川西水平井纤维加砂压裂工艺研究与应用

常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流现象严重、铺置效果不理想等问题。针对川西气田水平井压裂后压裂液返排效率低、支撑剂回流现象严重等问题,研制出可降解纤维及与之配套的纤维降解剂,形成了可降解纤维材料体系,以提高压裂液返排效率,改善裂缝导流能力,并防止支撑剂回流,改善支撑剂铺置效果,进而提高压裂改造效果。通过在川西气田水平井采用可降解纤维材料体系实施纤维加砂压裂工艺,有效提高了压裂后压裂液返排效率,减少了支撑剂回流量,改善了压裂效果,为水平井防支撑剂回流提供了借鉴经验。     

纤维防砂压裂技术在大牛地气田水平井的应用

大牛地气田是中国石化重要的天然气生产基地,自2011年大规模使用水平井开发以来水平井数量逐年增加, 截止2013年底大牛地气田水平井产量占总产量的45%,取得较好的开发效果。 数据统计显示, 在排液及生产过程中出砂的井占总水平井的14.8%,为防治支撑剂回流, 降低水平井排液及生产过程中的安全隐患,优选了纤维材料, 同时优化纤维加量为支撑剂重量的5‰~7‰, 形成了水平井纤维防砂压裂技术,在DP104s等井应用取得了较好的防砂效果。     

纤维加砂新技术在川西气井压裂中的应用

川西气井加砂压裂中,有约50％的井在压后排液及生严输气初期出现支撵刑退出现象而严重刺坏油嘴、针阀、闸门等地面设施,并给测试及输气生产带来严重的安全隐患。纤维加砂技术是在加砂后期阶段将纤雏与支撑剂混合注入地层,通过纤维缠绕包砂形成空间网络状砂拱结构,将一盘散砂缠包成一个个整体,使支撑剂固定在原来位置而流体则能畅通地流动,从而有效防止支撑剂在排液过程中或输气初期阶段随流体返出。纤维加砂技 术不仅可以有效防止支撑剂的返出,还可以提高支撑裂缝的导流能力,获得显著的增产稳产效果,社会经济效益可观,目前已在川西气井的压裂改造中获得普遍应用,具有广泛的推广应用前景。     

大庆油田规模最大的水平井压裂一次成功

大庆油田的肇57-平35井是一口水平段长达1100m的水平井,该井采用低密度限流射孔,采用限流法进行压裂施工,由于地面管线及井底炮眼摩阻大,地面施工压力达到70MPa,压裂要求排量高达8.5m~3/min,支撑     

白马庙气藏水平井加砂压裂工艺技术研究与应用

通过对白马庙气藏水平井储层特性、伤害程度、产层段改造难点等的研究与认识，结合了将水平井与无限导流裂缝的物理模型相结合而获得的预测压裂水平井产能的简单方法，有针对性的筛选了适合该气藏水平井的加砂压裂增产工艺技术，即对施工井产层段的施工规模、压裂液体系、用砂强度等进行了优化，成功地实现了提高产能的目的，为下一步该气藏丛式井压裂设计提供了参考，也为该地区实现经济效益开发提供了新的技术手段。为四川乃至全国低渗、低孔砂岩气藏水平井的高效开发提供强有力的技术支撑，具有广阔的推广应用前景。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

二次加砂压裂理论模型及应用

二次加砂压裂作为一项针对特殊储集层发展起来的应用工艺技术,在形成短宽缝、避免裂缝穿层方面优势明显,在现场得到了成功应用。但由于未针对二次压裂开展相关理论研究,导致现场设计存在极大的盲目性。在考虑砂堤高度随时间不断变化对流体压降影响的基础上,建立了适用于二次加砂压裂的裂缝延伸模型;考虑支撑剂的对流影响建立了支撑剂沉降运移模型,采用界面追踪求解支撑剂运移分布。编制程序对比分析了二次加砂压裂与常规压裂的裂缝参数。计算结果表明,二次压裂和常规压裂相比,支撑裂缝长度和高度减小,宽度明显增加,裂缝导流能力显著提高。根据油田实际物性特征,优化了二次加砂压裂工艺,实施后增产效果理想,具有推广应用价值。     

纤维压裂技术与现场应用

压裂改造是油气藏增产的重要增产措施,压后快速返排可以进一步提高增产效果,而提高压裂液的返排速度和控制支撑剂的回吐却相对矛盾,若压裂液返排速度过快,超过临界出砂流速,将产生支撑剂回吐现象,致使缝口处的导流能力大大降低;若压裂液返排速度过慢,致使返排率降低,将增加压裂液对储层的伤害。为解决这一矛盾,通过对纤维压裂工艺机理研究的基础上结合现场应用,表明纤维压裂对防止支撑剂回流、提高压裂液返排率、减少储层伤害、增强压裂改造效果等方面具有良好的应用效果。     

加砂压裂掺纤维技术及推广应用探讨

加砂压裂尾锥支撑剂中掺入纤维。具有很好的防吐砂效果．这种前沿新技术倍受国内外石油工程技术服务行业关注。本文对吐砂危害、纤维性能、作用原理和应用范例进行综述和解析。并提出技术推广应用对策。     

泡沫冲砂工艺在新疆油田稠油水平井中的应用

针对常规水力冲砂不能解决水平井冲砂难点,提出氮气泡沫冲砂工艺。开发了泡沫液体系配方,并通过实验方法研究了配方剂量对泡沫液密度影响、泡沫特征值与粘度及沉降速度关系、不同气液比下泡沫密度随井深变化规律、泡沫的半衰期及消泡性能、防膨性能,优化了冲砂管柱组合及地面循环流程。现场应用证实氮气泡沫冲砂是解决水平井冲砂的有效工艺,编制的泡沫冲砂参数计算软件被验证可以用来指导现场施工。     

水平井分段压裂工艺技术现状及展望

水平井目前已成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径，其技术已在中国石油塔里木、辽河、冀东、大庆、新疆、吉林等13个油田得到了广泛的应用。对于钻遇在低渗透油气藏的水平井和产量达不到经济开发要求的其他水平井，必然要面临增产改造的问题。水平井水平段压裂与直井压裂改造的工作重点有所不同，为此，就国内外化学隔离分段压裂、机械封隔分段压裂、限流分段压裂、水力喷射分段压裂等水平井分段压裂改造工艺技术进行了论述，展望了水平井分段压裂改造技术的发展趋势，以期为国内水平井分段压裂改造技术攻关方向提供参考。     

水平井产量递减曲线及应用方法

本文用汇源积分等方法求得了圆形封闭油藏水平井不定常渗流之Ｌａｐｌａｃｅ空间井底定压解式，通过Ｄｕｈａｍｅｌ原理导出水平井单井产量递减公式，用数值反演方法计算了主要参数影响曲线。     

美国典型页岩油气藏水平井压裂技术

页岩油气藏开发促进了北美石油经济的复苏,影响了国际油气供需。水平井分段压裂技术是推动页岩油气产量快速增长的主要手段。介绍了美国巴肯、鹰滩和巴奈特3个实现规模化生产的页岩油气藏水平井压裂技术及其应用,分析了水平井分段压裂优化设计影响因素。调研结果可为中国类似资源储层改造提供参考。     

大牛地气田水平井压裂技术现状及展望

针对大牛地气田储层物性差,"3低2高"的特点,水平井已成为提高油气勘探开发综合效益的重要途径。文中研究了水平井的压裂增产机理以及裂缝起裂模式,通过对比分析不同压裂工艺在大牛地气田的应用情况可知,水力喷射操作简单,成本低,但受喷嘴质量的影响,压裂规模受到限制;而裸眼封隔器分段压裂虽然成功率高,但施工不能有效地控制裂缝的起裂点以及验证裸眼封隔器坐封,而且施工段数也受到井眼尺寸的制约。针对这些问题,文中提出了TAP完井多级分层压裂、连续油管分层压裂、快钻桥塞以及分支井、丛式井等压裂新技术,这将对大牛地气田压裂增产的下一步研究具有重要意义。     

水平井压裂管柱受力变形分析

本用有限元和间隙元相结合的方法，对水平井压裂管柱的非直线性接触进行求解。现场实测表明，计算结果与实测结果对比，误差小于１２％，满足工程要求，为水平井压裂管柱受力分析提供了一种可靠的理论分析方法。     

PERFORMANCE OF HORIZONTAL WELLS WITH LONGITUDINAL FRACTURES IN RESERVOIRS WITH BOTTOM-WATER DRIVE

The production performance of un-fractured horizontal wells and horizontal wells with longitudinal fractures of various vertical penetrations in reservoirs with bottom water drive has been studied using a scaled three-dimensional rectangular model. The model represented the drainage volume for a single horizontal well in one of the Middle East reservoirs. The model was packed with glass beads yielding a porosity of 0.36 and a permeability of 400 Darcies, and kerosene and distilled water were used to represent the reservoir fluids. The production rate was chosen so that the oil-water interface would remain stable until it approaches the producing well. In general, wells with greater contact area with the reservoir gave higher oil recovery before water breakthrough, and experienced lower pressure drop. Increasing the fracture penetration improved the production performance up to a limit beyond which no further improvement was obtained. Interestingly, it was found that extending the fracture penetration towards the original oil-water contact did not, as might have been expected, result in earlier water breakthrough. The fracture acted as an in situ oil-water separator and an equilibrium water level was maintained within the fracture as long as the oil-water interface was flat as it moved upward towards the well.     

稠油热采水平井生产测试技术

介绍了一种适用于浅层稠油热采水平井生产测试技术。该技术采用特殊的井下测试仪器和井口密封装置，通过泵送仪器输送法在副管内将测试仪器输送到水平井段的预定位置，经过一定时间的热交换平衡后，可通过移动测井电缆逐点测试水平井段的温度变化，达到生产测井的目的。通过现场应用表明，该技术具有结构简单、施工操作方便、安全可靠及不停抽即可测试等优点，解决了浅层稠油热采水平井段生产参数难于测试的问题。     

PERFORMANCE OF HORIZONTAL WELLS WITH LONGITUDINAL FRACTURES IN RESERVOIRS WITH BOTTOM-WATER DRIVE

The production performance of un-fractured horizontal wells and horizontal wells with longitudinal fractures of various vertical penetrations in reservoirs with bottom water drive has been studied using a scaled three-dimensional rectangular model. The model represented the drainage volume for a single horizontal well in one of the Middle East reservoirs. The model was packed with glass beads yielding a porosity of 0.36 and a permeability of 400 Darcies, and kerosene and distilled water were used to represent the reservoir fluids. The production rate was chosen so that the oil–water interface would remain stable until it approaches the producing well. In general, wells with greater contact area with the reservoir gave higher oil recovery before water breakthrough, and experienced lower pressure drop. Increasing the fracture penetration improved the production performance up to a limit beyond which no further improvement was obtained. Interestingly, it was found that extending the fracture penetration towards the original oil–water contact did not, as might have been expected, result in earlier water breakthrough. The fracture acted as an in situ oil–water separator and an equilibrium water level was maintained within the fracture as long as the oil–water interface was flat as it moved upward towards the well.