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。     

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...     

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。      

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。     

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...     

依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂

暂堵剂阻止压裂液进入不希望进入的通道而成为油气井转向压裂的关键手段之一。目前零星报道的分类,不利于现场准确选择暂堵剂提高转向压裂成功率。200多篇文献调研的暂堵剂中,有的暂堵剂改变裂缝内压力分布,有的暂堵剂改变岩石力学参数,2种机制均能降低裂缝尖端的能量释放率,进而提高裂缝承压能力实现转向。这些暂堵机制皆因物质凝聚态不同所致。遂按凝聚态将暂堵剂分为固态、液-固态、液态等3大类23种,涵盖所有的暂堵剂,提高涵盖率17%,实现了全面覆盖;暂堵剂的密度、粒径、适用温度、解封时间、封堵压力和渗透率恢复值,关联压裂液的密度和排量、封堵孔径或缝宽、储层温度、焖井返排时间、储层应力状态及物性,提高了现场选择暂堵剂的针对性。依据物质凝聚态分类油气井用转向压裂暂堵剂,解决了目前分类方法无法涵盖全部产品、不利于现场准确选择的难题。     

基于三维扫描技术的页岩暂堵压裂物理模拟实验

页岩水力裂缝扩展形态及表征方法是评价暂堵压裂效果的基础,常规裂缝形态监测手段(如示踪剂法、声发射法)难以准确反映水力裂缝的起裂与扩展规律。因此,文中结合三维扫描技术,开展真三轴暂堵压裂物理模拟实验,研究不同排量下页岩暂堵压裂水力裂缝的起裂与扩展规律;通过获取裂缝体积与面积等参数,定量表征页岩暂堵压裂的裂缝网络复杂程度,从而评价压裂改造效果。结果表明,暂堵剂可有效促进页岩水力裂缝转向、分叉,以及多裂缝的形成,水力裂缝面曲率变化反映不同注液阶段暂堵剂的累积作用效果。不同排量下,页岩暂堵压裂的裂缝形态和裂缝网络复杂程度不同:小排量条件下,暂堵剂封堵初次裂缝,形成平行于初次裂缝的简单缝;大排量条件下,暂堵剂封堵初次裂缝,形成平行于初次裂缝并伴随天然裂缝张开的复杂缝。现场可通过增大排量提高暂堵剂在裂缝中的运移距离和封堵程度,增加远端天然裂缝的激活概率。     

页岩气藏暂堵转向压裂裂缝扩展规律模拟

暂堵转向压裂技术是提高非常规油气产能的重要方法之一,在非常规油气藏储层改造中已经得到了广泛应用。为进一步认识威远地区页岩气藏暂堵转向压裂裂缝扩展特征,文中通过真三轴大物模实验研究了暂堵转向压裂压力响应与岩样破裂形态,验证了暂堵产生复杂缝网结构的可行性,明确了在不同应力差条件下的暂堵后裂缝起裂规律;同时采用ABAQUS软件黏结单元模拟裂缝的起裂与扩展,研究了不同水平应力差、不同偏转角下暂堵转向压裂裂缝扩展规律。研究结果表明：水平应力差对初次裂缝与暂堵转向裂缝的开启与扩展均具有显著的影响,水平应力差越小时,一次和二次压裂时岩样的破裂压力就越大,岩样越不容易被压碎。裂缝扩展阻力的不断增加,提升了缝内净压力与裂缝宽度;相交缝二次扩展后开启的新裂缝与一次压裂夹角越小,新裂缝扩展效果越好。该研究对威远地区现场压裂和缝网形态预测具有一定的理论指导和借鉴意义。     

暂堵压裂在低渗透油田的研究与应用

针对低渗储层,裂缝侧向存在大量死油区、微裂缝和隔夹层发育等问题,通过向储层裂缝加入暂堵剂提高缝内净压力开启微裂缝,实现裂缝转向,并在纵向突破隔夹层的限制,更大程度地动用剩余油。经过多年研究和现场应用,暂堵压裂形成了缝口暂堵压裂、缝内暂堵压裂、多缝压裂和复合缝网压裂等4项工艺技术,现场大量试验和应用证明暂堵压裂可以达到很好的增油效果。     

顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术

为了解决顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏钻井过程中溢流和漏失同存的问题,保证钻井安全,分析了其溢流和漏失同存的原因,制定了首先暂堵裂缝阻止气体侵入井筒、然后在气体侵入井筒的情况下控制气体侵入量和上窜速度以保证钻井安全的技术思路,并将裂缝性气藏暂堵技术、控压钻井技术和高温气滞塞技术进行集成,形成了顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术。应用该关键技术时,先用裂缝性气藏暂堵技术阻止气体进入井筒;发现气体侵入井底时,用控压钻井技术控制气体侵入量;气体侵入井筒的情况下,用高温气滞塞技术降低气体上窜速度,保障钻井安全。顺北油气田在应用碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术后,解决了溢流和漏失同存的难题,提高了钻井速度,保证了钻井安全。      

顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术

顺北油气田一区超深裂缝性碳酸盐岩储层具有高温、高压和天然裂缝发育的特点,钻井过程中易发生漏失。为了解决地层漏失及漏失后带来的储层损害问题,基于岩石矿物组成、微观结构特征和损害因素等研究,提出了“钻井液性能控制+可酸溶暂堵体系”的储层保护对策,研制了主要由可酸溶纤维、可酸溶填充材料及弹性石墨组成的抗高温可酸溶暂堵体系。试验结果表明,该暂堵体系抗温180 ℃,酸溶率大于85.0%,渗透率恢复率大于87.0%,适用于缝宽1.0 mm以下的裂缝性储层。SHB1-10H井的现场试验表明,其目的层钻进中采用抗高温可酸溶暂堵技术后,储层保护效果明显,投产后产油量达到90.0 m3/d,较邻井产油量大幅提高,实现了“堵得住、解得开”,为类似油田的裂缝性储层高效钻进提供了一种新的技术途径。      

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现,采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100%,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果。研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。      

绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析

现场已用绒囊转向剂实施造缝转向,其转向力学机理尚未研究。室内利用7枚?25 mm致密砂岩天然岩心人工造缝模拟压裂后初始裂缝,选择其中3枚注入绒囊转向剂实施封堵,利用三轴试验机测量7枚岩心径向应力-应变曲线,计算绒囊转向剂封堵后岩心水平应力差值5.33MPa,相对未封堵岩心水平应力差值8.57 MPa下降37.81%。绒囊转向剂封堵后岩心脆性系数0.45降至0.16,下降64.44%。实验表明,利用绒囊转向剂封堵裂缝可提高岩石整体强度,降低岩石水平应力差,为重复压裂后新缝转向提供力学环境。室内以300 mm×300 mm×300 mm大尺寸岩心模拟地层,在真三轴压裂模拟系统中利用胍胶压裂形成初始裂缝后,注入绒囊转向剂实施暂堵,再注入胍胶模拟二次压裂。测试二次压裂破裂压力相对初次压裂升高约10 MPa,剖开岩心定性观察暂堵后二次压裂岩心中新缝与初始裂缝方向差异明显,未封堵岩心中新缝与初始裂缝方向重合。研究认为,绒囊转向剂通过提高含裂缝岩石破裂压力,降低地层水平应力差值,增大新缝起裂角度,促使裂缝转向。     

水力压裂暂堵转向栓塞体渗透率性评价装置研究

暂堵转向压裂技术已成为致密油气藏形成高导流能力复杂缝网以及老井重复改造重要增产措施之一。前人已对暂堵剂在裂缝中承压规律及铺置形态进行了研究,但对暂堵剂栓塞体渗透率性研究较少。文章自主设计和制造了一种可调缝孔的栓塞体渗透性评价装置,探究不同种类暂堵剂在封堵过程中对不同大小孔隙的封堵及承压规律;通过微观观察栓塞体形态,探究暂堵剂的运移及聚集规律,为暂堵剂性能、暂堵转向等研究提供实验参考。实验研究结果表明,良好封堵性能的暂堵栓塞体必须具有较低的渗透率,才能确保暂堵转向压裂液开启有效裂缝;组合暂堵剂与粉末暂堵剂形成了承压性能良好的暂堵栓塞体,而颗粒暂堵剂未能形成可承压的暂堵栓塞体;组合暂堵剂对中孔径模拟缝孔的封堵能力更强,而粉末暂堵剂对小孔径模拟缝孔的封堵能力更强;通过栓塞体形态观察可知组合暂堵剂聚集形态较为松散,而粉末暂堵剂聚集形态比较紧实,这是影响暂堵栓塞体形成长度主要原因。