海南福山复杂断块储层压裂技术研究

为了解决海南福山凹陷油气井压裂施工成功率低、增产效果不明显,难以进行经济有效开采的技术难题,分析了复杂断块储层的特点,并结合以往油气井压前压后生产动态分析,建立了储层分类标准和改造选井选层标准,形成了针对大跨度多段射孔的斜井薄互层全剖面动用压裂技术、针对多段射孔、且近水层油气井的"前置液投球分层+变排量控缝高"、针对近水层储层的"人工隔层+变排量"控缝高和"探断层压裂"等组合压裂技术,实现了适应储层与油气井特点的"一井一层一工艺"。现场应用17口井,都取得了显著的压裂效果,压裂成功率由不足80%提高到95%,施工有效率由不足75%提高到94.1%。为指导该区块压裂方案设计及现场实施提供了依据。     

东胜气田锦30井区变黏压裂液体积压裂技术

东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏,储层非均质性强,长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究,明确了形成复杂缝网的主控因素,并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明:锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小,低黏液和大排量施工易形成复杂缝;施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时,压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井,压后平均产量1.85×104 m3/d,较长缝压裂提高68.2%,证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性,可进一步推广。     

砂岩气藏压裂裂缝高度影响因素分析

S气藏在压裂过程中缝高扩展较快,致使缝长偏短甚至发生砂堵,严重影响压裂效果.在建立裂缝三维延伸数学模型的基础上,对裂缝高度影响因素进行了正交试验分析.考虑施工排量、隔层应力差、压裂液粘度、杨氏模量、渗透率等5个参数,编制了正交方案.对影响S气藏压裂裂缝高度的因素进行了直观分析,得到了地层及施工参数等对缝高影响的主次关系依次为:隔层应力差→压裂液粘度→施工排量→杨氏模量→渗透率,对于S气藏控制缝高压裂设计具有直接指导意义.     

低渗油田水力压裂控缝因素FracproPT模拟分析

油气井进行水力压裂时,针对影响裂缝高度的因素,选用合理的控缝措施显得尤为重要。本文针对西北某油田,选用合理的参数进行了正交实验,对射孔段厚度、排量、应力差、杨氏模量、断裂韧性和压裂液粘度这六个影响缝高的因素利用FracproPT压裂模拟软件进行了模拟分析,得出了其影响规律,并针对此规律对该区块压裂改造施工给出了相应的控缝措施。在对该区块压裂施工参数优化模拟中,通过运用百目砂间隔注入形成人工隔层和变排量加砂技术,成功的控制了压裂裂缝的高度。     

水平井压裂缝缝高影响因素及控制方法研究

为将裂缝高度控制在油气层内,研究了岩石物质特性、施工参数、地层应力差和其他作业条件对缝高的影响.研究表明,产层和隔层的水平地应力差对裂缝垂向延伸影响非常显著,断裂韧性对缝高影响不大,施工排量明显影响裂缝尺寸,同时总结出控制裂缝缝高的3种方法:即人工隔层控制缝高、利用施工排量来控制缝高、利用压裂液黏度和密度控制缝高.采用倍数法和计算法对胜利油田梁8-平1井进行了产能预测.现场应用结果显示,压裂施工采用人工隔层控制缝高技术取得了明显效果.     

福山油田复杂断块油气藏压裂砂堵原因分析及对策

福山油田属于低孔隙度、低渗透率复杂断块油气藏,通过压裂改造取得了高效开发的显著效果,但是压裂过程中部分井出现砂堵,不仅影响压裂效果还造成了严重的经济损失。针对福山油田压裂施工井的砂堵情况,结合储集层地质特点、压裂设计、测井曲线、压裂施工曲线对产生砂堵的具体原因进行分析,得出储集层泥质含量高、塑性强,斜井、多射孔段近井筒地带易形成多裂缝,井眼距断层近、滤失量变化大,以及压裂目的层与上下隔层地应力差值小、缝高失控是导致福山油田复杂断块油气藏砂堵的主要原因。为减少压裂施工过程中的砂堵现象,提高压裂施工成功率,提出了解决福山油田断块储集层砂堵问题的技术措施,即:以30~50目与20~40目支撑剂粒径组合加入,多级段塞打磨降低多裂缝影响,优化射孔及控缝高和探断层加砂压裂技术。该油田7口井13层压裂施工表明,仅有1层发生砂堵,效果较好。     

组合控底技术在X区火山岩裂缝储层中的应用

对于基本无应力和岩性遮挡的火山岩裂缝储层,为了控制改造时水力裂缝向下过度延伸,提高改造效果,研究了粉陶在不同压裂液黏度中沉降速度、压裂液黏度和缝高的关系、不同排量与缝高的关系以及控底最优粉陶段塞量。结果表明,前置液阶段合理采用多段塞、变黏度、变排量组合技术,压裂过程中环空套压会持续缓慢上升,压后测井温显示储层进液深度范围较窄。可见组合控底技术达到较好的控底作用。     

耐高温超低浓度瓜胶压裂液体系研究与应用

中国石油海南福山探区某油田复杂断块凝析油气藏具有断块结构复杂、储集层非均质性强、层间可对比性差、薄互层发育、油气水关系复杂、地层温度高等特点,采用常规压裂液体系对储集层压裂改造效果不明显。为提高压裂效果而研发的耐高温性能好、携砂能力强、破胶彻底、对储集层损害小、成本低的超低浓度瓜胶压裂液体系,其稠化剂使用质量浓度为3.5~5kg/m3,较常规瓜胶用量降低30%~50%,耐温能力最高可达150℃,液体残渣含量较相同温度常规体系配方降低30%~40%,解决了高温凝析油气藏深井压裂加砂困难、压后液体返排率低、对储集层损害大的难题。现场应用表明,该压裂液体系对储集层压裂改造增产效果明显。     

榆林气田压裂裂缝高度影响因素正交试验分析

通过对榆林气田施工生产资料的分析,认为榆林气田有必要进行控制裂缝高度压裂设计。因此,文章在建立裂缝三维延伸数学模型的基础上,针对榆林气田的实际情况选取了施工排量、隔层应力差、压裂液粘度、杨氏模量、滤失系数等5个缝高影响参数,编制了正交试验方案,对榆林气田缝高影响因素进行了正交分析,得到了地层及施工等参数对缝高影响的主次关系,依次为隔层应力差、压裂液粘度、施工排量、杨氏模量、滤失系数。文章对于榆林气田控制缝高压裂设计具有指导意义。     

大牛地气田薄储层控缝高压裂工艺技术

大牛地气田薄储层压裂井缝高失控严重,裂缝内有效支撑效率在50％以下,支撑剂利用率较低,影响裂缝导流能力和压后产量.针对此难题,文中开展了大牛地气田薄储层控缝高压裂工艺技术研究及应用.研究结果表明:通过改变排量和压裂液黏度,可以有效控制裂缝延伸.中黏、低黏压裂液在提高缝长方面具有明显优势,但低黏压裂液容易形成较窄的缝宽,...     

特低渗厚油层多级加砂压裂工艺试验

对于厚度大且层内无明显隔夹层的油层,采用常规压裂工艺改造因支撑剂沉降难以实现油层纵向上的充分动用,纵向延伸过度难以实现造长缝。为改善其压裂改造效果,借鉴下沉剂控缝高压裂原理,从注入级数、压裂规模、注入排量等参数优化着手研究,试验形成了一种多级加砂压裂工艺。该工艺是将总支撑剂量通过多级注入进行铺置,依靠上一级压裂形成的支撑剂砂堤提供应力遮挡改变后续混砂液流向,进一步增加裂缝长度和支撑缝高,从而扩大有效泄油面积。2年来,在华庆油田L油层累计试验242井次,平均单井日增油0.4～1.8t,对特低渗厚油层有较好的增产效果。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明,盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的,优化了与注采井网相适配的施工参数,结果表明,实现体积压裂的排量为4~8 m3/min,单段砂量40~80 m3,入地液量300~700 m3,并形成了"低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入"的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响,结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右,且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验,水平井单井初期产量达到8~10 t/d,第1年累计产油量达2 000 t左右,且无裂缝性见水井,证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发,采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

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     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

杨税务潜山高温油气藏勘探突破的关键井筒技术

杨税务潜山是冀中坳陷重点勘探区域,具有良好的勘探前景。AT1x井是该区域的一口风险探井,完钻井深5 496 m,储层温度超过180 ℃,钻遇地层岩性复杂,井筒作业面临钻井提速难、井壁防塌难、储层评价难、储层改造难等一系列问题。为此针对高温潜山油藏勘探开发的关键井筒技术进行了攻关:在电镜扫描发现裂缝的基础上,在KCl复合盐钻井液中加入聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂,钻井液封堵能力提高,平均井径扩大率小于10%;优选出PDC钻头及其配套提速工具,平均机械钻速由可对比井的1.94 m/h提高到4.11 m/h;采用常规+成像+偶极声波远探测的一体化配套测井技术系列,实现了由井筒到井旁缝洞体精细刻画,为储层评价及压裂选层提供了依据;研发了“深度沟通裂缝和储层体积改造”相结合的高温裂缝型碳酸盐岩储层体积酸压改造技术。AT1井酸压后试油日产气41×104 m3、日产油71 m3,实现了冀中北部深潜山勘探的新突破。上述技术有效解决了冀中坳陷杨税务潜山开发井筒难题,也为高温深井裂缝性油藏开发提供了可选择的技术。     

郑庄区块煤层气低产井增产技术研究

山西沁水盆地郑庄区块经过多年开发,目前已初具规模。但是随着排采持续进行,部分生产井产量已经呈现明显下滑的态势。针对低产原因,从地质构造（断层、陷落柱）以及工程施工（压裂液、压裂参数）2个方面对排采井低产原因进行深入分析,提出现场施工采用活性水压裂液以及采用变排量施工工艺,尤其针对埋深大、渗透率极低的低产井提出“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺,确保储层改造达到预期的效果。由于煤层堵塞导致生产井产量下降,建议采用解堵性二次水力压裂改造措施,并且在郑庄区块首次实施微生物解堵的实验性措施,探索了该技术在郑庄区块低产井治理中的有效性。     

致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用

针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明：压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。     

盐间页岩油体积压裂技术研究与实践

盐间页岩油储层存在上下盐岩蠕变特征不清,压裂过程中易受上下塑性盐岩干扰;储层岩性组分多、敏感性复杂、孔隙连通性差,储层中可溶盐的溶解规律不清楚等特点.储层特点对体积压裂技术提出了较高要求,为寻求盐间页岩油高效开发手段,在潜江凹陷古近系盐间页岩油油藏的BYY1HF井试验采用CO2增能复合压裂、耐酸压裂液加砂技术、密切割强...     

哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验

中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏,在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中,受边底水影响,改造规模有限;储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀;杨氏模量低,应力隔层遮挡能力较差,不利于缝长的延伸和缝高的控制;酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排.数值模拟和实验结果表明:针对储层特点,...