低渗透储层缝内暂堵多分支缝压裂技术研究

压裂增产改造是实现大庆低渗透储层开发建产的主要手段。大庆油田低渗透储层的大规模压裂虽然取得了较好的效果,但施工成本高,难以实现效益开采。为提高外围低渗透储层增产改造效果,采用纤维缝内暂堵多分支缝压裂技术来提高人工裂缝泄油面积。通过室内实验评价了纤维性能、明确了分支裂缝形成条件;结合数值模拟及现场施工需求,确定了缝内转向时机与工艺施工时间,优化了缝内裂缝转向条数与缝长,确定了纤维缝内暂堵多分支缝优化设计方法。纤维缝内暂堵多分支缝压裂技术可在保证改造效果的同时有效控制施工成本,实现低渗透储层的经济有效开采,已在大庆外围低渗透储层成功应用18口井,取得了较好的改造效果。     

直井缝内暂堵转向压裂分支缝起裂方向研究

直井缝内暂堵转向压裂分支缝起裂方向不明确,增产效果不明显。为此,基于多孔介质流固耦合理论模型,通过有限元软件进行有限元模拟缝内暂堵转向压裂分支缝形成过程,研究不同水平应力差条件下,主裂缝暂堵后最大水平主应力方向的变化。结果表明,分支缝与主裂缝并不垂直,二者存在一个小于90°的夹角,水平应力差越小,夹角越大,分支缝压裂效果越好。建立的分支缝与主裂缝夹角定量计算数值模型,可用来预测分支缝与主裂缝夹角。对比2口井分支缝与主裂缝夹角模型计算结果及井下微地震监测结果,验证了模型的准确性。     

低渗透储层多级转向压裂技术

低渗透储层采用常规压裂工艺改造后,存在压裂改造波及体积小、有效期短和改造效果差等问题。为了提高低渗透油气田增储上产水平,根据油藏地质特点和多级转向压裂起裂机理,研制了溶解度高、溶解速度快、残渣含量少和对储层渗透率伤害小的高性能水溶性暂堵剂,并形成了多级转向压裂技术。在地层压开裂缝后,实时向地层中加入该高性能水溶性暂堵剂形成瞬时暂堵,提高缝内净压力,通过暂堵转向产生微裂缝和分支缝,从而形成复杂的网络裂缝,实现体积改造的目的。多级转向压裂技术在新疆油田X区块应用后,产油量大幅提高,单井日增油量为常规压裂井的2.0倍;稳产时间长,有效期较常规压裂井延长50%。多级转向压裂技术解决了低渗透砾岩储层改造难题,为低渗透砾岩储层开发后期稳产提供了新的技术手段。      

低渗透油田暂堵重复压裂堵剂用量优化与现场试验

暂堵重复压裂是开启天然微裂缝、提高侧向剩余油动用程度的重要手段之一。由于目前施工过程中对堵剂用量没有具体优化,多凭经验确定,往往造成暂堵升压幅度小。为了提高鄂尔多斯盆地暂堵重复压裂的可控性,针对低渗透油田天然微裂缝发育、2向水平主应力差较小的特点,在分析暂堵压裂过程中存在的突出问题后进行了暂堵剂的筛选,以减少堵剂残留给储层渗透率带来的伤害;依据巴布库克关于支撑剂在裂缝中的沉降规律,模拟暂堵重复压裂过程中人工裂缝内的暂堵压差,实现升压造侧向缝,并重新认识了暂堵压裂成败的关键影响因素和影响规律;利用三维压裂软件求取缝高、缝宽等关键参数,优化了暂堵剂的实际用量,现场试验中暂堵升压明显。该方法进一步完善了低渗透油田裂缝暂堵压裂优化设计方法,对现场施工具有一定的指导作用。     

鄂尔多斯盆地安83区块致密油藏老井暂堵混合水体积压裂技术

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,近年来体积压裂技术的进步使该类油藏的单井产量大幅提高,但早期开发的长庆油区安83区块采用常规压裂技术开发,单井产量低,开发效益差。为提高该类型油藏的开发效果,通过分析安83区块致密油藏特征以及开发动态,提出体积压裂技术的研究思路;利用研究区岩石力学、地应力测试及天然裂缝的相关数据,研究实现复杂裂缝网络系统的缝内净压力条件,建立动态裂缝宽度随时间和排量变化图版,并进行暂堵时机、泵注排量和暂堵剂优选等方面的研究,形成缝端暂堵、缝内多级暂堵和大排量、低砂比、大液量滑溜水低粘度液体体系的老井暂堵混合水体积压裂技术。应用效果表明,该技术有效地提高了缝内净压力,在裂缝侧向形成复杂的裂缝网络系统,提高裂缝与基质的接触体积,扩大了侧向剩余油的动用程度;在安83区块C7致密油藏应用100余口井,平均单井产量较压裂前提高4~5倍,有效地改善了安83区块的开发效果。     

宽带压裂技术在低渗透油藏中高含水井的应用

针对低渗透油藏中高含水井常规重复压裂改造后含水大幅上升,效益变差的问题,提出侧向宽带压裂技术,配套了纤维类、油溶类、水溶类三种暂堵剂;考虑摩阻变化计算了最小升压幅度、明确了暂堵时机、施工排量、液体类型等改造参数,形成了动态多级暂堵、低黏液体造缝、多粒径支撑剂支撑的工艺思路,并通过井下微地震监测,证明了宽带压裂动用侧向剩余油的思路是可行的,为低渗透油藏中高含水期的高效开发提供了借鉴。     

缝内转向压裂工艺技术在姬塬油田老井改造中的应用及评价

低渗透油田随着开发时间的延长,单井产量低、注采矛盾突出、储层重复压裂后,剩余油动用困难,通过缝内转向压裂技术的研究,进行了老井缝内暂堵压裂改造的现场试验,利用人工干预改变裂缝延伸方向,解决常规重复压裂无法有效动用人工裂缝侧向剩余油的技术难题。文章通过研究缝内转向压裂技术在长庆姬塬油田老井改造中的应用,评价其在低渗透油气田的适用性,为低渗透油田的持续稳产提供技术支撑。     

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用?10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。      

腰英台油田特低渗透油藏压裂技术研究及应用

腰英台油田不仅具有低孔、低渗透、层多而薄、微裂缝发育以及应力敏感性强的特点，还表现出明显的双重介质储层特征。由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失和压裂早期砂堵，制约了该区油藏的有效开发。结合腰英台油田勘探开发过程中的压裂改造实践，利用储层裂缝开启机理和压力降分析成果，通过分层地应力剖面研究及全三维压裂模拟、配套射孔优化、限流压裂、暂堵、双转向控缝和前置段塞等工艺的施实，较好地解决了该类储层压裂易早期砂堵的矛盾。现场应用60井次，有效率达80％，累积增产原油5×10^4t。     

复杂岩性储层压裂技术研究

海拉尔盆地断块多、储集类型多、储层低渗透,物性条件复杂、敏感性强,常规压裂效果差,同时受井网与压裂施工成本的限制,无法采用大规模压裂。为此,需扩大裂缝与油藏的接触面积,提高单井产量,才能提高压裂效果。基于对储层岩性复杂程度的准确认识,使用全缝长裂缝形态模拟来优化压裂设计,通过应用可降解纤维+高浓度陶粒缝内暂堵的工艺方法形成了多分支裂缝压裂技术。现场试验14井次,压裂后平均单井增油3.8t/d,同时采用多分支缝压裂技术的重复压裂井压裂后产量达到7.0t/d,超过初次常规压裂产量4.5t/d,效果明显。     

非常规储层压裂暂堵剂应用进展

非常规储层渗透率极低,采用常规压裂工艺仅能形成单一的对称裂缝,难以实现非常规油气资源的经济高效开发,必须强制扩大压裂改造体积,提高裂缝的发育程度,提高单井产量。暂堵是提高裂缝复杂程度的有效方法,为此,总结了国内外页岩等非常规储层压裂改造过程中暂堵球、常规类暂堵剂、纤维类暂堵剂以及其他新型合成暂堵剂的研究现状及应用效果,阐述了各类型暂堵剂的适用条件、优缺点等,指出了暂堵剂的发展方向。研究成果对未来非常规储层压裂改造暂堵剂的相关研究具有重要参考价值和指导意义。     

低渗透储层水淹油井堵水压裂技术研究与试验

为了提高水淹油井的单井产量,根据油井不同见水类型,研究形成了不同水淹类型油井堵水压裂技术。针对孔隙性见水油井,研究形成了选择性堵水压裂技术,选择性堵水剂的堵水率是其堵油率的3.3倍,具有较高的选择性封堵能力。针对裂缝性见水油井,研究形成了封堵老缝定向射孔压新缝技术:其裂缝固化剂固化后体积变化小于5%,突破压力高达9.8 MPa;定向射孔根据老井剩余油分布情况,选择射孔方位,以控制压裂裂缝延伸方向。现场2口井试验表明,堵水压裂后平均日增油分别为0.81和0.76 t,具有较好的增产效果,为长庆低渗透储层水淹油井提高单井产量提供了有效的技术手段。      

深井转向压裂暂堵剂研究及应用

转向压裂可以增大水力裂缝波及范围和原油与裂缝的接触面积,是低孔低渗油藏的有效开发手段.针对目前转向压裂封堵压力较低,适用于深井转向压裂的暂堵剂研究较少等问题,利用室内实验优选暂堵剂配方,通过数值模拟方法分析配方的压裂效果,并将模拟结果与现场微地震监测数据进行对比.结果表明:单独使用暂堵颗粒无法形成有效封堵,优选复合暂堵...     

页岩气水平井套管变形影响段分段压裂工艺研究及现场试验

页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺:(1)缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;(2)暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明:上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

苏里格气田强非均质致密气藏水平井产气剖面

为确定苏里格气田水平井分段压裂后各压裂段的产气能力,通过分析水平井产气剖面及其储集层非均质性、水平井渗流特征、多段压裂改造工艺、生产压差等因素影响,认为储集层物性和有效砂体发育程度是影响产气能力的主控因素,其作用大于理想模型中水平井跟部和趾端的渗流优势项作用;生产压差的增大,加剧了强非均质储集层各压裂段产气量的差异;分段压裂改造后,段内裂缝的不均匀分布,导致同一压裂段不同射孔簇的产气能力不同。因此,提出多段压裂水平井的射孔段优选、水平段差异化改造和段内暂堵裂缝均匀扩展的技术对策,以提高致密气藏的开发效果。     

填砂分段压裂技术在页岩油套变水平井的应用

针对井筒满足承压要求,但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井,通过极限填砂形成缝内砂塞,实现对已压裂层段的有效封隔,采用水平井填砂分段压裂技术进行分段压裂.为了不增加新的设备,研究形成了"尾追填砂"和"吹填缝口"2种填砂模式.长庆油田在华H40平台进行了页岩油套变水平井填砂分段压裂试验,累计填砂压...     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。     

威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

威荣页岩气田页岩气井套变频发,2017～2020年采用泵送桥塞分段压裂19口水平井,有9口井发生不同程度套变,导致桥塞不能被泵送到设计位置,严重影响改造的充分程度和压后产能,为此急需开展新技术攻关,解决套变后的分段改造难题｡文章通过一系列技术攻关形成了暂堵分段压裂工艺技术,该技术将套变段一次性全部射开,采用多次暂堵工艺,实现分段压裂｡以套变井WY43-1井为例,通过数值模拟和裂缝起裂规律研究,明确了合理的射孔簇数和暂堵压裂次数｡通过暂堵参数优化和室内实验,明确了暂堵材料的用量和性能要求｡WY43-1井套变段共开展18次压裂,12次暂堵,从压裂施工特征和裂缝监测来看,套变段获得了较为充分的改造,压后取得较好产能｡该技术对套变复杂井具有较强的针对性,可有效提高储层的改造充分程度,可在威荣气田进一步推广应用｡     

致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

随着油气田勘探开发的不断深入,非常规致密油气藏已经成为油田增储上产的主要研究对象,该类型储层渗透率低(<0.1×10?3?μm2)、两向应力差值大(>10?MPa),单纯依靠大排量、大液量改造以形成缝网的难度较大,需通过缝内暂堵转向压裂技术进一步增大净压力,提高裂缝复杂程度.暂堵剂类型的优选和用量设计是决定复杂缝网形成...