郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。      

暂堵转向压裂机理有限元分析

暂堵转向压裂技术是低渗透油气田开发后期增产挖潜的新手段、新方向。文中采用有限元分析方法研究暂堵转向压裂机理,确定转向裂缝起裂位置,分析起裂压力影响因素。研究结果表明:纤维暂堵转向压裂起裂点不唯一,当最小水平应力较大时,裂缝更倾向于从井筒起裂,反之,裂缝更倾向于从初始裂缝中部起裂;破裂压力存在一个区间,当岩石破裂压力在这个区间时,转向裂缝从初始裂缝中部起裂,当岩石破裂压力高于或者低于这个区间时,转向裂缝从井筒起裂;井筒起裂点的起裂压力随着最小水平应力的增大而减小,初始裂缝中部起裂点的起裂压力随着最小水平应力的增大而增大,2个位置的起裂压力均和地层弹性模量无关。该研究对认识暂堵转向压裂机理以及提高缝网改造效率具有重要的理论价值和现实意义。     

绒囊暂堵液原缝无损重复压裂技术

原缝无损压裂技术是指利用某种封堵材料,暂堵原裂缝,迫使压力向未压裂的地层发展,压裂完成后形成新裂缝且原裂缝的产液能力不受影响。绒囊工作液因其良好的暂堵性能而用于原缝无损压裂技术。室内评价表明,绒囊暂堵液能够增加人造岩心裂缝的流动阻力至25 MPa,封堵渗透率为17.5×10-3、163.9×10-3μm2的人造岩心后,地层原油渗透率0.7 h恢复90.9%和0.6 h恢复84.7%。LH1井现场先用绒囊暂堵液封堵地层,停泵压力稳定在22.0 MPa且10 min不降。重复压裂后60 d平均油井日产液量和日产油量比未压裂前30 d分别上升48.7%和119.2%,平均含水率下降了7.5%。表明绒囊暂堵液封堵性好,且对地层无伤害,可在提高单井产液量的同时降低含水率。     

苏里格致密砂岩压裂中转向剂用量与转向角的关系

绒囊转向剂通过改变岩石强度控制裂缝走向,已在现场应用获得印证,但是缺乏裂缝转向理论研究。转向剂强度与转向角的关系是转向裂缝准确地延伸至预定位置的关键之一。室内进行转向剂封堵实验和岩石三轴实验,用囊层剂+1.5%绒毛剂+0.3%成核剂+0.5%成膜剂配制绒囊转向剂,测得注入量为4、8、10、12 mL时,封堵后承压达到10.15、12.37、16.52、25.14 MPa;绒囊转向剂封堵直径75 mm致密砂岩岩心人造裂缝,通过三轴试验机测得封堵前后岩心径向应力应变曲线拐点从0.004 8 mm/mm升至0.012 7 mm/mm,轴向曲线拐点从0.014 3 mm/mm升至0.018 6 mm/mm,说明岩心强度提高。测得转向角增量分别为24.9°、23.2°、37.5°和55.9°。根据4组岩心封堵后弹性模量19.55、16.65、19.61、19.77 GPa和泊松比0.36、0.30、0.46、0.38,选择影响转向角度的参数为弹性模量和泊松比,用最小二乘法方法拟合参数与裂缝转向角度之间的数学关系,得到弹性模量与泊松比商的自然对数与转向角度呈线性关系,进而得到注入量与转向角的函数关系。结果表明,绒囊流体的注入量可以控制转向角度,进而实现转向裂缝准确延伸至目的层位。      

低产油气井强制裂缝转向重复压裂技术

为提高低产油气井产能和延缓压裂后产量递减速度,在分析重复压裂技术原理和存在问题的基础上,提出了增大改造体积的强制裂缝转向重复压裂技术。首先计算满足裂缝转向所需的限定最高压力,然后利用研制的水溶性转向剂在原有裂缝中形成憋压,直至压力达到新裂缝开启的压力条件,从而实现强制裂缝转向、增大压裂改造体积的目的。该技术在DJ气田3口井进行了现场试验,加入转向剂后井口压力平均上升幅度达到12.8 MPa,压裂后平均单井产气量增加3 000 m3/d。研究结果表明,强制裂缝转向重复压裂技术具有转向成功率高、转向剂用量少和适用性强等技术优势,增产效果显著,为低产油气井重复改造提供了新的技术手段。      

裂缝暂堵转向重复压裂技术

针对中原油田以往的压裂工艺中单纯采用延伸原有裂缝的常规重复压裂,裂缝所控制的泄油区内的原油采出程度高,但泄油区外的大量剩余油动用程度较低的特点,研制了应用化学暂堵控制剂使流体在地层中发生转向,压裂液进入高应力区或新裂缝层,促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。通过11井次现场应用,累计增油7 162 t。转向压裂技术作为低渗油藏一项重点的配套工艺,更进一步改善了油田的整体开发效果。     

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用.以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了"低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向"的暂堵转向施工方法.分析...     

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一,目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂,该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制,水溶性良好,压裂施工结束后4 h可水溶降解;岩心实验表明,该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上,承压40 MPa以上,且水溶降解后对岩心的伤害较小,满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井,施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa,起到了良好的暂堵效果,压后增油量为1.1 t/d,含水率下降5%,说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。      

郑3X煤层气井绒囊流体重复压裂控水增产试验

郑3X煤层气井水力裂缝沟通含水砂岩层,导致了气井高产水、低产气。为此,利用绒囊流体封堵含水砂岩层和原缝,重复压裂压开新缝,降低气井产水量,提高产气量。室内测试结果表明,绒囊流体暂堵煤岩裂缝承压能力21 MPa,降低砂岩水相渗透率52.67 %,伤害煤岩基质渗透率恢复值87 %,满足转向压裂和堵水的性能要求。现场配制密度0.85~0.95 g/cm3、表观黏度40~60 mPa·s的绒囊流体80 m3。当绒囊流体成功封堵含水砂岩层和原缝后,再利用活性水进行压裂。排采结果表明,重复压裂后排水期和产气期的产水量分别降低79%和68%,而产气量提高44%,表明绒囊流体在郑3X井控水增产试验成功。绒囊流体具有良好的封堵能力和控水性能,能够实现水侵煤层气井堵水压裂一体化作业,提高煤层气开发效果。     

GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术

GX-3井2002年酸化投产,至2014年产量正常递减至5×104 m3/d,拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果,使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔,迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa,p H值2~7的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3%以下,原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 m Pa·s、动切力15~35 Pa的绒囊暂堵流体120 m3封堵原酸化高传导蚓孔,井口清水试压3MPa后注入盐酸6.5 m3,静置7 h后排残液。恢复生产后,产气量由5×104 m3/d提高到7×104 m3/d,表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化,不损伤原缝产气能力,并新增产量贡献层,为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。     

绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现"悬崖式"陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。     

暂堵转向压裂技术用暂堵剂研究新进展

暂堵转向压裂技术适用于不同地层条件下的储层改造,现已在国内取得广泛应用。根据不同作业地层的特点选择合适的暂堵剂暂封堵目的层内高渗孔道是该技术的关键,有必要加深对现有各类压裂用暂堵剂的认识以便在应用时能够做出正确选择,因此,结合压裂用暂堵剂的国内外研究现状,提出可从固体、液体、气体这三种不同的物质状态出发,根据压裂暂堵剂在实验条件下表观形态的不同将其分为固体暂堵剂、液体暂堵剂和泡沫暂堵剂,并分析了它们的暂堵机理、性能特点和适用范围,对其研究进展进行综述。     

碳酸盐岩缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律实验

溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间,且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上,采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验,通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测,探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响,并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明:岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件;不同水平应力差下,均能实现缝内暂堵转向,并且地应力差越小,裂缝形态越复杂,改造越范围越大;暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件,压裂液黏度过低时携砂能力差,形成的一次裂缝开度相对较小,易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。     

渤海某油田绒囊暂堵流体修井工艺

两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题,但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m,无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵;绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关,塑性黏度20~30 m Pa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/(m Pa·s)即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏,承压能力达25.64 MPa,表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181井气井全井筒段塞先导试验成功后,在渤海某油田A井储层段段塞封堵试用成功,表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。     

新型纤维暂堵转向酸压实验研究与应用

纤维暂堵酸压是针对存在天然裂缝或渗透率差异大的储层转向酸压的一种新工艺,其工艺的核心为暂堵纤维材料。为此,基于纤维暂堵转向原理,在实验分析的基础上,成功研制出了DF新型纤维材料:以有机聚合物为原料、独特工艺制造、并对表面进行特殊工艺处理的高强度有机聚合物可降解的单丝短纤维。理论研究和室内试验结果证明:①DF暂堵纤维能在裂缝或蚓孔处形成致密"滤网结构",增加酸液的流动阻力,达到暂堵和酸液转向的目的;②在清水中有好的分散性能,对酸液体系的原有性能无影响,并具有较好的可流动性;③在施工结束后随着地层温度的恢复,暂堵纤维在残酸中能彻底降解,对储层无污染、无伤害。DF暂堵纤维转向酸压目前已现场应用16口井,施工成功率达100%,其中有效增产井13口,有效率为81.2%,平均有效期超过193 d,增产效果显著。     

暂堵转向压裂裂缝扩展轨迹研究

暂堵转向压裂是提高初次压裂压后短期内高含水油井产量和采收率最有效的增产措施之一。在分析初次压裂裂缝诱导应力场和油井生产诱导应力场基础之上,提出了转向压裂裂缝扩展轨迹预测方法。对比分析轨迹预测方法预测结果和转向压裂微地震监测结果发现:受初次压裂裂缝诱导应力大小和油井生产时间的限制,转向压裂裂缝扩展轨迹并不沿垂直于初次压裂裂缝方向,而是以与初次压裂裂缝成一定夹角的方向延伸;较大的初始地应力差将使转向压裂裂缝在回到与初次压裂裂缝方向相平行方位的垂向穿透距离受限。该研究成果对暂堵转向压裂施工规模设计及压后效果分析具有一定指导意义。     

微地震监测技术在暂堵压裂工艺中的应用

暂堵压裂工艺在三叠系油藏的推广试验已取得实际成效,但各实施区块尚未针对性开展井下裂缝监测以明确压裂裂缝是否转向,导致该工艺的实施缺乏一定的技术支持和依据。对此,2015年在具有代表性的D1油藏实施井中微地震裂缝监测5口,笔者通过对测试资料的分析,详细描述了压裂过程中裂缝产状、形态、走向等裂缝参数,明确了通过暂堵压裂工艺能够实现裂缝转向、开启地层微裂缝,验证了通过控制堵剂投加时机来优化主向缝延伸规模的设想,最后对升压幅度、泵注程序等工艺参数针对性的提出了优化方向。该研究成果使暂堵压裂工艺在三叠系油藏的设计思路得到实践证实,对同类油藏暂堵压裂设计及现场实施具有较好的指导意义。     

普光气田碳酸盐岩储层暂堵转向酸压技术

普光气田主体气藏属超深层、高含硫、中孔、低渗透构造-岩性气藏,主要含气层为三叠系飞仙关组、二叠系长兴组,产出剖面显示部分层段未动用或动用率低。暂堵转向酸压技术可改善产气剖面,提高储层动用程度,普光气田拟采用该技术。目前微地震监测技术虽对暂堵压裂裂缝转向及其扩展规律进行了定量分析,但受信号干扰误差较大。本文应用真三轴模拟实验装置,采用与储层物性类似的露头岩心,加载与实际储层对应的三向应力,采用自主研发的可降解酸压暂堵剂和高温清洁转向酸体系进行酸压暂堵转向实验。由露头暂堵酸压实验可知,转向酸作为压裂液明显有利于复杂裂缝的形成,加入暂堵剂后,起裂压力增加了5~10 MPa,且明显有新裂缝出现,表明暂堵剂暂堵效果显著。由暂堵酸压现场试验可知:在暂堵剂进入储层阶段,暂堵剂最高暂堵压力为66.13 MPa,比未注入暂堵剂的最高施工压力高了近20 MPa,表明暂堵剂在不断压实并封堵高渗层;在转向酸进入储层阶段,施工压力波动明显,表明转向酸向低渗层转移并不断开启新裂缝,与前期露头岩心暂堵酸压实验结果类似,验证了暂堵转向酸压技术的可靠性。     

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...