双重介质低渗透储层的压裂诊断与施工工艺

针对低渗透双重介质储层压裂过程中天然裂缝对压裂液滤失的影响，在Nolte压裂压力降落分析方法的基础上，对依赖于压力的滤失特征进行了分析，形成了压力降落过程识别天然裂缝滤失的基本方法，提出了压裂过程中依据天然裂缝与现今地应力场关系、裂缝开启压力等因素，模拟分析天然裂缝对压裂裂缝延伸动态影响的方法。压裂井例的分析表明，受天然裂缝的影响，压裂液的滤失系数高出同类储层一个数量级以上，为此根据天然裂缝的滤失特征提出了分步加砂、分级暂堵工艺，较好地解决了该类储层压裂易早期砂堵的问题。     

腰英台裂缝性储层压裂技术研究与应用

腰英台油田储层具有低孔、低渗、层多且薄、微裂缝发育以及应力敏感性强的特点,压裂施工所形成的人工裂缝极易沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝,难以形成具有一定缝宽的主裂缝,导致压裂液过量滤失和压裂早期砂堵,制约了该区油藏的有效开发。针对储层特征应用“前置粉陶”降滤工艺技术,结合腰英台油田勘探开发过程中的压裂改造实践,在前置液中以变砂比的小陶粒段塞式充填依次堵住不同缝宽的多支裂缝和张开的微裂缝,以保证形成具有一定缝宽的主裂缝。同时配套斜线式／多段塞组合加砂压裂技术、裂缝强制闭合技术、覆膜砂提高加砂规模技术,现场应用效果显著,成功地解决了压裂过程中低砂比砂堵的难题,保证了低渗透裂缝性油藏的压裂开发。     

安棚裂缝性储层压裂技术研究与应用

安棚裂缝性储层压裂施工早期砂堵的主要原因是压裂形成的人工裂缝易沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝，从而难以形成具有一定缝宽的主裂缝。针对储层特征对压裂液性能的要求，用大量的室内实验确定了压裂液基本配方，根据压裂温度场模型模拟了计算压裂过程中的温度变化；应用升破胶剂浓度和降交联剂浓度的变浓度压裂液优化设计技术，保证压裂施工需要的压裂液粘度和压裂结束后压裂液的迅速破胶和快速返排性能。文章提出了前置液中加入变砂比的段塞式“砂团”充填技术，依次堵住不同缝宽的多支裂缝，以保证形成具有一定缝宽的主裂缝。同时配套多段加砂压裂技术和裂缝强制闭合技术，现场应用效果显著，成功地解决了压裂过程中低砂比砂堵的难题，保证了低渗透裂缝性油藏的压裂开发。     

裂缝性火山岩储层压裂降滤失技术研究与应用

针对火山岩储层地应力复杂、杨氏模量高、天然裂缝发育导致压裂施工难加砂、压裂液滤失大的难题,筛选出一种降滤失剂,以控制压裂液向天然裂缝滤失。评价了该降滤失剂的降滤失性能和地层的配伍性,并应用于新疆油田古53井区火山岩储层。现场试验表明该降滤失剂的应用降低了施工难度,提高了加砂强度,增产效果显著。这对裂缝性火山岩油藏压裂的成功率具有一定的指导意义。     

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。
     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。     

腰英台油田裂缝发育储层水平井压裂技术研究

腰英台油田属于低孔特低渗油藏,储层物性条件差,层内、平面非均质性严重,天然裂缝发育,压裂施工难度大,施工成功率低。2012年在腰东地区进行水平井评价,共实施水平井分段压裂4井次(31段),施工成功率54.3%,加砂符合率低。本文通过开展前期压裂施工情况及难点分析,找出的主要问题是储层天然裂缝发育,压裂时容易形成多裂缝,压裂液滤失大导致早期砂堵。为此针对性地开展了水平井完井及压裂方式优化研究、多裂缝控制技术研究和压裂液体系优化研究,形成了适合于裂缝发育储层水平井压裂技术系列,成功解决了腰英台油田裂缝发育储层水平井压裂施工成功率低的问题。增产效果较好,为腰英台油田的高效开发提供了技术支持。     

双重介质低渗透储层压裂技术研究与应用

针对下二门油田梨树凹区块低孔、低渗储层,存在层间收缩缝、砾间缝等多种天然裂缝,具有明显的双重介质储层特征,结合勘探开发过程中的压裂改造实践,对压裂工艺及施工参数进行了优化研究配套,较好地解决了储层压裂易早期砂堵的问题。5井次压后获得高产油流或工业油流,为梨树凹区块储量升级提供了重要依据。     

新疆油田九区石炭系油藏水平井分段压裂关键技术研究及应用

九区石炭系为低孔、特低渗的浅层火山岩储层,岩性以凝灰岩为主,天然裂缝发育,是典型的孔隙～裂缝型双重介质储层,储层非均质性严重。九区石炭系压裂过程中压裂液滤失大,人工裂缝宽度狭窄容易导致砂堵,人工裂缝启裂和扩展复杂,缝高控制难度大的难题,文章通过对九区石炭系水平井体积压裂技术的研究,形成以分段优化设计方法、变黏压裂液体系、支撑剂粒径优选以及组合控缝高等关键压裂技术,提高了施工成功率和压裂改造效果。     

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。     

新疆油田九区石炭系油藏水平井分段压裂关键技术研究应用

九区石炭系为低孔、特低渗的浅层火山岩储层,岩性以凝灰岩为主,天然裂缝发育,是典型的孔隙 ～ 裂缝型双重介质储层,储层非均质性严重。九区石炭系压裂过程中压裂液滤失大,人工裂缝宽度狭窄容易导致砂 堵,人工裂缝启裂和扩展复杂,缝高控制难度大的难题,文章通过对九区石炭系水平井体积压裂技术的研究,形成 以分段优化设计方法、变黏压裂液体系、支撑剂粒径优选以及组合控缝高等关键压裂技术,提高了施工成功率和压 裂改造效果。     

大厚段砂砾岩储层压裂工艺技术研究及应用

大厚段砂砾岩储层具有物性差、可动流体饱和度低的特点,压裂是该类储层增产、稳产的重要措施,压后效果的好坏取决于人工裂缝与储层物性的匹配关系.大厚段砂砾岩储层压裂具有支撑缝长与缝高匹配困难;多裂缝发育、压裂液滤失严重,砂堵风险大;存在支撑剂嵌入,裂缝导流能力损失严重.通过技术攻关,形成了使用大排量、高粘度压裂液充分造缝;控...     

裂缝性地层压裂降滤失技术应用研究

针对裂缝性地层天然裂缝发育导致压裂液滤失大、施工过程中加砂困难的问题,提出二元滤失控制方法——前置液段塞和降滤失剂技术.以新疆油田古53井区火山岩储层为例研究了前置液量,前置液段塞浓度、导流能力、粉砂粒径和施工排量对控制滤失的作用;筛选评价了一种可降低压裂液滤失并对地层无伤害的油溶性降滤失剂,软件模拟表明,当其加量为3％时即可以明显提高压裂液效率.二元降滤失技术的现场应用对裂缝性油藏压裂的成功率具有一定的指导意义.     

深层裂缝—孔隙性储层加砂压裂降滤技术及应用

针对深层裂缝—孔隙型储层滤失大、加砂难度大且易砂堵的问题,开展了低伤害降滤失压裂液和多级粒径降滤失技术研究。压裂液的滤失系数为１．２１×１０－４ｍ／ｍｉｎ０．５,对须二岩心的伤害率为１６.７％,１２０℃,１７０ ｓ－１下剪切２０５ｍｉｎ黏度为３１４ｍＰａ·ｓ。该技术成功应用于ＬＨ１井须家河组须二段加砂压裂施工,降低了净压力６～７ＭＰａ,顺利完成了８０ｍ３加砂压裂。该技术为同类气藏加砂压裂提供了很好的思路,具有较好的推广应用前 景。     

腰英台油田特低渗透油藏压裂技术研究及应用

腰英台油田不仅具有低孔、低渗透、层多而薄、微裂缝发育以及应力敏感性强的特点，还表现出明显的双重介质储层特征。由于天然裂缝开启导致的压裂液过量滤失和压裂早期砂堵，制约了该区油藏的有效开发。结合腰英台油田勘探开发过程中的压裂改造实践，利用储层裂缝开启机理和压力降分析成果，通过分层地应力剖面研究及全三维压裂模拟、配套射孔优化、限流压裂、暂堵、双转向控缝和前置段塞等工艺的施实，较好地解决了该类储层压裂易早期砂堵的矛盾。现场应用60井次，有效率达80％，累积增产原油5×10^4t。     

克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术

克拉美丽气田火山岩气藏具有裂缝和孔隙双重介质特征,岩石坚硬、储层物性差、天然裂缝发育、自然产能低等特点,必须经过压裂改造才能获得较高产量,然而火山岩储层的复杂性给压裂改造造成很多困难,存在裂缝破裂和延伸机理认识不清、压裂液滤失大、人工裂缝扭曲或多裂缝、裂缝开度狭小、易砂堵、高储层温度、高启裂梯度、高施工泵压等问题。为此,通过理论研究和现场应用分析,总结出了一套抗高温、抗高压、抗砂堵、降滤失、快返排等储层改造技术,经试气和投产分析表明,压后增产效果明显,大大提高了火山岩压裂施工的成功率。     

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩水力压裂技术研究

塔里木油田奥陶系碳酸盐岩油藏的压裂技术难点是:①压裂设计的针对性不强;②滤失严重、滤失系数难以预测;③裂缝形态及其延伸规律复杂;④缝高不易控制;⑤加砂难度大,易形成砂堵;⑥高温深井.认为应采取的技术措施是:①进行压前储层精细评价;②应用测试压裂及解释技术;③降滤防堵技术;④综合控制裂缝高度.研究的目的是为类似现场作业提供参考.     

多裂缝煤岩储层水力压裂裂缝动态扩展研究

考虑多裂缝煤岩储层裂缝发育特性,基于简化的N-S方程和连续性方程建立了水力压裂裂缝尖端动态扩展模型。采用坐标变换的方法简化缝内流体连续性方程,计算得到多裂缝煤岩储层任意时刻压裂液的滤失速度。应用3D-CBMulti-Fracture软件,对山西某区块WS-10煤层气井水力压裂主裂缝及次生裂缝动态扩展过程进行研究。研究结果表明,当携砂液注入次生裂缝时间超过5 min后,压裂液滤失速度出现波动,随着裂缝尖端砂堵区渗透率增大,压裂液滤失系数增大;当次生裂缝砂堵区渗透率较小时,裂缝尖端变得短而粗,携砂液进入次生裂缝10 min后,裂缝最大宽度增加了2.2倍;增大裂缝尖端砂堵区渗透率,裂缝长宽比变化均匀,裂缝截面形状不会发生突变;当裂缝尖端砂堵区渗透率为0时,水力裂缝动态扩展体积误差为5%~25%。     

滨660-665块低渗透裂缝性砂岩油藏压裂的成功做法

低渗透砂岩裂缝性油藏压裂过程中，裂缝对液体滤失影响的预测与控制是压裂工艺成功的关键，过大滤失量在压裂施工中会出现早期脱砂，形成砂堵。针对滨660-665块砂岩裂缝性油藏压裂工程的特点，分析了防止压裂液滤失的工艺做法，提出了分段加砂与暂堵工艺，现场应用取得了较好的开发效果。     

碳酸盐岩缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律实验

溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间,且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上,采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验,通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测,探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响,并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明:岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件;不同水平应力差下,均能实现缝内暂堵转向,并且地应力差越小,裂缝形态越复杂,改造越范围越大;暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件,压裂液黏度过低时携砂能力差,形成的一次裂缝开度相对较小,易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。