究与应用

吐哈油田致密气藏一般埋深3100-3900m,砂岩孔隙度3.1～8.4%,平均5.9%;渗透率一般小于0.05～3.61×10-3μm2,为低孔特低渗储层,常规试油求产天然气产量很低,仅为1000m3/d左右,达不到工业生产要求,必须进行压裂改造。由于气藏地层温度87℃～105℃,压力系数1.1,属高温高压地层,进行水力压裂很容易发生砂堵,极大限制了气藏的有效开发。针对吐哈油田深层致密气藏储层增产改造的技术难点,工程技术人员开展了相应的技术对策研究并进行了现场试验,成功实施6井次,取得了较好的应用效果,为深层高压致密气藏的压裂改造提供了技术思路。     

鄂北上古生界致密砂岩气藏压裂工艺技术研究及应用

鄂尔多斯盆地上古生界二叠系下统山西组、下石盒子组致密砂岩气藏具有低压、低渗的特点 ,且非均质性强 ,属超低渗储层。基本无自然产能 ,必须进行压裂改造才能获得一定产量。针对储层低渗特点 ,进行了优化压裂液配方、延迟交联技术、破胶剂浓度阶梯形逐渐增大的加入方法的研究 ,筛选优化了适合本地区使用的压裂液体系。针对储层低压特点 ,采用压裂时伴注液氮的方法加快压裂液的返排。同时为提高压裂施工水平 ,最大限度改善压裂效果 ,采取了先进的压裂设计软件进行压裂设计、压裂诊断试验和现场优化压裂设计、强制闭合裂缝、现场质量控制等方法 ,经过现场应用 ,取得了明显的效果。压裂前各层普遍不产气或微产气 ,压裂后有多层气产量超过 10 0 0 0m3 /d ,使该区天然气勘探工作获得重要突破     

柯柯亚致密砂岩气藏储层伤害因素分析

通过对柯柯亚气藏潜在伤害因素分析及岩心敏感性伤害试验评价,认识到储层存在不同程度的水敏、盐敏及酸敏、水锁、固体颗粒堵塞、反凝析等伤害,为制定开发过程中储层措施提供有力的技术依据。     

苏里格致密砂岩气藏水平井体积压裂技术研究与试验

近年来,体积压裂技术成为非常规油气藏开发的关键技术。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的非常规气藏,前期水平井采用传统压裂技术改造单井产量低,难以实现经济有效开发。为实现气田水平井高效开发,通过分析苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝发育程度、水平两项应力差以及脆性指数等影响体积压裂的主控因素,建立了苏里格气田致密砂岩储层体积压裂技术模式,研究试验形成了复杂裂缝网络特征压裂参数体系,创新形成了体积压裂高效工艺和液体体系。现场试验增产效果显著,总体上较常规水平井单井产量提高1.5~2.0倍,为国内致密气储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。     

川西坳陷上沙溪庙组致密砂岩气藏压前预处理

川西新场Ｊ２Ｓ气藏为典型的致密砂岩气藏,１９９７年加砂压裂取得了突破,由于该储层加砂压裂存在规模大,施工压力高,作业时间长等特点,要求施工设备具有良好的状况,针对这一现状,若利用现有的太裂设备来满足川西坳陷上沙溪庙组致密砂岩气藏促产工艺研究和气藏规模开发的需要,必须寻求补偿压裂设备关况不良的技术途径,对地层进行预处理,以期达到降低施工压力的目的,文中列举了复合压裂,喷砂射孔和测试压裂等地层预处理,     

准噶尔盆地低渗致密砂岩气藏压裂工艺技术研究

本项研究主要针对准噶尔盆地西北缘五八区气藏,在储层改造技术现状分析的基础上,通过多项研究分析,提出适合于该区块的压裂工艺技术。首先,分析前期压裂改造的施工数据,包括前置液量、砂量、施工排量等,并结合压后的生产效果,找出前期压裂所存在的问题并提出相应的改进技术方案;实验测试前期压裂液性能,分析前期压裂液体系对压裂成功施工以及增产效果所造成的影响,并通过室内实验优化出适合该区块的中高温压裂液体系;通过支撑剂嵌入实验,分析前期支撑剂的嵌入程度以及对压后效果的影响,从而进行支撑剂优选;由于五八区块存在裂缝高度扩展较快引起裂缝宽度不够、加砂困难等情况,因此,进行人工隔层控缝高技术及实验研究,形成五八区综合控缝高技术方案;针对五八区块的裂缝性地层,开展多裂缝防治技术研究,并提出防治多裂缝产生的相关技术。     

川中八角场致密砂岩气藏深度压裂的主要做法

川中八角场致密砂岩气藏的储量丰富,但此类气藏开采难度大,开发好此类气藏对该区稳定生产有着重要的意义。围绕研究区致密砂岩气藏开发问题,结合国内外研究成果,首先分析了致密砂岩气藏地质特征和开发特征,指出了相应的技术对策;就深度压裂改造技术及其配套技术在川中八角场致密岩气藏中的运用情况进行了归纳、总结。研究证实深度压裂改造技术能有效的提高致密砂岩气藏的单井产量。     

国外深部致密砂岩气藏的勘探与试采

致密砂岩气藏中有巨大的天然气蕴藏量，但是具有与常规天然气藏不同的地质特征，需要采用特殊的勘探及开采技术，特别是需要采用人工增产措施才能是具有工业开采价值的产量。本文介绍了国外（特别是美国和加拿大）对这类气藏所采用的一些勘探方法、增产措施及产量预测方法等，并对有关进展及应用效果作了综合分析和评价。     

北部山前带柯柯亚地区致密砂岩气藏特征分析

北部山前带柯柯亚致密砂岩气藏是油田增储建产的重点勘探区带。文章介绍了柯柯亚致密砂岩气藏的类型、沉积相等特点,从微观上分析了气藏的特征。指出该区致密砂岩气藏为"先致密、后成藏"成藏模式,致密砂岩气藏高产富集的主要控制因素是储层物性,构造部位的高低在一定程度上控制气藏的产量,由此提出了下一步的勘探方向。     

巴喀区块致密砂岩气藏压裂改造技术与现场试验

巴喀下侏罗统气藏具有埋藏深、高温、高压和岩性致密的地质特点,单井自然产能极低,绝大多数气井都需经过压裂改造才能获得工业产量。该文根据气藏特征,分析了压裂改造技术的难点,探索出了高温降阻延迟交联压裂液体系与大排量、大规模、中高前置液、中高砂比、组合粒径加砂的压裂工艺技术,该技术体系应用于巴喀区块致密气藏取得了显著的增产效果和较好的经济效益。     

美国致密砂岩气藏开发与启示

美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家,历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井完井等系列配套技术,其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上,借鉴美国致密砂岩气田的开发经验,得到以下几点启示:①三维地震技术可以有效地提高开发井成功率;②井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率;③直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术;④综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。     

示踪剂技术在致密砂岩气藏压裂中的应用

为了了解临兴中区块致密砂岩气藏压裂液返排情况,分析压裂效果,开展了压裂示踪剂监测技术研究工作,并将其应用于该区块2口井压裂监测中。在A水平井9段压裂中注入9种有机微量示踪剂,在目标井B井2层暂堵分段压裂的5个段塞中加入不同示踪剂,通过取样测试示踪剂浓度并在返排阶段计算压裂液返排率。结果表明,A水平井各段压裂液返排率上升趋势与累计返排量上升趋势基本一致。12天返排基本结束后,第9段返排率为20.73%,第7段返排率为18.69%,第6段返排率为15.35%,其余各段返排率均小于10%,其中第1段、第2段和第3段返排率小于5%。该井总返排率为11.79%,第9段、第7段和第6段返排率高于总返排率,说明这几段是主要的返排贡献段。B井第1层前置液返排率为6.75%,第1层携砂液返排率为13.44%,暂堵剂返排率为13.71%;第2层前置液返排率为28.10%,第2层携砂液返排率为25.19%。此次施工B井并未单独进行暂时封堵,而是同时进行了2层压裂。以上成果认识,为压裂液返排提供了一种有效的监测手段。