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。      

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。     

微地震监测技术在吐哈油田西山窑油藏蓄能压裂中的应用

西山窑油藏低孔特低渗储层开发过程中产能低、稳产差,采用大液量施工、补充地层能量、提高地层压力的蓄能压裂工艺方法,以达到扩大储层改造体积、增加流体渗流通道的目的;同时加入暂堵剂对天然裂缝及人工裂缝进行暂堵,迫使裂缝转向,避免单一主裂缝沿高渗通道延伸。蓄能压裂工艺方法是致密油储层改造的新探索,需要准确的压裂效果评价技术,微地震监测技术被广泛用于致密油气储层改造效果评价,具有实时性、准确性的特点,可以评价蓄能压裂工艺改造效果。对致密油储层三口井压裂微地震监测实例进行分析研究表明,微地震监测可以有效识别压裂中天然裂缝影响、评价蓄能压裂工艺储层改造以及暂堵转向工艺效果。     

安83区页岩油水平井大规模蓄能体积压裂技术

安83区页岩油储层致密,能量补充效果差,早期提高单井产量措施未能获得预期的开发效果.根据前期注水补能探索及重复压裂试验认识,在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上,研究了极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺,不仅提高了裂缝复杂程度,同时优化闷井时间,形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术.现场试验结果表明,应...     

水平井压裂裂缝起裂及延伸规律模拟实验研究

应用水平井多级压裂技术对油气储层进行体积压裂缝网改造,已经广泛应用于非常规油气资源开采中,但较少研究水平井井筒走向与地应力方位的关系对压裂裂缝起裂及延伸的影响,以及主应力差对裂缝复杂程度的影响等问题研究。根据现场水平井压裂施工要求,通过物模压裂实验模拟了低孔低渗砂泥岩地层水平井在裸眼完井与套管射孔完井2种完井方式下,主应力差为10MPa和4MPa,水平井井筒方位角分别为0、30、45、60、90°时的裂缝起裂和延伸规律。结果表明：主应力差对裂缝起裂影响很大,应力差越小起裂压力越高,裂缝起裂和延伸越复杂;裂缝沿井筒轴向起裂,在井筒两端裂缝最终转向垂直于最小水平主应力方向延伸;水平段井筒沿最小水平主应力方向时,压裂能够形成横断缝。该研究对理解不同方位角的水平井压裂裂缝的起裂及裂缝延伸规律具有重要意义。     

大规模缝内转向压裂技术研究与试验

海拉尔盆地断块多、储层低渗透、物性条件复杂,由于非均质性强导致井网条件下常规压裂单一裂缝效果差。以完善注采关系和形成有效驱动体系为目标,基于对复杂岩性储层应力场变化规律的认识,研究了缝内转向形成多裂缝机理。通过优化转向裂缝条数与尺寸,应用缝内暂堵工艺方法,形成了大规模缝内转向压裂技术。该技术主要特点是能够扩大裂缝与油藏的接触面积,增大井筒与地层的连通能力,增强压裂效果。现场试验井压后平均单井增油6.6 t/d,同时水井降压增注效果明显,形成了完善的注采关系。     

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...     

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...     

南堡凹陷裂缝储层压裂技术研究

南堡凹陷裂缝储层有天然裂缝发育、含油井段长、油层层数多、低孔低渗、非均质性强的特点,为了解决储层开采难度大、压裂改造效果差的难题,以"主缝+缝网"改造模式为主体思路,以增加裂缝储层的改造体积进而增加单井产量为目的,研发了抗高剪切压裂液、特效返排技术,采用了集成创新技术,确定了试验井压裂改造技术工艺,形成了适用于南堡凹陷裂缝储层压裂改造技术。经过现场应用,结果表明该技术有效提高了单井产量,改善了压裂效果。     

水平井多裂缝压裂改造技术在苏里格气田的应用

针对苏里格储层的超低渗特点,提出了通过压裂改造形成主裂缝与次生裂缝相结合的裂缝系统的储层改造思路。通过采用暂堵剂实现缝内暂堵压裂,裂缝监测结果表明运用多裂缝压裂工艺能够在压裂过程中形成多裂缝,在4口井的现场应用中取得了良好的增产效果。     

致密油水平井中低温可降解暂堵剂研发与性能评价

水平井分段多簇体积压裂推动了非常规油气藏开发的技术革命,暂堵压裂通过开启复杂缝网提高改造体积成为致密油提高单井产量的重要技术手段。鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,具有低渗、低压、低丰度特点,目前使用的暂堵剂在致密油水平井储层改造过程中承压差、难降解、储层伤害大,实施效果不理想。根据该盆地致密油储层特征和工艺改造需求,通过生物可降解脂肪族聚内酯合成与生物小分子降解促进剂优选,开发了一种中低温可降解暂堵剂。室内性能评价表明,暂堵剂相对密度适中,具有良好的热稳定性、机械力学性能、封堵性能、降解性能。现场矿藏试验暂堵转向效果良好,改造体积明显提高,在致密油水平井分段多簇体积压裂中表现出良好的适用性,为非常规油气藏高效开发积累了宝贵经验。     

鄂尔多斯盆地安83区块致密油藏老井暂堵混合水体积压裂技术

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,近年来体积压裂技术的进步使该类油藏的单井产量大幅提高,但早期开发的长庆油区安83区块采用常规压裂技术开发,单井产量低,开发效益差。为提高该类型油藏的开发效果,通过分析安83区块致密油藏特征以及开发动态,提出体积压裂技术的研究思路;利用研究区岩石力学、地应力测试及天然裂缝的相关数据,研究实现复杂裂缝网络系统的缝内净压力条件,建立动态裂缝宽度随时间和排量变化图版,并进行暂堵时机、泵注排量和暂堵剂优选等方面的研究,形成缝端暂堵、缝内多级暂堵和大排量、低砂比、大液量滑溜水低粘度液体体系的老井暂堵混合水体积压裂技术。应用效果表明,该技术有效地提高了缝内净压力,在裂缝侧向形成复杂的裂缝网络系统,提高裂缝与基质的接触体积,扩大了侧向剩余油的动用程度;在安83区块C7致密油藏应用100余口井,平均单井产量较压裂前提高4~5倍,有效地改善了安83区块的开发效果。     

段内暂堵转向缝网压裂技术在页岩气水平复杂井段的应用

段内缝网压裂施工过程中投送暂堵剂,在高渗透带形成滤饼桥堵,促使新缝的产生和增加单缝的复杂程度,最终在水平段内形成缝网,提高储层的动用程度。页岩储层岩性致密,具有非均质性强的特点,在井筒变形、完井工具入井困难的情况下,常规的分段压裂改造技术无法实施,应用段内暂堵转向缝网压裂技术可以实现复杂井段储层的改造,提高储层的动用程度。     

地面微地震监测技术在五宝浅006-1-H1井加砂压裂改造中的应用

在天然气开发过程中,压裂工艺是增产提效的关键措施,压裂产生的裂缝和压裂规模是评价压裂效果的参考依据,常规电位法压裂监测技术不能完全监测裂缝的长度﹑高度﹑宽度和方位角,而地面微地震监测技术能较好地解决上述问题。在五宝浅006-1-H1井加砂压裂改造中：(1)通过微地震事件分布位置、数量关系及响应特征,及时优化调整压裂施工参数;(2)通过微地震事件点评价暂堵转向工艺应用效果和不同暂堵剂暂堵效果。应用结果表明：(1)在地面微地震监测指导下,五宝浅006-1-H1井本井压裂造缝效果明显,裂缝平均延伸长度约为369 m,井筒西侧裂缝延伸平均长度约140 m,东侧延伸平均长度约220 m,整体东侧延伸大于西侧;(2)压裂改造效果较好,不含天然缝储层改造体积约2 778×10⁴m³,含天然裂缝储层改造体积约为4 254×10⁴m³,井筒东侧较西侧改造更充分。     

超低渗透油藏五点井网水平井无阻重复压裂技术研究与应用

五点水平井注采井网＋分段压裂开发有效提高了鄂尔多斯盆地超低渗透油藏初期单井产量,但受裂
缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难等因素影响,长期生产产量递减较大。文中基于五点井网剩余油
和压力场分布规律,以缩短地层流体渗流距离、减小渗流阻力小为目的,从增加储层改造体积、裂缝与油藏接触面
积、复杂缝网导流能力和区域地层能量水平四个方面出发,形成了水平井“中高排量注入、近井筒＋裂缝远端二级
暂堵、组合粒径支撑剂、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段重复压裂模式,优化施工排量为５～６ｍ^３／ｍｉｎ,近井筒
缝口４～６ｍｍ暂堵剂一级封堵、裂缝端部２～３ｍｍ暂堵剂二级桥堵来提高净压力,单井液量为５０００～６０００ｍ^３,分
段压后关井扩压１～１．５ｄ。该技术在华庆长６超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,４口试验井与常规
重复压裂相比,提高单井产量５０％～７０％,对其他油田的非常规储层提高老井单井产量有一定的借鉴意义。     

深层致密砂岩气藏复合转向体积酸压技术

库车前陆区天然裂缝发育、储层较厚,但由于储层致密以及钻完井液漏失严重,导致单井自然产量较低,为提高单井产能,提出了缝网体积酸压改造技术。基于天然裂缝剪切激活的临界净压力准则,研究发现了高水平应力差下优势方位天然裂缝易被激活的规律;酸岩反应实验结果表明,含氟缓速酸液可有效溶解缝内钙质充填物、钻完井液固相颗粒及刻蚀裂缝壁面,提高裂缝导流能力,证实了该区具备通过酸岩反应获得复杂缝网导流能力的物质基础。缝口和孔眼暂堵可使井筒憋压,迫使裂缝转向,提高纵向改造动用程度。现场多次试验,压后增产效果显著,证实了纤维球和/或颗粒纵向转层和缝内转向工艺在库车低孔裂缝性气藏的适用性。     

页岩油储层径向井立体压裂产能预测模型研究

页岩储层页理发育,常规水平井体积压裂纵向穿层能力不足导致改造程度受限。本文根据径向井立体压裂开发页岩油新思路,给出了径向井立体压裂的缝网形态描述方法,建立了页岩油三维基质—裂缝—井筒跨尺度流动模型,对比分析了水平井压裂和径向井立体压裂2种开发模式下的页岩油产能,研究了天然裂缝对页岩油产能的影响。结果表明：径向井立体压裂可打破裂缝层高限制,增强了储层改造效果,径向井层数和主井数越大,产能越高。以松辽盆地古龙页岩油藏为例,有天然裂缝条件下3井3层4分支径向井立体压裂缝网直接相交的水力裂缝是水平井压裂的1.35倍,第三年产油速率和总产油量均为水平井压裂的2.2倍以上,研究结果可为径向井立体压裂高效开发页岩油提供理论依据。     

暂堵压裂造多缝工艺技术在姬塬油田的研究与应用

姬塬油田属超低渗储层,随着开发时间的延长、采出程度的增大、剖面矛盾的加剧,油藏含水上升速度加快。低产低效井和高含水井已是制约姬塬油田剩余油挖潜的主要因素。近年来通过酸化、水力压裂、补孔改层等重复改造措施,恢复油井产能,其中常规水力压裂改造工艺占比最大。但常规水力压裂改造措施含水上升风险大,不能有效控制缝长、造多缝,因此不能有效挖潜剩余油。本文,首先从裂缝转向机理及姬塬油田油藏地应力适应性分析出发,得出可实现裂缝转向形成复杂缝网的方法;其次分析姬塬油田暂堵工艺不同模式的适应性及裂缝扩展特征;最后现场试验表明暂堵压裂重复造多缝技术能有效抑制含水的上升,提高单井产能,对姬塬油田剩余油有效的开采具有重大意义。     

暂堵压裂技术在坪北油田的研究应用

文章通过对坪北油田三叠系延长组C62、C61和C4＋52主要含油层位地应力大小及方位特征、裂逢开启与延伸条件、暂堵剂评选及配套技术等方面研究,提出了缝内桥堵主裂缝通道,促使裂缝净压力升高,从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝,增大油层泄流面积的暂堵压裂增产技术思路。2004～2005年现场应用11井次,工艺成功率91％,有效率81．8％,累计增油3058t,投入产出比1：9。暂堵压裂技术的应用旨在为进一步提高坪北特低渗油藏采收率探索一条新途径。     

复杂岩性储层压裂技术研究

海拉尔盆地断块多、储集类型多、储层低渗透,物性条件复杂、敏感性强,常规压裂效果差,同时受井网与压裂施工成本的限制,无法采用大规模压裂。为此,需扩大裂缝与油藏的接触面积,提高单井产量,才能提高压裂效果。基于对储层岩性复杂程度的准确认识,使用全缝长裂缝形态模拟来优化压裂设计,通过应用可降解纤维+高浓度陶粒缝内暂堵的工艺方法形成了多分支裂缝压裂技术。现场试验 14 井次,压裂后平均单井增油 3.8t/d,同时采用多分支缝压裂技术的重复压裂井压裂后产量达到 7.0t/d,超过初次常规压裂产量4.5t/d,效果明显。