致密砂岩气井混合滑水压裂工艺的评价分析

在美国东得克萨斯盆地的博瑟尔（Bossier）致密含气砂岩层带，已对滑水压裂的增产作业开展了一次评价分析。本文就是要介绍有关的评价结果。我们的主要目的是对比常规滑水压裂和混合滑水压裂的增产效果。混合滑水压裂综合了常规冻胶液压裂和滑水压裂的优点和好处。增产效果可以甩裂缝半长度和导流能力来衡量，而使用短期压力恢复测试并结合长期天然气产量数据的递减类型曲线分析，就可以评价增产效果。我们的研究结果表明，采用混合滑水压裂技术能使压裂裂缝有较大的有效半长度和较高的导流能力。     

莫里青高凝油储层的压裂增产技术

莫里青断陷属强水敏的高凝油汪藏，原油凝固点大于45℃，含蜡量大于40％，粘土矿物复杂，水敏性较强；渗透率和孔隙度较低，采用常规压裂设计思路和常规压裂液体系，难以聚得好的压裂效果。在系统分析储层特性，以往压裂实践的基础上，提出了一套强水敏高凝油油藏的压裂优化技术及适合储层的压裂液体系，该技术使用保护储层加热的预前置液，防止压裂液降温引起原油结蜡伤害储层；使用水力裂缝优化技术，优化裂缝支撑半缝长；使用多级渐进式加砂程序和较高的砂液比提高裂缝的导流能力，使用复合的粘土膨胀，选用快速破胶，彻底反排的优质压力以减少压裂液储层的伤害，该技术在莫里青断陷实验3井次，取得了明显的增产效果。     

沙南低渗砂岩油藏水力压裂效果评价

基于修正后的三维水力压裂模型，研究了沙南低渗砂岩油藏不同地层渗透特性对水力压裂裂缝长度或导流能力的影响，分析了目前水力压裂效果和最优缝长。结果表明，地层有效渗透率越大，水力压裂增产比越低，经济效益越低。     

混合水压裂支撑剂铺置规律模拟研究

混合水压裂是油气藏增产的一项重要技术,形成高导流能力的填砂裂缝是压裂成功的关键。通过建立混合水压裂数值模型,研究压裂液黏度、施工排量、泵注工艺对支撑剂在裂缝中的铺置规律的影响。以东胜气田杭锦旗58井区为例,为获得裂缝中理想的支撑剂分布,提高裂缝导流能力,对压裂施工参数进行了优化,压裂后与邻井相比取得了较好的增产效果。     

用灰色模型预测水力压裂缝导流能力

压裂后裂缝的导流能力直接关系着压裂缝的渗流能力,是客观评价压裂效果的重要指标之一。在分析用不稳定试井计算人工压裂井的裂缝导流能力的前提和方法后,结合四川盆地川西地区新场气田的应用实例,提出用偏相关分析方法,优选影响导流能力水力压裂的层厚、声波时差、泥质含量、加砂量、施工排量、前置液量等6项地层参数和施工参数,并在此基础上,引入GM(1,h)模型进行压裂缝导流能力的预测,提高了预测精度。用此方法也可进行裂缝半长和增产倍数的预测。但由于增产倍数受到表皮系数等无法预先估算因素的影响,预测精度较差,相对而言,用裂缝导流能力作为评价压裂效果的指标更具有客观性。     

压裂井裂缝导流能力研究

裂缝导流能力是水力压裂中一个重要的设计参数。在国内外已有研究的基础上，着重考虑了裂缝导流能力随着时间和缝长的变化，建立了模拟压裂井裂缝导流能力的二维单相的物理模型和数学模型，并对模型进行了数值求解。通过给出的实例计算，从一定程度上验证了模型的实用性和可行性，对准确认识裂缝导流能力、完善压裂设计、优化油气井的增产措施都提供了有益的指导。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

榆树林油田增效压裂技术研究

针对榆树林油田的特点，分析以往压裂效果差的原因，并对常规压裂技术采取了改进措施。该技术使用水力裂缝优化技术，优化裂缝支撑半缝长；使用多级渐进式加砂程序和较高的砂液比提高裂缝的导流能力；使用复合的粘土稳定剂防止粘土膨胀；选用快速破胶，彻底返排的优质压裂液减少压裂液夺储层的伤害。现场施工9口井，取得了比较好的压裂效果，提高了压裂工艺的整体水平。     

压裂填砂裂缝导流能力评价方法研究现状及展望

水力压裂是油气藏增产改造的主力技术，水力压裂的关键是形成具有高导流能力的填砂裂缝。当前主要基于室内方法对变导流能力进行评价，多通过实验手段拟合得到平均衰减速度和平均衰减幅度，但无法反映储层特性和沿缝长方向上各处差异性。借助前人拟合的变导流能力经验公式，考虑支撑剂形变、孔隙流体性质等条件下的导流能力递减分析是当前研究的热点。形成更完善的室内评价方法，结合数值模拟进行动态导流能力衰减系数研究，建立填砂裂缝在多因素影响下、变时空导流能力预测模型，是未来长期导流能力发展的重要的方向。     

煤层气水力压裂增产机理及效果评价方法研究

90%以上的煤层气以吸附状态附着在煤的内表面上,煤层气的产出是一个区别于常规天然气的"排水—降压—解吸—扩散—渗流"的复杂过程。我国煤层气储层条件较差,具有低孔、低渗、非均质性强的特点,普遍存在常规开采方式开发效果差的问题。为提高煤层气单井产量,实现商业化开采,必须对储层进行增产改造,促进排水降压,提高煤层气单井产量,水力压裂改造技术是当前煤层气增产的首选方法,也是已被证明的煤层气开采的一种有效的增产方法。论述了水力压裂增产渗流机理及其效果评价方法,并进行了实例分析。表明通过对煤层进行水力压裂,能够改善井底渗流条件,提高储层的渗透能力;煤层渗透率、表皮系数及裂缝导流能力和裂缝半长是评价煤层气水力压裂增产效果的主要参数。     

一种超低密度支撑剂的可用性评价

常规支撑剂的密度一般比较大,严重影响着有效水力裂缝的形成,并难以应用于长缝压裂,超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度,提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段,对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价,分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较,测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明,该支撑剂具有较好的物理、导流性能,在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢,完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计,能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。     

低渗透油层二次压裂评价新方法及应用

方法　在大庆朝阳沟低渗透油层水力压裂矿场资料基础上 ,运用珀金—克恩公式、卡特公式以及本文提出的压裂强度的概念 ,得到了该油田一、二次压裂缝长、缝宽的回归方程。目的　应用该回归方程对朝阳沟油田一、二次压裂缝长、缝宽及裂缝导流能力进行评价。结果　在压裂强度较大时 ,二次压裂缝宽增加较大 ;而在压裂强度较小时 ,缝长增加较大 ;二次压裂裂缝导流能力增加较大。结论　该方法对二次压裂评价和工艺设计以及提高压裂效果具有重要意义。     

超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。     

新场气田沙溪庙组气藏水平井加密分段压裂先导试验

目前很多学者研究了致密砂岩气藏水平井压裂裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力对压后效果的影
响,研究得出了不同区块水平井分段压裂的合理裂缝参数,裂缝间距为７０～２００ｍ,裂缝半长为７０～１９３ｍ,导流能
力为３～２４４．６８Ｄ·ｃｍ。从新场沙溪庙组气藏水平井压裂、测试、生产情况来看,裂缝间距在５０～１００ｍ之间的井
累计产量和弹性产率较优。为了探究最为科学合理的裂缝参数,作者建立了不同储层条件下的地质模型,利用ＰＥ
ＢＩ网格模拟水力裂缝,通过数值模拟研究得出了不同储层条件下的最佳裂缝参数。根据裂缝参数结果对施工参数
进行了优化。现场应用了３口水平井,压后均取得了较好的增产效果。为该气藏下步水平井分段压裂提供了有效
的方法,对类似气藏压裂设计具有一定的借鉴价值。     

重复压裂工艺技术研究及应用

文章结合中原油田油藏渗透率低、自然递减率高的实际特点，研究了低渗透油藏的重复压裂技术。通过重复压裂前的评价可知该区的候选井具有重复压裂增产的能量和物质基础；据压前地层评价、水力裂缝的诊断技术，提出了重复压裂选井选层的原则；运用压力恢复试井和水力裂缝模拟等方法分析了初次裂缝失效的原因，得到了重复压裂需解决的主要矛盾就是提高裂缝的导流能力，并据此提出了提高重复压裂效果所采取的高砂比和强制闭合及分压选压等重复压裂的技术 ；根据所确定的技术和以往压裂用支撑剂评价结果及中原油田的油藏特征，利用实验研究选择了适合油藏特点的重复压裂材料体系；重复压裂技术现场试验10口井，施工成功率达100%，有效率90%，取得了较好的复压增产效果。     

水平缝五点井网整体压裂参数优化

整体压裂技术是低渗透浅层油藏有效开发的重要技术手段。为了对某油田B区块有效实施水力压裂增产改造,必须设计合理的参数。根据该区块浅层油层改造的实际需要,研究水力裂缝时建立两维两相的水平裂缝模型,不考虑裂缝垂直方向上流动,建立了五点井网条件下三维两相油藏数值模拟模型,研究了水平裂缝半长和导流能力对油井产量、注采条件下的采收率和最终采收率等指标的影响,优化了水平裂缝参数。研究结果表明,在该区块对于五点井网,压裂效果并非半径比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,优化的裂缝半长为25～30m,导流能力为20μm2.cm较合适。确定最优整体压裂方案,争取最少的投入获得最好的效益,实现区块整体高效开发。     

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。     

葡萄花油田重复压裂裂缝酸洗技术

大庆长垣南部主要产区的葡萄花油田,经过20多年的开发,油层重复压裂比例较高,且有的层已经经历了3、4次压裂改造,因随着时间的延长支撑剂的破碎率增加、支撑剂镶嵌到裂缝壁面减小了裂缝宽度、沉淀物堵塞孔道和地层中出现三相流使裂缝导流能力下降。为提高重复压裂层的增产效果,研究试验了裂缝酸洗技术,经室内和现场实验证明压前酸洗裂缝增产效果明显。     

水力压裂裂缝参数优化研究

水力压裂是油气增产的重要措施,而压裂裂缝的长度、裂缝导流能力等参数对压裂井的产能有很大影响,因此优化水力压裂裂缝参数很有必要。本文通过讨论水力裂缝参数对产能的影响,并分析水力压裂裂缝参数优化的方法,对比各方法的优缺点得出,综合考虑经济成本和效益,运用水电相似原理,结合数值模拟方法以及净现值法(NPV)进行裂缝参数优化,最后得出最佳裂缝长度、最佳裂缝导流能力等参数。     

深层低渗透储层压裂裂缝处理技术

针对水力压裂时造成储层伤害、支撑裂缝导流能力低、人工裂缝壁面渗透率低等问题,考虑了黏性流体、压裂液残渣及滤饼的影响,对支撑裂缝的伤害进行了定量试验评价,研制出一种压后裂缝处理剂.室内实验表明,该裂缝处理剂能有效提高支撑裂缝的导流能力.在中原油田23口井的现场试验,说明裂缝处理技术能明显提高返排率,提高低渗透储层的压裂效果.