绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸,致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液,在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝,使压力向垂直于井筒的方向传递,从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa,能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转;绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%,满足压后产气要求;φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s,满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3,采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中,施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间,表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现,太原组缝长155.7 m,缝高41.3 m;山西组缝长163.9 m,缝高47.5 m。因此,绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝,解决了煤岩储层造缝不理想的难题。      

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。     

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。     

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。     

柳林地区煤层压裂液伤害评价及应用

压裂增产技术是煤层气开发的重要手段之一。针对鄂尔多斯盆地柳林地区煤层具有储层压力低、渗透率低、孔隙度低和含气饱和度低以及煤层吸附性较强等特点,通过使用短岩心(暂堵)酸化流动仪进行了活性水压裂液、线性胶压裂液、冻胶压裂液和清洁压裂液对煤岩的柳林地区煤岩心渗透率伤害评价实验。实验结果表明,活性水对岩心渗透率的伤害程度最低,为9.82%,清洁压裂液的伤害程度为43.49%,冻胶破胶液压裂液的伤害程度为81%,线性胶压裂液的伤害程度为89.3%,对煤层伤害程度依次为:活性水清洁压裂液冻胶破胶液线性胶。使用优选出的活性水压裂液对现场实施压裂10口井,单井的最大砂比不超过30%,平均砂比15%左右,显示出活性水压裂液的携砂能力满足压裂施工要求,施工成功率接近100%。     

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。     

碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

煤层气绒囊钻井流体的防塌机理

尽管绒囊钻井流体已成功应用于煤层气钻井,但研究其防塌机理,事关其煤层封堵效果、封堵强度、封堵成本以及储 层伤害程度。为此,实验室对比测定了山西沁水盆地3 号煤岩柱塞单轴抗压强度、驱替Ø38 mm 煤岩柱塞的入口压力。对比注入 2% 氯化钾溶液、低固相聚合物钻井流体和绒囊钻井流体后煤岩柱塞强度的实验结果发现,仅绒囊钻井流体（3 组）的煤岩强度提 高38.46%;驱替压力对比结果显示,绒囊钻井流体在驱替压力为20.73 MPa、21.46 MPa 时不漏失,绒囊封堵后2% 氯化钾溶液在 驱替压力分别为24.79 MPa、25.64 MPa 时仍不漏失,绒囊钻井流体增大了流体进入地层的阻力。室内显微镜观察绒囊钻井流体封堵 60 ～ 80 目、80 ～ 100 目、100 ～ 120 目三种粒径煤岩岩屑的填砂管,结果发现：囊泡以堆积、拉抻、堵塞等方式封堵不同尺寸的 漏失通道并平铺渗流通道的入口端,形成“珠状毯”;囊泡的弹性、韧性吸收了钻具对井壁的冲击力,从而减轻了钻具造成的井壁 失稳。结论认为：煤层气绒囊钻井流体的主要防塌机理是提高煤岩强度、增大流体进入煤岩地层的阻力、缓冲钻具冲击力等。     

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。     

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。     

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。      

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。     

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。     

苏里格深部煤系致密气储层绒囊流体控水压裂

苏里格深部煤系致密气储层厚度较小,压裂过程中易沟通水层致使气井产水,因此在压裂深部煤系致密气藏同时需要实施控水。利用封堵性绒囊流体进行控水压裂,既可以提高产量又可以减少出水。对室内配制的绒囊流体开展评价实验,将绒囊流体分别与前置液、地层水等体积混合测试其配伍性,然后利用岩心驱替装置测试气、水突破绒囊封堵岩心基质和造缝岩心柱塞的突破压力,表征绒囊的增气堵水性能。发现绒囊流体与前置液和地层水分别混合后无沉淀生成,绒囊流体封堵含裂缝岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.02 MPa/cm、0.04 MPa/cm,绒囊流体封堵基质岩心的气、水的突破压力梯度分别为0.03 MPa/cm和0.2 MPa/cm,皆满足现场施工要求。在苏里格气田A、B两井实施控水压裂,两井在注入前置液造缝后分别泵入50 m3绒囊流体进行堵水,控水压裂后对比同层邻井161 d内平均日产量分别提高了13.71%和6.99%,邻井C、D两井分别泡排3次、63次,而A和B两井投产后无积液产生。研究认为利用绒囊流体在深部煤系致密气层进行控水压裂可以实现增气减水。     

临兴地区深部煤系天然气井试采过程绒囊流体控水效果室内评价

临兴地区深部煤系天然气井LX-Y井试采时实际产水82.97 m3/d,使用绒囊流体堵水作业4 d、试采8 d后,产气量达不到预期中止.堵水后,单位生产压差产水量降幅75.8％,日产气量由300 m3/d增至394 m3/d,增幅31.3％,现场评价绒囊流体堵水效果出现了分歧.为了解决这一争议,室内分别以临兴盒2储层基质...     

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。      

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。     

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。