宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田的应用

为了提高水平井裸眼滑套-封隔器完井、套管固井完井、桥塞分段多簇压裂等施工过程中分级压裂多缝封隔的可靠性,在实验室条件下对暂堵材料进行了分散性测试、降解性分析以及抗压破碎能力评价,并将宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田进行现场应用,取得了较好的转向效果。应用结果表明,采用宽带暂堵转向多缝压裂技术,减少了桥塞、封隔器相关的操作,减少了电缆入井次数,降低了施工风险,提高了施工效率;同时,利用压裂产生的多条裂缝或裂缝网络与气藏富含区域连通,增加了裂缝的长期导流能力,对比同区块水平段长度及钻遇条件相当的水平井,试气无阻流量提高21.1%,投产1年,平均单井累产气量增加3.24×106 m3。暂堵剂与纤维在气田储层温度在90~120℃范围内可实现10d以内完全降解,完全符合安全环保生产要求。     

苏里格气田水平井段内精细分簇压裂技术研究与应用

暂堵压裂作为一项实现封堵老缝、造新缝、增大泄流面积的关键技术,已成为长庆油田老井稳产、新井提产的主体技术,具有效率高、成本低、见效快等技术优势。借鉴油井直井、定向井暂堵转向压裂的技术优势,结合长庆苏里格气田水平井固井完井桥塞分段压裂工艺技术特点,开发一种满足长庆苏里格气田储层特点及工艺需求的自降解暂堵剂,形成水平井段内无工具精细分簇改造技术。通过对段内已改造簇的人工裂缝及缝口进行封堵,使井筒升压,开启新簇裂缝,且在新簇的改造过程中,暂堵材料必须保证足够的强度对已改造簇持续封堵,待单段改造结束后暂堵材料开始自降解,提高了簇的开启和改造程度,实现簇间暂堵无工具精细化改造的目的。该技术现场试验效果显著,测试无阻流量是常规直井、定向井的９倍左右,是水平井平均无阻流量的 ２倍以上,单井产量明显提高。     

缝内填砂暂堵分段体积压裂技术在页岩气水平井中的应用

针对四川盆地页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺的情况,采用了缝内填砂暂堵分段体积压裂新工艺。采用理论分析的方法并结合技术实践经验,建立了连续油管多簇喷砂射孔参数和缝内填砂暂堵参数优化设计方法,解决了页岩气套管变形水平井ZJ-1井大规模分段压裂的技术难题。现场施工论证和应用效果表明:①页岩气水平井连续油管多簇喷砂射孔缝内填砂暂堵分段压裂技术,可以对储层水平井段进行选择性分段压裂;②可在不使用机械封隔的条件下实现大规模分段压裂且分段效果稳定可靠,压裂作业效率与常规桥塞分段相当;③压裂后井筒实现全通径,可直接放喷测试,节约了占井时间。采用该缝内填砂暂堵体积压裂工艺技术在ZJ-1井实现了14段成功作业,获得同常规桥塞分段相当的SRV有效扩展体积和比同平台邻井更高的产气量,为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。     

水平井段内多裂缝压裂技术研究与应用

针对大牛地气田致密低渗地层特征,在总结水平井压裂工艺应用情况及其优缺点的基础上,开展了水平井段内多裂缝压裂新工艺的研究,特别是对水平井段内多裂缝压裂使用高强度水溶性暂堵剂的控制工艺原理以及段内裂缝的干扰进行了分析。并对DPT-8和DPH-60两口水平井实施了段内多缝压裂技术的现场应用试验。试验结果表明,该技术利用暂堵剂能依次封堵先期压裂形成的裂缝,使其不断蹩压而在段内发生多次起裂并延伸,形成多条新的裂缝,从而有效地增加改造体积,扩大泄油气面积或范围,进而提高压裂改造程度和油气增产效果。并能节约封隔器和压差滑套,降低施工作业成本,为大牛地气田致密低渗储层的改造探索出了新的技术途径。图7参9     

页岩气井双暂堵压裂技术研究与现场试验

针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题,通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM,并优化其用量及暂堵压裂工艺,形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段,与常规压裂井段相比,簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa,缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa,而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%,裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用?10.0 mm油嘴放喷测试,平均产气量23.37×104 m3/d,平均套压20.17 MPa,产液量277.44 m3/d,优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明,页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网,可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求,具有良好的推广应用价值。      

碳酸盐岩储层缝内暂堵转向压裂实验研究

顺北油气田碳酸盐岩储层非均质性强、连通性差,采用暂堵转向压裂技术可提高裂缝复杂程度,改善开发效果,但碳酸盐岩储层暂堵条件下的裂缝起裂扩展规律尚不明确。为此,采用改进后的三轴压裂物模模拟实验装置,进行了碳酸盐岩暂堵转向压裂实验研究。依次注入压裂液和加有暂堵剂的压裂液,分析了注入暂堵剂前后的施工压力曲线变化情况和暂堵转向压裂后的裂缝形态,从而明确了裂缝暂堵转向规律和实现缝内暂堵转向压裂的条件。研究表明,暂堵可增大裂缝复杂程度;为了实现缝内暂堵转向压裂,岩样内要发育有天然裂缝或层理面,同时暂堵剂能够进入裂缝内并实现封堵,使施工压力升高,从而实现新缝开启或转向。碳酸盐岩缝内暂堵转向规律研究结果为顺北油气田碳酸盐岩储层压裂改造提供了理论依据。      

复合暂堵剂暂堵技术

在页岩气、致密油等非常规油气资源的开发中,为有效提高水力裂缝的复杂程度,通过不同粒径暂堵剂的组合使用,在近井缝口或远场缝端可产生致密的暂堵剂封堵带,迫使流体转向,产生新的裂缝或者分支缝,从而达到增加裂缝复杂程度、提高油气产量的目的。室内通过对暂堵剂不同尺寸不同比例分布下的渗透率降低程度进行测试,结果表明,近井缝口暂堵粗/中/细颗粒暂堵剂的比例以40%/25%/35%最优,远场缝端暂堵中/细颗粒暂堵剂的比例以35%/65%最优。该复合暂堵剂耐温40～150℃,耐压差40 MPa,能够根据地层温度和降解剂的加量调节降解时间,满足压后生产的需求。现场施工结果表明,复合暂堵工艺可以有效实现裂缝转向,加大裂缝复杂程度,增产效果良好。该工艺可以给暂堵转向压裂施工设计者或水平井重复压裂施工设计者提供借鉴和参考。     

威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

威荣页岩气田页岩气井套变频发,2017～2020年采用泵送桥塞分段压裂19口水平井,有9口井发生不同程度套变,导致桥塞不能被泵送到设计位置,严重影响改造的充分程度和压后产能,为此急需开展新技术攻关,解决套变后的分段改造难题｡文章通过一系列技术攻关形成了暂堵分段压裂工艺技术,该技术将套变段一次性全部射开,采用多次暂堵工艺,实现分段压裂｡以套变井WY43-1井为例,通过数值模拟和裂缝起裂规律研究,明确了合理的射孔簇数和暂堵压裂次数｡通过暂堵参数优化和室内实验,明确了暂堵材料的用量和性能要求｡WY43-1井套变段共开展18次压裂,12次暂堵,从压裂施工特征和裂缝监测来看,套变段获得了较为充分的改造,压后取得较好产能｡该技术对套变复杂井具有较强的针对性,可有效提高储层的改造充分程度,可在威荣气田进一步推广应用｡     

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...     

页岩气井套变段体积压裂技术应用及优选

套管变形会导致套变段以下无法应用泵送桥塞进行分段压裂,严重影响页岩气水平井的分段体积压裂改造效果。鉴于此,分析了3种页岩气水平井分段压裂改造工艺(暂堵转向、机械封隔和水力喷射)的适用性和优缺点,概述了3种套变段压裂技术(可降解暂堵球、缝内填砂和复合暂堵多级转向)在四川盆地长宁-威远区块的应用情况,进而优选出套变段分段体积压裂技术。研究结果表明:对轻度和中等变形的套变影响段采用缝内填砂或暂堵球技术分段,分段可靠性相对较好;对复杂和长度较长的套变影响段采用复合暂堵分级转向压裂工艺,施工风险较低。     

苏里格致密气水平井完井压裂技术对比研究

长庆苏里格气田是典型的致密砂岩气田,水平井开发技术从2008年以来通过技术攻关得到了一定规模的应用.早期受工艺技术限制的影响,现场主要应用的是裸眼完井不动管柱水力喷射分段压裂技术,后期为了提高致密气水平井单井产量,优化完井方式形成了固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂技术,压裂增产效果提升显著.通过对2种完井方式的特点、应...     

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??Due to downhole complexities, shale-gas horizontal well fracturing in the Sichuan Basin suffered from casing deformation and failure to apply the technique of cable-conveyed perforation bridge plug. In view of these problems, a new technique of staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling is employed. Based on theoretical analyses and field tests, a design of optimized parameters of coiled tubing multi-cluster sand-blasting perforation and temporary plugging by sand filling was proposed. It was applied in the horizontal Well ZJ-1 in which casing deformation occurred. The following results are achieved in field operations. First, this technique enables selective staged fracturing in horizontal sections. Second, this technique can realize massive staged fracturing credibly without mechanical plugging, with the operating efficiency equivalent to the conventional bridge plug staged fracturing. Third, full-hole is preserved after fracturing, thus it is possible to directly conduct an open flow test without time consumption of a wiper trip. The staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling facilitated the 14-stage fracturing in Well ZJ-1, with similar SRV to that achieved by conventional bridge plug staged fracturing and higher gas yield than neighboring wells at the same platform. Thus, a new and effective technique is presented in multi-cluster staged volume fracturing of shale gas horizontal wells.     

苏里格气田强非均质致密气藏水平井产气剖面

为确定苏里格气田水平井分段压裂后各压裂段的产气能力,通过分析水平井产气剖面及其储集层非均质性、水平井渗流特征、多段压裂改造工艺、生产压差等因素影响,认为储集层物性和有效砂体发育程度是影响产气能力的主控因素,其作用大于理想模型中水平井跟部和趾端的渗流优势项作用;生产压差的增大,加剧了强非均质储集层各压裂段产气量的差异;分段压裂改造后,段内裂缝的不均匀分布,导致同一压裂段不同射孔簇的产气能力不同。因此,提出多段压裂水平井的射孔段优选、水平段差异化改造和段内暂堵裂缝均匀扩展的技术对策,以提高致密气藏的开发效果。     

苏里格气田致密底水气藏堵水压裂技术

针对苏里格气田致密底水气藏压裂改造后易沟通水层,造成含水率上升快,有效期短等问题,通过自主研发固化封堵剂,基于颗粒沉降规律和压裂裂缝的扩展情况,结合苏里格气田E区块的储层地质特征,优选射孔位置等工艺参数,将堵水与压裂结合在一起形成了底水致密气藏堵水压裂技术。苏里格气田E区块的14口井应用了堵水压裂技术,与采用常规压裂技术的邻井相比,平均产水量降低了62.6%,平均产气量提高明显。这表明固化封堵剂可在储层条件下固化形成低渗封堵层封堵底水上升,实现降低产水量,提高产气量的目的。      

我国水平井完井技术现状与发展建议

经过几十年的发展,我国各种岩性的油气藏都有水平井钻成,且采取的水平井完井方法多种多样。但是,我国的水平井完井技术尚有2个难点,即水平井如何均衡排液并提高开发效益、低渗透砂岩油气藏水平井如何进行多段压裂改造。详细介绍了我国底水油藏延缓和控制底水脊进的技术现状,现有技术有采水采气联合控制水气脊进、射孔井分段控水完井、裸眼井分段控水完井、水平井井下智能找堵水及分层开采完井、水平井均衡排液完井等。其中,均衡排液完井属于系列技术,包括变盲筛比例筛管控水完井、梯级筛管完井、梯级筛管与变盲筛比例筛管复合、中心控压控水完井等。分析介绍了低渗地层水平井分段压裂完井技术现状,该类技术包括水力喷射分段压裂、双卡上提压裂多段技术、分段环空压裂、液体胶塞隔离分段压裂、机械桥塞隔离分段压裂、水平井限流压裂等;研究了水平井分段压裂合理段数的设计,指出:应根据地层特点确定合理的分段压裂段数,以避免因裂缝间距太小相互干扰或因裂缝间距太大造成死油区很大。最后,针对我国水平井完井技术现状,预测了发展趋势,提出了发展建议。      

井下微地震监测技术在玛湖致密油藏MX1水平井重复压裂中的应用

克拉玛依玛湖百口泉组致密油藏储层物性差、非均质性强、地层能量补充不足,初次水力压裂改造规模小,存在很多未改造区域,另外由于射孔位置选择不当、或受限于工艺、材料和工具等作业的很多原因都可能导致该致密油藏水平井初次改造不成功,成为低产井。目前国内外采取暂堵转向重复改造技术来提高这类致密油水平井产量,实现高效开发这类油藏。暂堵转向重复压裂技术提高油井产量的成功关键是精确封堵低压、低产区,在未改造和未完全改造区域开启新的裂缝。微地震监测技术可以准确揭示新缝在压裂过程中的延伸状态、空间展布特征和裂缝几何参数等,进而实时指导现场暂堵施工,增加整个水平段的均匀改造程度,有效提高重复压裂的效率。井下微地震监测技术首次应用在百口泉组致密油藏MX1水平井重复压裂中,微地震监测结果显示,垂直于裸眼水平井的多级新裂缝已成功形成,部分老缝转向后进一步延伸,重复压裂后裂缝网络更加复杂,压后SRV比初次压裂的SRV大。压后日产量从5.1 t/d显著提高到25.1 t/d(重复压裂后一年)。井下微地震监测技术在MX1水平井重复压裂施工中的成功应用对优化该油藏水平井重复压裂具有重要指导意义。     

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。