煤层气井多次铺砂压裂工艺

沁水盆地高阶煤储层采用活性水压裂工艺后,直井平均单井日产量仅1 000 m3/d左右。理论分析和压裂监测统计表明,常规活性水压裂工艺存在压裂容易窜层和活性水携砂能力差、支撑距离短的弊端,制约了煤层的改造效果和单井产量的提升。为进一步提高煤层气井压裂改造效率,利用低黏液体携砂能力差、易形成砂堤的特性,提出煤层多次铺砂压裂工艺思路。以裂缝和砂堤为研究对象,根据物质平衡理论,建立了活性水多次铺砂压裂数学模型,同时优化压裂排量、液量和支撑剂粒径等工艺参数。现场试验结果表明,应用三次铺砂压裂工艺大大降低了煤层压窜的程度,压后单井平均日产气量达到2 223 m3/d,验证了三次铺砂数值计算模型指导现场施工的可行性。     

活性水携砂指进压裂的优化设计方法

针对以往常规加砂方式的局限性,提出了活性水携砂指进压裂技术,该技术利用活性水与交联冻胶黏度差异形成的“黏滞指进”效应,在正式加砂的前期采用活性水携砂,活性水携带的支撑剂会不同程度地悬浮在裂缝内的冻胶中而不沉降在缝底,既可降低对储层的伤害和压裂成本,又能获得理想的裂缝支撑剖面。长庆油田的A井和B井采用活性水携砂指进压裂技术进行了压裂施工并获得成功,与采用常规压裂技术的邻井相比,在物性变差的不利因素下,压后储层改造效果却相对较高。该压裂技术将会为长庆油田提高类似特低渗透油气田的压裂改造效果及稳产期,提供坚实的技术基础。      

沁南潘河煤层气田煤层气直井增产改造技术

〗沁水盆地南部潘河煤层气田3^#煤层和15^#煤层的煤阶属于无烟煤,储层具有低压、低孔隙度、低渗透率的特点,煤层气井压裂前基本不产气。水力加砂压裂是该地区进行煤层气勘探开发的关键技术之一。针对该区低压致密煤层气藏的储层地质特点,通过近年来的攻关研究和现场试验,提出了经对比后效果最佳的压裂工艺技术方案--氮气泡沫压裂,大大提高了压裂改造效果,初步形成了该地区低压致密煤层气藏压裂工艺体系。应用结果表明：无烟煤煤层气增产措施增产量排序为氮气泡沫压裂＞活性水加砂压裂＞清水+氮气压裂或清水压裂;在压裂正常的情况下,前置液量大、携砂液量大,总液量在400 m³以上的压裂增产效果更好。     

纤维滑溜水携砂技术研究及应用

体积压裂是非常规油气提高压后产量的有效手段，为降低储层和人工裂缝的伤害，体积压裂主体采用低黏滑溜水携砂，携砂距离受限，储量动用范围小。文章首次提出纤维临界结构浓度，即纤维形成的网络结构可让支撑剂沉降速度快速降低时对应的纤维浓度。低黏滑溜水中，加入纤维对液体黏度无明显影响；静态悬砂实验对比了纤维长度、支撑剂浓度对纤维临界结构浓度的影响，长度9、6、3 mm的纤维，其临界结构浓度分别为0.2%、0.4%、0.6%,支撑剂浓度对纤维临界结构浓度无影响。采用平板可视化实验装置，纤维加量0.3%,对比长度6 mm与3 mm纤维的动态携砂性能，6 mm纤维携砂性能较3 mm提升50%以上。在天然裂缝发育的页岩气井21-X井应用，全程低黏滑溜水纤维携砂，纤维加量0.2%～0.3%,施工压力平稳，有效降低天然裂缝段加砂难度，测试日产气量15.78×10⁴ m³(压力45 MPa),生产524 d,单位压降采气量是地质条件相当的21-Y井的2.43倍。纤维滑溜水携砂技术在页岩气推广应用7口井，平均单井压后产量较地质相当的邻井平均提升20%,实验和现场应用表明，...     

清洁压裂液在煤层气井压裂中的应用

陕西省韩城市地区煤层气井的主要目的煤层底界与奥灰系含水层的距离不足10 m,为了提高单井增产改造的效果,并最大程度地降低对煤层的伤害,选用清洁压裂液进行该地区煤层压裂。针对该地区煤层特点,室内试验对清洁压裂液配方及破胶剂进行了优选,对优选配方的流变性、携砂能力、滤失控制能力、对煤层的伤害性进行了评价,介绍了其现场应用情况。使用清洁压裂液在该地区压裂3口井8层,施工成功率为100%,其摩阻仅为活性水摩阻的38%,压裂井的日产气量是活性水压裂井的一倍以上。室内试验及应用结果表明,清洁压裂液对煤层中的粘土有良好的防膨效果,能够降低粘土膨胀对煤层的伤害;抗剪切能力强,在较低粘度下就具有良好的携砂能力,压裂时排量的选择空间较大,能够形成长的支撑裂缝;摩阻较低,可以降低施工时的水马力;配制简单,用液量少,便于缺水地区使用。     

川西地区自悬浮支撑剂加砂压裂技术先导试验

川西中浅层致密砂岩储层改造工艺中压裂液体系主要采用瓜胶有机硼交联体系,该体系存在配液过程相对复杂、破胶液无害化处理难度大、防膨及返排效果差、容易对地层产生二次污染等问题。为了简化施工工序、强化环境保护,针对自悬浮支撑剂能够较长时间悬浮于清水中实现清水携砂的特性,根据川西地区实际情况,确定清水压裂液配方为1.0%氯化钾+0.5%增效剂,完成了自悬浮支撑剂及其悬浮性能测试,优化了压裂主体工艺参数,确定在砂比低于15%时采用基液进行携砂,砂比大于等于15%时采用活性水携砂,最终形成了川西地区自悬浮支撑剂加砂压裂技术。在HP13-2井进行了先导试验,结果表明,该技术与常规压裂技术相比,具有自悬浮支撑剂在水中易膨胀悬浮、携砂效果好、破胶后残渣少、活性水防膨及返排效果好、现场施工工艺简单的优点,可以在致密气及页岩气的开发中逐步推广。     

煤层气井用新型活性水压裂液体系研究及应用

为解决常规活性水压裂液在煤层气储层压裂施工中存在水锁损害及煤粉沉积堵塞损害的问题,室内通过防膨剂、防水锁剂以及煤粉悬浮剂的优选及评价,研制了一种适合煤层气井的新型活性水压裂液体系,并对其性能进行了评价。结果表明,该压裂液体系的pH值、密度、表面张力、残渣含量以及对地层水的配伍性等性能指标均能满足行业标准的要求;与干燥煤样相比,经过新型活性水压裂液处理过的煤样对煤层气的解吸量影响不大,说明该压裂液体系具有良好的防水锁损害性能;当温度为60℃时,支撑剂在新型活性水压裂液体系中的沉降速度为0.795 mm/s,说明体系具有较好的携砂性能;另外,该压裂液体系对煤岩心的渗透率损害率小于15%,远小于常规胍胶压裂液的30%左右,具有良好的低损害特性。现场应用结果表明,5口煤层气井使用新型活性水压裂液施工后,日产气量均在1 000 m~3以上,取得了良好的压裂增产效果。     

不同进口位置下支撑剂铺置规律及其数值模拟研究

滑溜水压裂技术以大排量、大液量的方式向地层泵注携砂液,最终可以在压裂储层中形成填充有支撑剂的有效人工裂缝。通过对支撑剂颗粒进行受力分析,建立其沉降的速度公式,并结合固液两相流的运动机理,建立了支撑剂输送的数学模型。基于现有装置,研究了不同进口位置组合对滑溜水压裂液携砂运移规律的影响,并利用Fluent软件的欧拉模型对铺砂形态进行数值模拟。结果表明:Ⅰ-Ⅱ型进口组合最有利于主缝进口端的铺砂,支撑剂铺置率高,且砂堤平衡高度前缘距离较小。实验与模拟结果的吻合度高,可为压裂施工提供理论帮助。     

气井裂缝出砂临界产量模型研究及应用

长庆榆林气田上古压裂气井在生产过程中,不同程度裂缝出砂,造成了极大安全风险。不同气井,压裂施工参数及规模不同,其裂缝出砂临界产量就不相同。本文通过假设压裂裂缝中支撑剂堆积方式,取支撑剂为研究对象进行了受力分析,经过严格的数学推导,得出了气井裂缝发生破坏时,出砂临界产量与井底流压之间的关系,结合实际推导了气井裂缝出砂临界产量教学模型,并进行了应用计算。这些公式的推导,对搞清压裂气井裂缝出砂临界产量,实现压裂气井不采取防砂措施下的合理配产有着重要的指导意义。     

薄互层大型压裂组合加砂技术研究与应用

为实现薄互层大型压裂造支撑长缝和缝高有效支撑,提高压裂效果,研究应用了组合加砂技术。在分析裂缝宽度和流体密度对支撑剂运移趋势影响的基础上,得出了组合加砂的顺序为支撑剂粒径由小到大、密度由高到低。借助导流能力试验对比不同支撑剂比例组合,提出了组合加砂时增加大粒径、低密度支撑剂的比例来提高裂缝导流能力。该技术在长停井L3井进行了试验,先加入30/50目、密度1.75 kg/L的陶粒20 m3,再加入20/40目、密度1.60 kg/L的陶粒30 m3。压裂后净压力拟合分析表明,支撑缝长196.8 m,支撑缝高42.5 m,基本达到设计预期要求。该井压裂后初期平均产液量5.6 t/d,产油量3.2 t/d。现场施工表明,该技术能够实现造支撑长缝和缝高有效支撑,为类似薄互层大型压裂提供了技术参考。      

煤系烃源岩凝析气藏改造技术研究与应用

针对煤系烃源成藏的H凹陷凝析气藏部分储层与邻近煤层之间的隔层应力差较小、裂缝高度不易控制的改造难点,通过理论研究制定了用线性胶携带多级支撑剂段塞控制裂缝高度的工艺方法,改变以往采用下沉剂控制裂缝向下延伸的控缝高的技术思路。针对储层泥质含量较高易伤害的特点,优选了低浓度羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系,并在前置液阶段混5%~10%柴油进行乳化降滤,降低储层伤害。通过改变工艺措施和工作液方案,确保了加砂压裂施工成功率和压后效果。在H10井进行了先导性试验,分压3层,采用三级段塞加砂,单层最大加入20~40目陶粒支撑剂35 m3,砂浓度最高570 kg/m3（砂比35%）,平均砂浓度478 kg/m3（砂比27.5%）。3层压前无产量,压后返排率48%,合层试气求产日产天然气4×104 m3,凝析油0.4 t/d。井温测试和模拟分析表明,缝高、滤失和多裂缝均得到了有效控制。该井加砂压裂改造先导性试验的成功实施,为同类储层改造提供了借鉴。     

清洁压裂液在煤层气井压裂中的应用

清洁压裂液自1997年首次被斯伦贝谢公司研制出以来，已经在国内外油气井的压裂改造中取得了良好的效果。由于清洁压裂液易于彻底破胶、流变性好、携砂能力强，可以提高压裂规模且对地层伤害较小，中联煤层气有限责任公司在陕西省韩城地区选用清洁压裂液对煤层进行了压裂试验，共压裂3口井、8层煤层，施工成功率100%，并取得了良好的压裂效果，压完后的火把高度2～4 m，平均砂比均在30%以上，最高单层加砂68 m³，压后放喷液显示完全破胶（未添加任何破胶剂），放喷初期黏度一般低于10 mPa·s，放喷4 ｈ后黏度均低于5 mPa·s。此次清洁压裂液成功应用于煤层压裂改造在国内外尚属首次，为大规模改造煤层同时尽量降低煤层伤害提供了一条新的途径，文章对清洁压裂液及煤层特点所做的室内研究情况及现场应用情况进行了详细的介绍。     

支撑剂在超临界二氧化碳中的跟随性计算

超临界二氧化碳作为一种新型压裂液,是目前国内外的研究热点,但其携砂机理尚不明确,成为制约该项技术的关键问题之一。将跟随性的概念引入压裂液携砂研究,以支撑剂水平速度和压裂液水平流速的比值来表征支撑剂的跟随性或压裂液的携砂性能,并以跟随性为标准,对超临界二氧化碳的水平携砂性能进行了评价。在经典BBO方程的基础上,改进了拖曳力的表达式,联立拖曳力系数辅助方程组,建立了支撑剂在超临界二氧化碳中的跟随性计算模型,为评价和优化超临界二氧化碳输送支撑剂提供了理论依据。采用自主研发的实验设备,通过跟随性实验对该模型进行了检验,并采用模型进行了支撑剂在超临界二氧化碳中跟随性的影响因素分析。研究结果表明,在常用密度范围内,支撑剂密度对跟随性的影响不大,该数值分析结论与以往学者的实验研究结果相一致。此外,对比了砂粒在超临界二氧化碳、滑溜水以及空气中的跟随性,超临界二氧化碳的高密度特性对其携砂性能的影响大于低黏度特性对其携砂性能的影响,两者综合作用导致其携砂性能远高于空气,小于并接近滑溜水的携砂性能,特别是在较高流速下,超临界二氧化碳的水平携砂性能与滑溜水相当。     

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短,难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题,进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析,利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上,优化压裂方式和工艺参数,解决见油周期长的问题,最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段,提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明,同比相同物性的直井,水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%,日产油提高47.4%,有效期提高25%,为同类油气藏开发提供借鉴。     

超临界CO2压裂缝内支撑剂运移规律

为了优化超临界CO₂压裂工艺技术和施工参数,考虑超临界CO₂压裂液中支撑剂颗粒之间相互作用,采用欧拉-拉格朗日方法中的多相质点网格方法,建立超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移数学模型,通过室内水力压裂支撑剂运移物模实验验证模型准确性,进行超临界CO₂压裂缝内支撑剂运移规律计算和分析。研究表明:未增黏CO₂由于黏度低,携砂效果极差,优化其他参数对携砂效果影响不大;CO₂黏度增加到2.5 mPa·s即可有效提高携砂效果,采用超轻支撑剂与细尺寸颗粒组合,携砂效果与增黏到10 mPa·s效果相差不大;优化支撑剂密度比尺寸对携砂效果提高更为明显;增大排量可以提高携砂效果,但排量继续增大,其携砂效果变化较小;流体滤失对CO₂携砂效果影响变化不大。该研究为解决CO₂携砂性能差的问题提供了技术支撑,对超临界CO₂压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。      

低渗低温水敏性浅层气藏压裂优化技术研究

低渗低温水敏性浅层气藏因其具有低温、水敏性强、成岩作用差、胶结疏松、水力裂缝形态不确定等一系列不利压裂改造与增产的因素，其改造技术与增产难度不亚于深井、超深井，故限制了其储量的高效动用。针对这些难题进行了技术攻关，形成了4项技术：弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术；有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术；大粒径支撑剂尾追与高砂比施工的防支撑剂嵌入高导流技术；浅层、疏松性气藏压裂全程保护与压后放喷排液管理技术。吐哈鄯勒浅层气藏勒9-1井应用该技术进行先导性压裂试验取得成功，加砂53.1 m³,最高砂液比60%，平均砂液比39.2%。压后立即用3 mm油嘴控制放喷、排液50.0 m³取得的返排液样品，测试其破胶水化液粘度为5.1 mPa·s。压后气产量从压前4633 m³/d提高到稳定的2.75×10⁴m³/d，无阻流量5.76×10⁴m³/d。该井压裂的成功，说明了低渗低温水敏性浅层气层压裂优化技术的适用性，并使鄯勒浅层气藏的低渗难动用储量有效动用有了技术保证。     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

松辽盆地南部致密气藏低伤害大型压裂改造技术研究与试验

松辽盆地南部深层致密气藏具有岩性多变、低孔、特低渗、埋藏深、杨氏模量高、压力高、温度高等特点,压裂改造的主要难点是加砂规模小、施工砂液比低,且易发生早期脱砂现象,使压裂改造效果一直难以获得突破。为此,研究了一种新的低伤害大型压裂技术,力求实现低伤害、深穿透、高导流的目标。其要点包括压前储层精细评价、耐高温耐剪切的低伤害压裂液体系、小粒径为主的高强度组合粒径支撑剂、压裂多级优化设计、螺旋式及段塞式加砂程序设计、新型压裂施工配套技术等。?两年9井次现场试验,成功率由以往的50%提高到80%以上,最高加砂量达90 m3,打开了松南盆地南部深层致密气藏的勘探局面,为今后的经济有效开发提供了重要的技术支撑。     

深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4～20.56×10~4 m~3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。