洛带气田多层系低压气藏压裂工艺技术研究及应用

洛带气田蓬莱镇组气藏储层具有储层敏感性强、压力低、层多但单层薄、储量丰度低等特征,采用常规压裂工艺储层伤害大、压裂液返排率低,压裂效果不好。 针对储层特征,攻关形成了以“低伤害强返排压裂液、优化施工参数、液氮助排、纤维防砂、高效返排、多层压裂”为核心的压裂工艺技术,在洛带气田蓬莱镇组气藏具有很好的适用性!现场应用取得了显著的改造效果,也为国内外类似气藏的压裂开发提供了有益借鉴。     

高效低伤害瓜胶压裂液体系在苏里格的应用

介绍了高效低伤害压裂液体系的组成,对常规压裂液与高效低伤害压裂液的流变性能、压裂液悬砂性能、破胶液性能、压裂液伤害性能进行对比。对实验结果进行了分析,并在苏里格气田进行了现场试验。结果表明,高效低伤害压裂液体系的性能高效,低伤害压裂液体系成胶性能、耐剪切性能、悬砂性能、破胶性能好,伤害低,能够满足目前苏里格气田水力压裂施工工艺和储层要求。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

D3F-AS05清洁压裂液在鄂尔多斯盆地苏里格气田的应用

目前,在苏里格气田主要使用胍胶水基压裂液,由于其高粘度、低返排,在储层中有较高残余量,一定程度影响了压裂效果。根据压裂增产机理,研究了一种清洁压裂液D3F-AS05,具有高携砂、强返排、固相沉淀少的优良特性。苏里格气田现场施工试验表明,该清洁压裂液高效、安全,应用效果良好。     

APCF低伤害压裂液技术

针对常规压裂液残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等特点,研制出了APCF低伤害压裂液。该压裂液的稠化剂APCF-1是一种多元可逆交联的结构型聚合物,分子链间通过多元弱键适当结合,形成布满整个溶液体系的多级可逆三维立体网状结构。优选出了适合苏里格气田的压裂液配方:0.4%APCF-1+1%KCl+0.2%APCF-B,耐温达100℃。性能评价结果表明,该压裂液具有黏弹性,且表现出以弹性为主,携砂能力强,并具有施工摩阻低、破胶后无残渣、易返排、对储层伤害低、配制简单、使用添加剂种类少等特点。该压裂液在苏里格气田应用33口井,均获成功,压裂效果显著,证明该压裂液适用于苏里格气田低渗气藏的增产作业。     

丘东凝析气田压裂改造技术研究

丘东凝析气田J2x气藏具有低孔、低渗、非均质性强等地质特征，地应力复杂，微裂缝发育，地层岩石杨氏模量高，导致水力压裂改造时破裂压力高，在高压下天然裂缝张开从而造成压裂液的高滤失，使得液体效率降低难以形成足够宽度的动态裂缝，现场表现为高砂比作业，易产生砂堵，对于这类储层的加砂压裂改造一直是国内外技术攻关的难点之一。针对本区以往压裂施工的经验和教训，结合储层特征进行压裂液体系优选和压裂优化设计，通过实施前置液降滤措施、线性加砂技术等工艺，对4口井成功实施了加砂压裂改造，最大加砂量30m^3，并在压后实施强化返排，使得凝析气井产气量大幅度提高，增产倍数达10倍以上，取得了良好的压裂效果，对指导该类型储层的压裂改造技术优化具有参考意义。     

新场气田JS21致密储层低伤害压裂液应用研究

新场气田JS2^1气层属典型的致密碎屑岩储层，储层具低渗、强水敏、强贾敏效应等地质特点，存在较大的潜在损害因素，开展水力加砂压裂储层改造技术对压裂液整体性能要求较高。针对其储层地质特征，研制出具耐温抗剪切性好、携砂力强、破胶彻底、滤失小的低伤害压裂液配方体系，在现场应用中取得较好效果。     

粘弹性清洁压裂液在低渗砂岩储层的应用

胍胶、羟乙基聚合物等常规压裂液存在残渣二次污染缺陷,对低渗砂岩伤害尤甚。室内试验表明粘弹性清洁压裂液具有抗剪切性能好、携砂能力强、摩阻低、破胶彻底等特点,通过与胍胶压裂液对比试验分析,表明粘弹性清洁压裂液具有更好的流变性能和降滤失性能,并使渗透率恢复率提高了5倍。现场应用证实了VES-50粘弹性清洁压裂液对储层污染小,压裂效果优于常规聚合物压裂液,非常适用于低渗砂岩储层的压裂改造。     

低压致密气藏压裂改造技术的研究与应用

针对红台气田储层“四低”（低丰度、低孔隙压力、低孔隙度、低渗透率）和“二强”（水敏伤害强、非均质性较强）的特点，以及单层压后吐砂、产量低、稳产期短的现状，通过压裂技术创新和进步，形成了一套适合该气田储层特征的压裂改造技术体系，现场应用效果显著。其中用于气井的压裂投产一体化技术、防支撑剂回流技术，为形成日产50×10^4m^3天然气稳产能力提供了有力的技术保障，为类似气田的开发提供了成功经验。     

苏里格气田储层改造工艺分析

苏里格气田的储层连续性较差、含气砂体变化快、非均质性强，具有低孔、低渗、低压、低丰度、低产的特点，储层改造工艺的难度较大。在几年的勘探开发中，通过不断的研究、试验和现场应用，摸索总结出一套基本适应于苏里格气田的储层改造工艺，现场施工后取得了一定的效果。为此，从储层保护、射孔、加砂压裂特别是加砂压裂的规模、压裂液的配方、支撑剂选用、施工参数的确定、排液制度等多个方面对这套工艺进行了介绍，并以现场的施工情况和结果来加以分析和佐证，最后对苏里格气田的下一步储层改造工作提出了建议。     

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BJ石油服务（中国）有限公司（简称BJ公司）在苏里格气井进行了两口井的压裂试验，压裂液采用对低渗透低压气藏排液有效的CO₂酸性交联液压裂液体系，增稠剂采用羧甲基羟丙基瓜尔胶，交联剂采用有机锆交联剂；施工前进行小型测试压裂，确定储层的滤失系数、裂缝延伸速度、延伸压力、裂缝闭合压力等重要设计参数；施工设计中预前置液中加入纯CO₂，能增加溶解气驱的能量，CO₂可以起到冷却作用，达到降低储层温度的目的；在人工裂缝的尺寸方面采用了宽、短裂缝的设计,采用高强度支撑剂——陶粒提高缝长和改善导流能力，加大前置液量和提高末端砂比技术，前置液比例达到50%以上，而在后期的施工过程中，迅速将支撑剂浓度由200 kg/m2提至1000 kg/m2，施工过程中很好地运用端部脱砂技术；加强现场质量控制，对指导压裂施工具有较大的借鉴作用。     

M气藏压裂施工砂堵原因剖析

气井压裂施工过程中产生砂堵在影响压裂效果的同时将会产生严重的经济损失。通过考虑影响压裂施工的地层、压裂液、工程、设计等各种因素,剖析了压裂过程中产生砂堵的常见原因。针对M气藏6口压裂施工井的砂堵情况,结合压裂施工曲线、测井曲线、测井解释成果、压裂施工设计及实际施工参数对产生砂堵的具体原因进行分析,在此基础上提出了防止M气藏压裂施工砂堵的具体建议。砂堵原因的深入认识和相关建议对M气藏后续压裂设计和施工具有很高的参考价值,对其他类似的低渗砂岩气藏的压裂施工也具有重要指导意义。     

TX-7井加砂压裂砂堵影响因素浅析

砂堵是造成压裂施工失败的最直接原因,尤其是在四川地区致密碎屑岩气藏的压裂施工中,砂堵的几率较高,而影响砂堵的因素又较复杂,主要包括地层因素、压裂液因素、工程因素、设计因素等,如何有效避免砂堵的产生一直是压裂设计和施工作业中感到棘手的难题。针对大塔场构造TX-7井复杂的工程地质特征和砂堵特点,根据对测试压裂和主压裂施工数据及曲线进行分析处理的结果,分析评价了该井产生砂堵的多裂缝、井筒及井眼附近摩阻、压裂液效率等因素的不同影响程度,并针对大塔场构造沙-气藏为特低渗的薄互层、井眼附近摩阻高、滤失系数大等复杂的地质和工程特征,提出了优选射孔层段、段塞降摩阻、粉砂暂堵、高粘液体降滤等多 项重要枯术措旆的建议．其结论和建议对四川地区致密碎屑岩气藏的压裂改造具有重要的指导意义。     

八角场气田大型加砂压裂工艺实践

针对低渗低孔高压、砂体厚度大和储集丰度低的八角场气田，大型加砂压裂是勘探开发该气田的有效手段，而如何成功有效地进行大型加砂压裂作业就成了工作的重中之重。一方面，大型加砂压裂作业成功有两大难点：①由于储层是典型的低渗低孔高压储层，裂缝的增长速度快，动态缝宽窄，加之砂体厚度大，为确保支撑剂顺利进入储层，需要大排量施工；②压裂规模大，作业时间长。另一方面，大型加砂压裂作业有效，需有机地匹配和优化储层、压裂液和工艺，并系统地控制压裂质量。文章以角X井为例，拟就储层概况、测试压裂、设计优化、压裂质量控制等方面分析如何优质完成大型加砂压裂工程，从而提高压裂施工效果，优化投入产出。     

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。     

F142区块大型压裂技术研究与应用

为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。     

深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术

川西深层气藏属于深—超深、致密—超致密砂岩气藏,储层具有破裂压力高和延伸压力高的特点,经过分析,降低施工摩阻是降低施工压力的有效手段。通过施工管柱合理配置、注入方式优化、纤维加砂、延迟交联压裂液、支撑剂段塞等方式,形成了深层气藏压裂改造降低施工摩阻工艺技术体系,并在LS1井进行现场应用。采用多级段塞、小粒径陶粒、低砂比、低伤害压裂液、纤维加砂等降低施工摩阻集成技术,近井摩阻降低了9.47 MPa,弯曲摩阻降低了7.61MPa,同时延程摩阻降低了4～5 MPa,成功完成了80 m3加砂压裂改造。压后日产气1.098 0×104m3/d,日产水为10.7 m3/d。     

裂缝性气藏压裂关键技术

结合川西和国内外裂缝性油气藏在压裂施工实际,在裂缝性气藏压裂施工过程中,由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失、主裂缝难以形成和延伸,施工过程中表现出高的施工压力和低砂比阶段快速砂堵等难点,通过压前裂缝诊断技术、压裂施工过程中的综合降滤、实时裂缝诊断技术是确保裂缝性气藏压裂避免沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,确保施工过程中形成具有一定缝宽的主裂缝的关键。为后期加砂压裂提供了基础保障。
     

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中原油田属于地质构造复杂的断块油气田，储层物性差，具有低渗、埋藏深、温度高、层多、层薄、跨距大、射孔井段长、非均质性严重、单井产量低的特点，大部分井层需经过压裂改造方可投入生产，水力压裂改造是中原油田油气井增产稳产的主要手段。目前油田已处于开发的中后期，为有效地开采地下剩余油，所打的新井大部分均为定向斜井，这些井也需要进行压裂改造才能投入生产。在对这些斜井进行压裂改造的初期，采用常规的工艺方法，施工过程中时而发生砂堵现象，施工成功率不高。在对砂堵的原因进行分析后，认为相对于直井来说，斜井压裂更易产生弯曲裂缝及多裂缝，而弯曲裂缝及多裂缝是造成近井地带脱砂而发生砂堵的主要原因。为解决弯曲裂缝及多裂缝造成的问题，除采用提高施工排量、适当增加前置液比例、适当提高压裂液粘度、不过分追求施工后期高砂比等工艺措施外，主要就是应用了前置液支撑剂段塞工艺，减少了斜井压裂施工过程中的砂堵现象，施工成功率得以大幅提高。     

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针对川西浅层J₃p气藏的低温和低压地质特征和地层返排能量有限、压裂液返排速度低、排液不彻底等诸多难点，以及施工过程中，压裂液滤失量大，储层水敏性粘土矿物含量高（水敏性强）等问题，文章提出对胍胶进行改性处理，并将生热体系引入到改性胍胶压裂液体系中，形成新型低伤害压裂液体系。通过对TC9 2A新型低伤害压裂液的粘度特征、流变特征、滤失、悬砂、增压、升温、助排以及对油藏岩心伤害等室内评价和龙72井的现场应用，结果表明该新型低伤害压裂液不但具有自动增压、降低井筒液柱密度、表面张力低、破胶彻底、破胶液的粘度低等优点，还具有优良的携砂和助排能力，在改造低压、低渗透油气藏具有明显优势。