清洁压裂液压裂工艺技术在桐西地区储层压裂改造中的应用

桐西地区储层属于中孔低渗储层，前期压裂所用压裂液的残渣含量较高，破胶液与原油存在乳化现象，对储层造成二次伤害大。岩石力学和支撑剂嵌入试验表明，桐西地区总体岩石塑性较强，支撑剂嵌入严重，导致裂缝导流能力损失大。为了进一步提高该地区的压裂改造增油效果，采用了清洁压裂液压裂工艺技术，该压裂液体系返排率高、残渣含量少、防膨效果好，有利于减少裂缝导流能力损失。2006年该技术现场应用9口井，全部自喷投产，取得了显著的增油效果，为桐西地区今后压裂改造提供了技术支撑。     

支撑剂嵌入及对裂缝导流能力损害的实验

对于岩石较软的地层,在压裂过程中的支撑剂嵌入会降低压裂充填后的裂缝宽度,同时嵌入区地层碎屑也会损害支撑剂充填层的导流能力,因而有必要对支撑剂的嵌入进行研究,并为压裂施工中的支撑剂优选提供依据。为此,运用API标准导流室和基于API标准导流室自行研制的测试仪器,对地层岩心的支撑剂嵌入情况进行了实验研究,并在支撑剂嵌入的基础上,考虑了地层碎屑对裂缝导流能力损害的影响。在国内首次对支撑剂嵌入后的岩心进行了微观分析,更加直观地反映了嵌入程度和嵌入状态。实验考察了不同铺砂浓度、不同压力下对不同岩心的支撑剂嵌入情况。实验表明：由于支撑剂的嵌入,会使支撑裂缝宽度有较大程度的减小;铺砂浓度越低,地层岩石越软,嵌入越严重。还模拟了支撑剂嵌入后不同碎屑浓度对同一种岩心的导流能力伤害程度,并发现在嵌入后的碎屑达到一定浓度后会直接堵塞孔道。     

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。     

玛18井区压裂支撑剂适应性研究

为了研究玛18井区压裂支撑剂的适应性,在不同铺置方式和不同闭合压力下,对不同压裂支撑剂的导流能力与压裂后效果进行分析评价,根据小型压裂测试、闭合后分析等解释结果,进行储层压裂后特性分析,并对石英砂部分代替陶粒效果进行论证。结果表明:当高闭合应力时,增大铺砂浓度可有效提高裂缝导流能力,但分段式铺砂不能提高裂缝导流能力;混合支撑剂和全陶粒支撑剂的改造井地层能量与裂缝类型均类似,但混合支撑剂井的地层系数、动态储量均不如全陶粒井,且日均压降高于全陶粒井。研究认为,石英砂替代陶粒效果较差,主要原因在于:在裂缝改造类型相同时,由于储层埋深较大,地应力较高,混合支撑剂无法满足所处深度的地应力。通过计算动态储量可知,长期开采时陶粒支撑剂比石英砂支撑剂更有利于节省成本,建议在玛18区块继续采用全陶粒支撑剂。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

致密碳酸盐岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力实验研究

水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力,对于致密碳酸盐岩储层,受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响,裂缝导流能力下降较快,影响采出程度,如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂,对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统,选用不同类型的支撑剂,进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明,对于中强、高强陶粒支撑剂,随着闭合压力的增大,大粒径(16/30目)中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径(20/40目)中强陶粒支撑剂导流能力;当闭合压力超过69 MPa时,两者相差不大;而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近,但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大,对地层的伤害也大;在高闭合压力下,对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定,优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂,其组成为16/30目(60%)+20/40目(20%)+30/50目(20%)。     

Q241断块提高压裂裂缝导流能力技术研究与应用

提高压裂裂缝导流能力是改善压裂效果的重要方面。根据Q241断块储层高孔、中渗、中等偏强水敏、支撑剂嵌入较为严重及地层出砂等特点，指出了Q241断块压裂改造的重点应该是提高裂缝导流能力。从提高裂缝导流能力、降低导流能力的伤害及保持裂缝导流能力等方面入手。系统分析了目前国内外实现高导流能力的一些典型压裂技术措施，确定了适合Q241断块的压裂技术。现场实施3口井，取得了明显的增产效果。     

致密油储层支撑裂缝导流能力预测模型

压裂改造是提高致密油储层初始产量和最终采收率的有效手段,其中裂缝导流能力保持是压裂设计的目标之一。现有支撑裂缝导流能力预测模型由于考虑影响因素不全,理论计算值与实际值存在较大偏差,文章基于Kozeny公式,以弹性力学理论为基础,考虑支撑剂强度、粒径、铺砂浓度、闭合压力、支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形综合影响,推导出支撑裂缝导流能力预测数学模型,通过室内实验可以知道,不同类型支撑剂、不同闭合压力下的支撑剂裂缝导流能力相差较大,当闭合压力和铺砂浓度一定时,陶粒和树脂砂的裂缝导流能力远大于石英砂。在铺砂浓度相同条件下,支撑剂的粒径对裂缝导流能力的影响也很大,在闭合压力未达到支撑剂的最大抗压强度时,支撑剂的粒径越大,其裂缝导流能力就越高。利用文章新推出的模型预测实验支撑剂的裂缝导流能力,计算结果表明,预测值与实验值吻合度较高,说明新模型具有良好的实用性。从实验和计算结果可以看出,支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形对支撑裂缝导流能力影响较大。仅考虑单一影响并不能完全反映真实情况。文章研究成果为致密油储层在考虑支撑剂嵌入、破碎和变形等情况下的支撑剂强度、粒径、铺砂浓度等优选提供了参考。     

基于缝网导流有效性评价的深层页岩气压裂支撑剂优化设计

深层页岩气储层埋藏深、温度高、地层应力大、岩石塑性强,导致压裂缝网复杂度低,缝网导流能力不足,极大影响了深层页岩气储层的压裂效果。评价深层页岩气压裂缝网的有效性,可以指导深层页岩气储层通过高效地压裂改造获得稳定高产的页岩气产能,具有重要的商业价值。基于川东南丁山地区深层页岩地质条件与裂缝导流能力实验,开展了深层页岩高闭合应力条件下裂缝导流有效性评价。结果表明：随着闭合应力的增大,自支撑裂缝与支撑裂缝导流能力呈快速递减的趋势,当闭合应力达到55 MPa时,自支撑裂缝的导流能力仅为0.1μm²·cm,反映了深层条件下剪切裂缝难以满足流体流动的现状;在铺砂条件下,当闭合应力大于69 MPa时,粒径为40/70目的陶粒可有效满足主裂缝的导流要求,粒径为70/120目的陶粒与石英砂均可达到分支裂缝的导流要求;同时定量计算了满足主裂缝与分支裂缝导流要求的最低铺砂浓度,并绘制了不同类型、粒径的支撑剂用量设计图版。研究成果为深层页岩气储层压裂的支撑剂选择与优化提供了技术参考。     

页岩支撑裂缝长期导流能力测试方法及测试装置改造

常规砂岩储层加砂压裂后油气渗流通道主要依赖于支撑裂缝,而页岩气储层由于其典型的脆性特征,通过大规模体积压裂后会形成复杂的裂缝网络,页岩气渗流能力主要取决于支撑剂充填层裂缝和储层剪切滑移形成的自支撑裂缝,因此,室内页岩储层导流能力的测试应包括支撑剂充填层和自支撑裂缝的导流能力两部分。目前国内对于页岩支撑导流能力的测试方法大多还是借鉴常规支撑剂充填层导流能力测试方法,无论测试方法还是测试装备都有一定的不适应性,大部分国产支撑导流仪的闭合压力加载系统、流量控制系统不能满足页岩储层长期导流能力测试要求。文章提出了页岩支撑裂缝导流能力测试方法及支撑导流仪改进目标、改进方法、改进措施,为页岩气储层室内导流能力的实施提供了技术支撑,为页岩储层体积压裂支撑剂优选及压裂效果评价提供了保障。     

页岩储层吸水特征及其对裂缝导流能力的影响

页岩储层体积压裂后普遍存在压裂液返排率低的问题,大量压裂液滞留在储层内不仅会对页岩气的流动及解吸产生影响,还会影响到压裂后的裂缝导流能力。文中以四川盆地某区块龙马溪组页岩储层为研究对象,在分析了页岩储层特征的基础上,开展了页岩储层吸水能力实验,并评价了页岩吸水对裂缝导流能力的影响。结果表明:目标区块页岩储层具有超低孔、低渗、低初始含水饱和度的特点,且黏土矿物质量分数较高,具备较强的吸水性。页岩岩心在蒸馏水中的吸水能力最强,在地层水中次之,在滑溜水压裂液中最弱。由于页岩的吸水作用明显降低了裂缝表面的强度,导致支撑剂滑动或者嵌入,从而明显降低了支撑裂缝的导流能力。页岩导流板通入蒸馏水时裂缝导流能力下降幅度最大(83.02%),而通入滑溜水压裂液时裂缝导流能力下降幅度最小(39.13%)。因此,可以通过调整压裂液体系组成来抑制页岩储层的吸水作用,从而提高压裂液的返排率,降低页岩储层吸水对裂缝导流能力的影响程度。     

新型低聚物压裂液在牛圈湖油田的应用

牛圈湖油田西山窑油藏具有低孔、特低渗以及低温、低压特征,单井自然产能极低,绝大多数油井都需经过压裂改造才能获得高产。根据油藏特征,分析了压裂改造技术的难点:压裂液破胶返排困难、要求裂缝高导流能力及适当控制缝高延伸。针对上述难题,研究开发了低聚物压裂液体系,体系具有耐温、耐剪切性能好、残渣含量低、地层伤害小、现场配制方便、摩阻低、成本低等性能优点。该液体体系应用于牛圈湖油田,增产效果显著,取得了较好的经济效益,为同类油藏的开发提供了强有力的技术保障。     

深层稠油难动用储量压裂增产技术研究与试验

吐哈油田的玉1块属超稠油油藏，油层物性差．埋深为3328～3365m，不能投入正常生产。根据玉1块稠油油藏特点．应用小型压裂测试技术、高砂比宽短缝压裂技术、小排量低前置液的暂堵剂控制裂缝垂向延伸技术、防止水基压裂液进入地层造成稠油乳化及水敏伤害、压裂后气举快速排液等配套压裂工艺．开展了稠油油藏压裂增产探索性试验。对玉1块进行现场试验．施工排量2．6m^3／min．前置液34．8m^3，携砂液56m^3，加砂18．74m^3，平均砂比41．2%，最高砂比60％。稳定日产油量由压裂前的4t提高到压裂后的11t．不含水．证实没有压窜下部含油水层，压裂效果明显。图2表1参8     

强水敏低渗砂砾岩油藏压裂技术应用研究

新疆油田288断块低孔低渗储层属辫状河流沉积砂砾岩,必须采取压裂改造才能有效开发。试注资料显示本区储集层存在强水敏性。在288断块储层特征分析的基础上,有针对性地开展了储层敏感性实验、压裂液性能测试、岩石力学及支撑剂嵌入测试等室内评价实验,并对该断块前期压裂井进行了评估分析,为后续压裂设计提供了重要依据。开展了压裂裂缝规模优化研究,以长期采收率和压裂初期采出程度为主要的评价指标,优化了288断块的压裂裂缝规模。在室内实验和理论研究的基础上,特别是为解决油藏的强水敏性和低温压裂的破胶问题,提出了直接采用稠油作为携带液的原油压裂工艺技术。依据压裂优化方案原则,现场实施近20口井取得了良好的增产效果,为解决强水敏地层压裂改造提供了新的技术思路,对类似油藏的压裂具有指导意义。     

伊川凹陷屯1井储层评价及压裂改造

通过对洛阳-伊川盆地伊川凹陷屯1井压裂层段的系统评价,分析认为该井压裂层段具有低孔、低渗、极低产特征。核磁测井有效孔隙度3.3%,渗透率0.645×10-3μm2;成像测井显示裂缝发育,测井评价是基质孔隙度+裂缝型储层。试油测试自然产气量仅53m3/d,测试二关井压力恢复数据定性分析认为裂缝较发育,基质孔隙渗透性极差,常规压裂改造增产效果差。应用非常规压裂技术基本方法对射孔方式、泵注管柱、施工规模、压裂参数进行优化,采用高排量、高液量、低粘度、低砂比的压裂方案,力争形成多缝、复杂裂缝,增加泄流面积。通过非常规压裂改造,10mm油嘴放喷,油压3.1～3.5MPa,日产气6600～7000m3,实现了河南外围洛阳-伊川盆地油气勘探的重要突破。     

超低浓度HPG在延长致密油藏的研究与应用

为了降低延长致密油藏压裂施工成本,针对致密油藏低孔、低渗、低压力等特点,室内从降低压裂液残渣和地层伤害的角度出发,通过系统评价开发出一套超低浓度胍胶压裂液体系。结果表明:该体系具有良好的耐温抗剪切性能、破胶性能,破胶液表面张力为24.51 mN/m,界面张力为0.784 mN/m,压裂液残渣含量为193 mg/L,岩心伤害率平均为21.21%。该体系在延长深层油藏进行了现场试验的4口井/5井层,试验井试油累计产油量比邻井提高29.04%,增产效果显著。超低浓度胍胶压裂液技术开发有效降低施工成本。     

延长气田压裂液体系室内评价研究

延长气田位于鄂尔多斯盆地中部,经勘探在上古生界砂岩地层发现了四套储层,通过评价均属于低渗透气藏,主要表现为储层物性差,平均渗透率(0.2~1.0)×10-3μm2、孔隙度(4.8%~7.5%),地层压力系数低,平均为0.852,基本无自然产能。因此,加砂压裂技术是气田勘探开发的关键技术之一。文章对现用羟丙基胍尔胶压裂液体系的添加剂性能及压裂液整体性能进行了评价,该体系能够达到行业标准的要求。     

小龙湾粗面岩油藏高温压裂液

通过对辽河油田小龙湾低渗透裂缝性粗面岩油藏的特点、压裂层温度场变化特点及储层潜在伤害因素的分析,结合油层压裂改造需要,筛选出适用于该油藏的压裂液配方体系.通过破胶性能、流变性能、滤失试验、压裂液滤液伤害试验研究及现场应用,证实该高温压裂液适合小龙湾低渗透裂缝性粗面岩油藏压裂需求.