宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田的应用

为了提高水平井裸眼滑套-封隔器完井、套管固井完井、桥塞分段多簇压裂等施工过程中分级压裂多缝封隔的可靠性,在实验室条件下对暂堵材料进行了分散性测试、降解性分析以及抗压破碎能力评价,并将宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田进行现场应用,取得了较好的转向效果。应用结果表明,采用宽带暂堵转向多缝压裂技术,减少了桥塞、封隔器相关的操作,减少了电缆入井次数,降低了施工风险,提高了施工效率;同时,利用压裂产生的多条裂缝或裂缝网络与气藏富含区域连通,增加了裂缝的长期导流能力,对比同区块水平段长度及钻遇条件相当的水平井,试气无阻流量提高21.1%,投产1年,平均单井累产气量增加3.24×106 m3。暂堵剂与纤维在气田储层温度在90~120℃范围内可实现10d以内完全降解,完全符合安全环保生产要求。     

苏里格气田水平井段内精细分簇压裂技术研究与应用

暂堵压裂作为一项实现封堵老缝、造新缝、增大泄流面积的关键技术,已成为长庆油田老井稳产、新井提产的主体技术,具有效率高、成本低、见效快等技术优势。借鉴油井直井、定向井暂堵转向压裂的技术优势,结合长庆苏里格气田水平井固井完井桥塞分段压裂工艺技术特点,开发一种满足长庆苏里格气田储层特点及工艺需求的自降解暂堵剂,形成水平井段内无工具精细分簇改造技术。通过对段内已改造簇的人工裂缝及缝口进行封堵,使井筒升压,开启新簇裂缝,且在新簇的改造过程中,暂堵材料必须保证足够的强度对已改造簇持续封堵,待单段改造结束后暂堵材料开始自降解,提高了簇的开启和改造程度,实现簇间暂堵无工具精细化改造的目的。该技术现场试验效果显著,测试无阻流量是常规直井、定向井的９倍左右,是水平井平均无阻流量的 ２倍以上,单井产量明显提高。     

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。     

宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田的应用

为了提高水平井裸眼滑套-封隔器完井、套管固井完井、桥塞分段多簇压裂等施工过程中分级压裂多缝封隔的可靠性,在实验室条件下对暂堵材料进行了分散性测试、降解性分析以及抗压破碎能力评价,并将宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田进行现场应用,取得了较好的转向效果。应用结果表明,采用宽带暂堵转向多缝压裂技术,减少了桥塞、封隔器相关的操作,减少了电缆入井次数,降低了施工风险,提高了施工效率;同时,利用压裂产生的多条裂缝或裂缝网络与气藏富含区域连通,增加了裂缝的长期导流能力,对比同区块水平段长度及钻遇条件相当的水平井,试气无阻流量提高21.1%,投产1年,平均单井累产气量增加3.24×106 m3。暂堵剂与纤维在气田储层温度在90~120℃范围内可实现10d以内完全降解,完全符合安全环保生产要求。      

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的关键,进而影响压裂井的改造效果。优选水基温控溶解型暂堵剂,综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数,形成了暂堵剂用量设计方法。现场共计应用了11口井37层,其中28层投放暂堵剂后等排量下压力上涨0.5~7.0 MPa,有效率达到75.7%,实现了缝内暂堵转向造缝网的目的,为后期致密储层改造提供了理论依据,实现了致密油气藏的有效动用。     

四川盆地页岩气储层暂堵转向压裂技术进展及发展建议

暂堵转向压裂技术是四川盆地页岩气藏高效开发的关键手段,但目前主要依靠现场经验施工。为进一步优化该地区暂堵转向压裂施工效果,分析了四川盆地页岩储层特征,回顾了暂堵转向压裂技术的应用历程,从暂堵材料、暂堵机理、裂缝转向机理、暂堵工艺及现场应用方面总结了该技术的主要进展,阐明了现场施工面临的挑战并提出了发展建议。微地震和产量测试结果表明,缝口暂堵转向压裂技术和缝端暂堵转向压裂技术对四川盆地页岩气藏压裂改造具有明显效果。页岩气藏常用的暂堵球和颗粒暂堵剂主要性能参数基本满足目前中浅层和部分深层页岩暂堵转向压裂要求,但施工过程中仍面临暂堵材料优选与施工参数优化缺乏理论支撑的问题和深层页岩气藏复杂储层条件的挑战,下一步应加强暂堵材料评价标准的制定,开展不同暂堵材料暂堵机理的研究,以及新暂堵材料的研发,为优化暂堵转向压裂施工参数、提升施工效果提供理论依据。     

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｡     

强变形暂堵转向压裂技术研究及应用

南堡x号构造火山碎屑岩天然裂缝发育,有利于复杂裂缝构建和提高体积压裂效果。针对暂堵转向压裂中暂堵不明显,有效性低的问题,优化暂堵材料,引入有机硅单体,胶束聚合了一种强变形凝胶,通过剪切、造粒、烘干和粉碎后得到不同粒径强变形可膨胀缝口（缝内）暂堵剂,并通过缩合反应,粉末型缝内暂堵剂在高温下自动固化成滤饼,提高缝内暂堵的可行性。通过室内实验优化得到簇间暂堵剂配比:变形粒子（5～6 mm）∶纤维∶粉末（100～200目）=5∶1∶1,最高突破压力为56.3 MPa,变形粒子具有可吸水膨胀和强弹性的优良特征,从而大幅提高应力转向的可能性;缝内暂堵剂为微米级的粉末,最高封堵强度达54 MPa。该体系成功试验于火山岩油气藏,不采用专用车组,未影响泵效和出现卡泵现象,现场顺利泵送,施工成功率达100%。试验井簇间暂堵升压明显,平均提高4～16 MPa,缝内暂堵平均升压2～4 MPa,通过压裂施工曲线和微地震监测表明暂堵转向有效性高。      

页岩气水平井投球暂堵压裂裂缝数模研究

在非均质性强、地应力差大的页岩气储层,常规段内多簇压裂工艺难以沟通储层中的天然裂缝形成复杂的水力裂缝网络.在四川盆地长宁、威远区块套管井试验了暂堵球分段压裂工艺,通过缩短簇间距、增大单段内的裂缝数目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.为进一歩明确页岩气水平井段内投球暂堵压裂后水力裂缝的扩...     

深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂的裂缝调控模拟

深层超深层页岩气井压裂时,受深部地层应力非均质性和“密簇”布缝的联合影响,多簇压裂中的水力裂缝难以同步起裂扩展,同时缝间强干扰作用加剧了裂缝非均衡延伸程度,矿场实践证实缝口暂堵压裂工艺可以有效调控多簇裂缝非均衡延伸,而构建深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂裂缝调控模拟方法,可提高暂堵工艺实施效果。为此,基于岩石力学、弹性力学、流体力学和裂缝扩展理论、水平井分簇压裂中流量分配方程和暂堵球封堵方程,建立了深层超深层页岩气缝口暂堵压裂的裂缝扩展模型及调控模拟方法,并以中石化川东南丁山—东溪构造深层页岩气井为例,模拟了暂堵压裂中暂堵球数量、暂堵次数和时机对暂堵调控的影响,分析了暂堵球对裂缝扩展形态和SRV展布影响。研究结果表明：(1)缝口暂堵可以显著促进多簇裂缝均衡延伸,模拟证实暂堵球数量、暂堵次数和暂堵时机对裂缝调控具有重要作用;(2)随暂堵球数量增多,缝网体积先增大后减小,存在最优暂堵球数量;(3)当暂堵次数较多,可提高暂堵转向工艺容错率,但需要适量增多暂堵球数量;(4)当暂堵时机适当时,各簇裂缝均衡扩展,缝网体积达到最大值。结论认为,该暂堵裂缝调控模拟方法对完善暂堵压裂优化设计、提高矿场...     

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。     

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。     

武隆区块常压页岩气水平井分段压裂技术

渝东南武隆区块页岩气储层水平应力差较大,高角度裂缝及层理缝发育, 难以形成复杂体积裂缝,低角度裂缝较难开启,裂缝转向难度大,同时储层为常压储层,要实现经济开发难度较大。为此,在分析武隆区块常压页岩气储层压裂改造技术难点的基础上,以提高裂缝的复杂程度、增大储层改造体积为目标,以滑溜水为压裂液,通过优化射孔簇间距、射孔簇长度和簇间暂堵,提高高应力差异系数下裂缝的复杂程度;采用连续加砂工艺和优化压裂规模,提高裂缝导流能力和保证裂缝在页岩气储层中延伸,形成了适用于武隆区块常压页岩气水平井的分段压裂技术, 并在隆页2HF井进行了现场试验,压裂后产气量达9.4×104 m3/d。分析隆页2HF井压裂资料发现,应用该技术可以提高裂缝复杂程度,形成网络裂缝,提高常压页岩气单井产量,从而实现常压页岩气的经济开发。      

井筒听诊器技术在川南页岩气田的应用研究

为了丰富页岩气压裂的评价手段,为现场提供辅助决策,实现压裂资源的有效配置,井筒听诊器技术应运而生。该技术是一种非干扰的实时监测技术,通过采集压裂施工过程中水击震荡变化而产生的压力波信号,可以在压裂过程中实时定量地诊断压裂改造进液点深度,并对段内单簇是否进液进行有效评价,从而确定射孔簇的改造情况,判断改造井段是否需要进行二次封隔措施或者调整改造规模。采用该技术在川南页岩气田开展了多次现场试验评价,通过在压裂阶段停泵实时监测进液位置,针对常规页岩气水平井和套变页岩气水平井,评价了暂堵转向压裂工艺效果以及机械桥塞封隔的有效性。该技术能有效指导暂堵转向压裂工艺参数优化,进一步实现压裂改造范围的最大化,也为压后效果评估提供技术支持,从而加强各工艺间的交叉验证,助推非常规油气储层增产改造工艺技术进步。     

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。      

吉木萨尔页岩油老井重复压裂技术研究与应用

新疆油田分公司吉木萨尔页岩油芦草沟组储层具有低孔低渗、边底水不发育、油层薄且层理面发育、油质稠等特征。前期通过裸眼封隔器完井分级压裂改造技术实现了部分单井新投高产,但对裸眼封隔器完井水平井的重复压裂改造缺乏有效工艺。针对以上问题,开展了多级暂堵重复压裂技术研究。通过对影响技术关键的暂堵剂进行实验研究,发现暂堵剂A具有抗压60 MPa以上、6天内溶解率在3%以下等优点。筛选出的暂堵剂A配套重复压裂工艺现场试验效果较好,典型井吉XXX_H实施井压后,自喷生产日产油量47.5 t。该技术打破了认为裸眼封隔器水平井不能重复压裂的传统观点,为国内外同类油藏和同类工艺提供了借鉴。 