裂缝对压裂充填井产量的影响研究与应用

在海上浅层油气资源开发中,常常遇到物性较差的弱胶结疏松砂岩储层,同时面临防砂和增产问题,需要采取压裂充填措施。考虑疏松砂岩的应力敏感性,同时考虑长期裂缝导流能力的衰减,建立端部脱砂压裂的油藏-裂缝渗流系统三维两相数学模型。求解后获得压裂充填后裂缝缝长、裂缝导流能力对产量的影响规律,根据模拟结果获取最佳的参数值。结果表明:对疏松砂岩储层进行压裂充填,其产量对裂缝长度较为不敏感,而受裂缝导流能力影响非常大;裂缝长度和导流能力增加带来的相对增产效果存在一个最高值;压裂充填形成的裂缝导流能力下降较快,但油井长期累计产量受其影响产生的下降幅度远小于导流能力自身的下降幅度。     

混合水压裂支撑剂铺置规律模拟研究

混合水压裂是油气藏增产的一项重要技术,形成高导流能力的填砂裂缝是压裂成功的关键。通过建立混合水压裂数值模型,研究压裂液黏度、施工排量、泵注工艺对支撑剂在裂缝中的铺置规律的影响。以东胜气田杭锦旗58井区为例,为获得裂缝中理想的支撑剂分布,提高裂缝导流能力,对压裂施工参数进行了优化,压裂后与邻井相比取得了较好的增产效果。     

可降解纤维压裂技术研究与现场试验

针对海拉尔盆地断块发育、砂体零散、薄差储层纵向无应力遮挡,应用常规压裂工艺效果不理想的问题,开展了可降解纤维压裂技术研究.通过室内实验研制了纤维压裂液体系,改善裂缝铺砂剖面并形成有效支撑,纤维在90℃条件下可降解96.0％,具有良好的悬砂性能且不影响裂缝的导流能力;应用纤维转向压裂工艺使裂缝改造成多条分支裂缝,扩展裂缝与油藏接触面积,压裂效果显著.现场试验表明:可降解纤维压裂液施工井裂缝导流能力和改造效果好于邻井,裂缝导流能力由24.5 μm2·cm增加到31.5 μm2·cm;采用纤维转向压裂工艺的重复压裂井产液强度由初次压裂的0.089t/(d·m)提高到0.16t/(d·m).     

压裂支撑剂在裂缝中的沉降规律

水力压裂是油气藏增产的一项重要技术,形成高导流能力的填砂裂缝是水力压裂成功的关键.通过研究支撑剂在垂直裂缝中的沉降规律,建立了受压裂液性能和裂缝几何尺寸等多种因素影响的支撑剂沉降数学模型,编制了相应的计算机软件.通过敏感性分析,研究了影响支撑剂沉降的主要因素以及支撑剂在携砂液中的沉降规律.以胜利油区大北11-29井为例,以获得最合理的支撑剂分布为目标,对施工排量、支撑剂和压裂液参数进行了优化,该井经压裂后日产油量增加了5.7倍,获得了较好的增产效果.     

在Bossier致密砂岩气层采用混合水力压裂处理增产技术的评价

本文介绍了东得克萨斯盆地Bossier致密砂岩气层水力压裂增产处理的评价结果。本文的主要目的是把常规水力压裂增产效果与混合水力压裂技术增产效果进行比较。混合水力压裂综合了常规凝胶和水力压裂处理的优点和效益。通过把短期压力恢复测试与对长期采气数据进行标准递减曲线分析相结合，评价了根据裂缝半长和裂缝导流能力测定的增产效果。本项研究结果表明，用混合水力压裂技术能够较经常地获得较长有效裂缝半长和较高有效裂缝导流能力。     

低渗透疏松砂岩纤维压裂技术

为解决低渗透疏松砂岩油藏储层低产、出砂的问题,开展了纤维压裂技术的研究。结合储层特点,通过实验评价了纤维的分散性及纤维对裂缝导流能力和压裂液携砂性能的影响,优选出了纤维的加入方式和用量。研究表明,纤维的加入对裂缝的导流能力影响较小,且能大幅度提高压裂液携砂性能;现场施工时应先配好交联液,再将纤维与陶粒同时加入,其中纤维加入量不宜过大。现场试验表明,措施后出砂量明显减少,由３. ００ ｍ３ ／ ｄ 减至０.０１ｍ３ ／ ｄ,产量明 显增加,由６.１５ ｍ３ ／ ｄ 增至２４.８０ ｍ３ ／ ｄ,增加３０３％。     

用灰色模型预测水力压裂缝导流能力

压裂后裂缝的导流能力直接关系着压裂缝的渗流能力,是客观评价压裂效果的重要指标之一。在分析用不稳定试井计算人工压裂井的裂缝导流能力的前提和方法后,结合四川盆地川西地区新场气田的应用实例,提出用偏相关分析方法,优选影响导流能力水力压裂的层厚、声波时差、泥质含量、加砂量、施工排量、前置液量等6项地层参数和施工参数,并在此基础上,引入GM(1,h)模型进行压裂缝导流能力的预测,提高了预测精度。用此方法也可进行裂缝半长和增产倍数的预测。但由于增产倍数受到表皮系数等无法预先估算因素的影响,预测精度较差,相对而言,用裂缝导流能力作为评价压裂效果的指标更具有客观性。     

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。     

高速通道压裂工艺在低渗透油藏的应用

压裂是低渗透油藏的主要增产措施,但常规压裂存在有效缝长短、易受到压裂液的污染等问题,为增加压裂裂缝有效缝长,实现压裂裂缝的无限导流能力,提高压裂成功率及效果,从工艺适用条件分析、非连续支撑剂铺置导流能力实验和保持高速通道的方法3个方面对高速通道压裂工艺进行了研究。优选纤维长度为10 mm,直径为15μm,质量浓度为10 kg/m3,最佳方式为纤维支撑剂一起加入,从而形成了自主的高速通道压裂工艺。现场实施2口井,成功率为100%,截止到2014年12月底,累积增产原油量为3 700 t,与同区块采用常规压裂工艺的油井相比增产15%。与常规压裂相比,高速通道压裂工艺的适应性强,施工难度低,有较好的增油效果,适用于低渗透油藏的开发,推广前景广阔。     

煤岩复杂裂缝长期导流能力实验研究

煤岩裂缝复杂程度对裂缝导流能力具有显著影响,通过长期导流测试实验准确评价煤岩复杂裂缝真实导流能力能够为现场压裂方案设计和施工提供技术支持。开展煤岩水平裂缝、T型裂缝和工型裂缝的长期导流能力实验评价发现:铺砂浓度相同时,煤岩裂缝导流能力受裂缝形态复杂程度影响明显,复杂程度越高,裂缝铺砂总量越大,煤岩裂缝导流能力越强,同时在闭合压力作用下支撑剂压实作用越明显;相同闭合压力条件下,随压实时间的增加,煤岩裂缝导流能力逐渐降低,并且随着煤岩裂缝复杂程度的增加,下降幅度逐渐增加。实验结果解释了不同测试条件下煤岩裂缝复杂程度对裂缝导流能力的影响,研究成果是对现有煤岩裂缝导流能力评价研究的补充完善,对今后煤层气井压裂施工裂缝参数优化设计具有一定的借鉴意义。     

预防支撑剂回流的纤维增强技术实验研究

支撑剂回流对压裂井有着不利影响,油气田上提出了多种方法来消除或减少支撑剂的回流,其中以纤维增强支撑剂技术最具发展潜力。通过配伍性实验,从5种纤维材料中筛选出了在压裂液中分散性好、不影响压裂液性能的纤维材料A样。把A样纤维和支撑剂混合后,进行了不同闭合压力、不同压裂液粘度和不同纤维浓度的支撑剂充填层稳定性测量实验,并优选出合适的纤维加量为0.9%-1.2%。实验结果表明,加入纤维后,支撑剂充填层的临界出砂流速提高了10倍以上,明显增强了支撑剂充填层的稳定性,对预防支撑剂回流返吐非常有效;同时纤维对支撑剂导流能力的影响可以忽略不计,即不会降低压裂井的增产效果。     

高效脉冲式加砂压裂技术研究与实践

随着致密砂岩气藏的深入开发,压后气井稳产时间短、产量递减快的问题日益凸显。因此,对人工裂缝有效穿透率及导流能力要求也就越来越高。脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念,通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料,确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽,从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。室内工程模拟评价及现场试验结果表明:压前储层评价、脉冲时间设计、可降解纤维及配套设备的优化是脉冲式加砂压裂工艺成功的关键;与常规压裂相比,其压后产量得以大幅提升,同时还可降低支撑剂用量和减少砂堵风险。在鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7区块首次完成了3井6层次自主化脉冲式加砂压裂技术先导性试验,其平均支撑剂用量降低了28.3%,平均加砂强度降低了21.88%,压后平均日产气量提高了26.8%。结论认为:该项技术为我国致密砂岩气藏提供了一种高效、环保的储层改造工艺选择。     

一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法

鄂尔多斯盆地致密油藏储量大、分布稳定,是长庆油田5 000万t上产、稳产的重要接替资源。该类油藏由于储层致密、物性差,前期改造效果差,常规压裂技术难以有效动用,急需开辟一条新途径进行油藏的有效改造。文中结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏自身特征,阐述了"脉冲式加砂、纤维压裂液携砂及等间簇射孔"的一种新型压裂改造技术,在压裂裂缝中通过支撑剂的交替充填,形成稳定的流动通道网络,使裂缝具备较高的导流能力,从而达到提高单井产量的目的。通过3口直井的现场试验,与常规压裂井进行了对比分析。采用高导流能力的脉冲加砂压裂技术,压后初期裂缝导流能力提高14.1%,试油产量、投产产量、单位压差累计产油量和产能指数均比常规压裂井高1.1~1.4倍,取得了较好的现场应用效果。     

压裂技术在渤南油田低渗透储层改造中的应用

渤南油田沙三段储层物性差、渗透率低,投产后自然产能低。为了提高压裂井增油效果和效益,针对开发后期油藏平面及层间水淹状况和剩余油分布特征,开展了压裂配套技术改进和优化设计,通过压裂液、支撑剂材料及用量优化、压裂设计模拟技术、粉陶降滤技术、高砂比压裂技术和控缝高压裂技术的应用,取得显著成效,老井压裂后平均单井日增油量7.7t,累计增油1596t。压裂技术的改进及优化,对提高渤南油田压裂效果和原油采收率具有重要意义,对其它低渗透油藏具有指导借鉴作用。     

纤维控制压裂支撑剂回流实验研究

支撑剂回流现象在一些闭合应力低、结构疏松、微裂缝发育的砂岩层段及高压气藏时有发生。纤维控制支撑剂回流技术具有工艺简单,压后快速返排的特点。室内研究表明,在目前常用的压裂液、支撑剂体系下,适用于压裂改造控制支撑剂回流的纤维种类为聚丙烯类纤维,在液相、固相中分散性好,适用纤维长度为8～12mm,纤维浓度为0.8%～1.0%,纤维压裂液体系静态悬砂半衰期可达72h,加入纤维后的支撑剂充填层临界出砂流速可提高10倍以上,对裂缝导流能力和渗透率影响较大,但与储层基质渗透率相比仍然较大,不会影响压裂改造后的产量。     

水平井脉冲柱塞加砂新技术在中江气田的应用

常规压裂工艺由于压裂液残渣、支撑剂破碎和嵌入、细小颗粒运移等使支撑剂填充层导流能力受损,常规工艺导流能力难以突破假定无任何伤害的理论最大值。从理论分析入手,渗透率实验研究结果表明,脉冲柱塞加砂新技术形成的开放性渗流通道其渗透率和导流能力是对应的支撑剂均匀铺置方式的3~8倍及4~9倍,PT软件和创新物模实验模拟了裂缝铺砂剖面和开放性渗透通道形成的过程;新工艺现场实施主要涉及射孔完井方案的优化、压裂液体系的优化、脉冲柱塞加砂泵注程序的设计、纤维加入配套技术等方面,总体来说实施方便可靠。中江气田4口新工艺应用水平井与4口常规水平井对比结果表明,在平均单段液量基本相当,平均加砂规模减少21.6%的情况下,平均单井测试产量提升31.4%,5个月累产增加率23.2%,平均稳产指数提高率34.3%。新工艺取得降本与增产的双重效果,在川西致密砂岩水平井中具有推广应用的前景。     

线性自生热泡沫压裂液研制及其在油井中的应用

介绍了四五家子油田W20区块油藏特点,并研制了线性自生热增压泡沫压裂液体系。考察了该压裂液的流变性、膨胀性、增压性能、悬砂性、对储层伤害性及对设备的腐蚀性,结果表明,研制的自生热增压泡沫压裂液具有较好的流变性,体积膨胀倍数最高可达9倍,60min内增压能力达8．2MPa,悬砂性能好,对储层的平均伤害率为14．57％,40℃温度、6h内对N80钢片平均腐蚀速率仅为0．20217g／（m。·h）。线性自生热泡沫压裂液在W20—5井现场试用结果表明,产油量由压前0．24t／d增加到2．0t／d,增产倍比达8．33,与同区块常规压裂液相比,取得更好的增产效果。     

覆膜支撑剂长期导流能力评价

压裂支撑剂的长期导流能力对油气井的压裂效果和压裂有效期具有重要影响。为了正确评价覆膜支撑剂作为压裂支撑剂的有效性，用裂缝导流仪首次在国内对覆膜支撑剂的长期导流能力进行了评价，并对实验后的样品进行了电镜观察。从实验结果分析中发现，覆膜陶粒支撑剂的长期导流能力早期随时间变化急剧降低，7 ｄ后变化趋缓，其值明显低于短期导流能力，而且长期导流能力比短期导流能力实验后的覆膜陶粒支撑剂涂层破坏明显；单涂层砂比双涂层砂长期导流能力效果好。     

交联酸携砂压裂工艺在碳酸盐岩储层的应用

近年来,针对碳酸盐岩的储层改造,中外已形成了以深度酸压为主体的各种酸压技术,同时还尝试了加砂压裂改造。在分析酸压和加砂压裂不足的基础上,针对长庆气田下古生界碳酸盐岩储层特点开发了交联酸携砂压裂工艺,交联酸压裂液具有黏度高、滤失低、摩阻低、易泵送、酸岩反应速度慢、造缝效率高、返排容易、流变性好、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的。从2006年以来先后运用该技术在靖边气田对碳酸盐岩储层进行交联酸携砂压工艺改造试验,与邻近井的其他施工工艺增产效果相比有一定的优越性。     

压裂支撑剂长期导流能力试验

压裂支撑剂长期导流能力的大小决定了压裂效果的好坏,准确获得支撑剂长期导流能力试验数据对于预测压裂效果具有重要作用。对油田常用压裂支撑剂进行了长期导流能力试验,获得了压裂支撑剂在长期状态下的导流能力变化规律,并提出采用降低油层闭合压力、使用破碎率较低的支撑剂、尽量减少支撑剂的细微颗粒、提高支撑剂粒度的均匀程度、加大铺砂浓度等措施来提高支撑剂的长期导流能力,可为提高压裂优化设计水平和预测及改善压裂效果提供帮助。