水力喷砂分段压裂优化设计与施工

依据水力喷砂分段压裂的技术特点结合常规加砂压裂设计方法,建立了水力喷砂分段压裂优化设计方法。通过数值计算,给出了喷嘴数量与施工排量的匹配关系曲线和环空压力与排量的关系曲线,借助实验手段,模拟现场油管与环空注入压裂液的比例研究了压裂液混合液的黏弹性恢复能力和耐剪切性能,为现场水力喷砂射孔喷嘴数量、排量和射流速度的设计,加砂压裂油管和环空排量的优化提供了参考。     

少水压裂技术及展望

针对常规水力压裂用水量大、无水压裂难以达到高砂液比和泡沫压裂难以形成复杂裂缝等问题,提出了少水压裂技术的概念,即充分利用水力压裂、无水压裂和泡沫压裂的技术优势,在满足压裂造缝体积要求的基础上,最大限度地减少用水量。重点介绍了超临界二氧化碳与低黏度滑溜水复合破岩技术、基于多因素的多簇裂缝均衡延伸控制技术、造缝及携砂全程加砂技术和压裂后返排及生产全生命周期管理等少水压裂关键技术,给出了大幅度提高压裂液的造缝效率、最大限度提高多尺度水力裂缝的砂液比和应用微泡沫压裂液等少水压裂关键工艺。少水压裂技术的提出,对国内压裂思路转变和开发效果提升具有较强的理论价值和现实指导意义。     

压裂-砾石充填防砂管柱的研究与试验

低产出砂油井进行水力压裂改造后，在其生产过程中会发生油井出地层砂和压裂砂，造成油井卡泵，更为严重的会使油层裂缝在大量支撑剂吐出后发生裂缝闭合，使压裂效果受到很大影响。针对这一问题，研制出压裂－砾石充填防砂管柱，其原理是在压裂施工之前将具有砾石充填防砂管柱与压裂管柱双重作用的压裂－砾石充填防砂管柱下到井下油层段，在水力压裂施工的同时一次完成砾石充填防砂施工作业，同步实现油层改造和油井防砂的双重目的，并在现场试验中取得了成功。     

压裂气井出砂机理研究

油田上普遍使用水力压裂增产技术来提高低渗透性气藏的产量,否则,气藏便会失去商业开采价值。然而,经过压裂施工后,发现有支撑剂回流到地面,导致气井出砂严重。这不仅将造成生产设备严重损坏,而且会严重降低支撑裂缝的导流能力,引起气井产量的大幅度下降,从而减少了由增产措施所带来的经济收入。文章以长庆气田榆2 6 - 12井为例,根据岩石力学理论,采用三维压裂模拟设计软件,研究了压裂气井的出砂机理,从而为压裂气井的出砂提供了理论依据     

基于CO2特性的无水加砂压裂技术研究与应用

吉林油田致密油资源潜力大,储层物性差,常规水力压裂改造技术易造成储层污染、能量补充不及时,油井产量递减快。CO₂无水压裂技术具有增加地层能量、降低储层伤害、原油混相等技术优势。基于液态CO₂压裂液体系的黏度、携砂性及滤失特征方面的研究,开展了CO₂无水压裂技术加砂试验。通过优选增稠剂Ⅱ型压裂液提高CO₂的黏度,采用段塞与连续加砂相结合的加砂方式、优化前置液比例,完善加砂工艺,提高加砂规模,压裂液体系黏度增加15～45倍,效果明显好于增稠剂Ⅰ型。CO₂无水加砂压裂技术实施的10口井压后日产油是常规重复压裂的2倍以上,折算单井节约水资源1 512 m³。      

低渗透油田小型分层压裂工艺实践

针对低渗透—特低渗透储层含油井段长，单井产量低，储层水敏性强的情况，通过采用分层段小规模多轮次水力压裂技术，对大港西斜坡油田进行整体增产改造。在室内岩心评价的基础上，采用了Viking-C改性胍胶压裂液体系及与地层相适应的Carbo-Lite中强度、低密度压裂砂，并合理设计压裂规模和裂缝参数，68.2%的施工采用了套管压裂注入方式，进行低排量、高砂比压裂施工，有效提高了单井产量，改善了低效油田的开发局面。     

泾河油田连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术

针对泾河油田长8油藏水平井压后初期产量低且递减快的问题,根据连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂的技术原理,结合压裂裂缝诱导应力场分析,对簇间距、射孔参数和施工参数进行了优化,形成了泾河油田长8油藏连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂施工方案:压裂簇间距15~38 m,射孔位置距离天然裂缝5~10 m,射孔喷射速度大于190 m/s,压裂施工排量4~5 m3/min,前置液比例28%~32%,段加砂量25~45 m3,平均砂比25.5%~27.0%。该技术在9口井进行了现场应用,与优化前相比,一次压开成功率提高39.3%;与单簇压裂相比,平均单井产量提高3.5 t/d。应用结果表明,连续油管水力喷砂射孔环空多簇压裂技术能实现低孔、特低渗砂岩油藏的有效开发,具备推广应用价值。      

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洛带气田为低渗透砂岩气藏，水力压裂改造是气田投入工业化开采的关键技术，而气田不利的地质特征给水力压裂改造提出了严峻的挑战。章从地应力场特征、压裂液性能优化、压裂工艺技术特点和增产效果分析入手，对洛带气田压裂工艺技术取得的新进展作了详细论述和归纳总结，提出以减小入地液量、低排量控制缝高、强化压裂液综合性能和提高返排效果为主要手段的，以“低前置液、小排量、中等砂比、强化返排”为对策的压裂施工工艺，在压裂改造中大幅度提高了单井产量和工业气井建成率，取得了比较好的技术经济效益，也为气田压裂改造技术的深入发展提供了参考。     

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。     

透镜状砂岩储层压裂规模的优化问题

实践证明,压裂改造储层是高效开发气藏的有效手段,其优化设计是需要考虑的重要方面。根据Elkins理论,储层渗透率越低,施工规模愈大,支撑裂缝越长,压裂后产量越高。但作业现场表明,透镜砂岩储层的压后产量与压裂规模的关系并不完全遵循Elkins理论,即压裂后的产量不单纯随着压裂规模的增大而增加,而存在一个适度的最优化压裂规模问题。为此,以四川盆地马井气田侏罗系蓬莱镇组储层为例,从地质构造、矿物沉积等角度分析了透镜状砂岩储层的成因和特点,从地应力方向、储层展布特征、裂缝评估、试井分析、压后效果统计等方面论证了透镜状砂岩储层对压裂规模的限制作用。基于储层厚度、砂体横向展布及压裂裂缝延伸特征,提出了透镜状砂岩储层压裂改造优化设计的方法,并成功地进行了现场应用。其成果对于我国类似透镜状砂岩储层的压裂优化设计具有指导借鉴作用。     

煤层压裂工艺技术初探

煤储层的机械性质及煤层气的形成、储集、运移、产出机理 ,均与常规油气储层不同 ,因而煤层气的压裂具有特殊性。本文针对煤粉的产生及危害、煤层压裂处理压力过高、压裂液对煤储层的危害、压裂液滤失的危害及控制等几方面原因对煤储层的特性进行了系统分析 ,提出了煤层压裂设计中应选择合适的压裂模型、适宜的压裂液及支撑剂。结合国内外煤层气勘探开发经验 ,对比分析了目前常用的压裂方法 (凝胶压裂、加砂水压裂、不加砂水压裂及泡沫压裂 )的压裂效果     

新型树脂涂层支撑剂

本文简单介绍了从70年代中期开始,西方国家研制、使用树脂涂层支撑剂的概况。由于该类支撑剂克服了传统支撑剂砂及陶粒固有的缺点,不仅防止了支撑剂被压碎及吐出的现象,也减少了支撑剂嵌入地层的弊病。另外,使用该类支撑剂还可防止细粉的运移,因此在较高的闭合应力下也能使裂缝保持较好的长期渗透率。目前美国许多油田已大量使用这类支撑剂以代替砂及陶粒。文中通过室内评价及现场使用实例说明它在水力压裂作业中的效果比传统支撑剂好,对油田增产作用显著。经济效益分析表明,它是一类最经济、合理很有发展前迫的新型水力压裂支撑剂。     

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。     

斜井前置液加砂技术现场应用

中原油田斜井(井斜20°)水力压裂过程中易产生多裂缝和存在严重弯曲摩阻,常出现早期脱砂现象。油、气井压裂后初期产量高,但递减快,稳产时间短(100d),累积产量少。针对这些问题研究了前置液加砂技术,现场应用结果表明,前置液中加入粉砂能有效控制压裂液滤失,降低储层伤害,实现裂缝深穿透,而且粉砂能支撑微裂缝,提高压裂效果;前置液加中砂能有效降低裂缝弯曲摩阻,提高施工成功率。应用该技术,中原油田斜井压裂成功率由初期的50%提高到95%以上,有效率88%,有效期延长了50d以上,应用效果显著。     

水力加砂压裂技术在苏里格气田的应用

目前苏里格气田水力加砂压裂在压裂液优化、支撑剂选择、泵注程序参数确定和液体返排技术方面存在较多问题.针对这些问题进行了认真研究,优选出了适合该区块的压裂液配方和支撑剂,优化了压裂液配置程序,提出了"适度规模、小排量、造长缝、合理砂浓度、有限导流能力"的水力压裂改造思路.经现场试验,桃7-8-5和桃7-9-14井均获得大幅增产,效果显著.     

气井裂缝出砂临界产量模型研究及应用

长庆榆林气田上古压裂气井在生产过程中,不同程度裂缝出砂,造成了极大安全风险。不同气井,压裂施工参数及规模不同,其裂缝出砂临界产量就不相同。本文通过假设压裂裂缝中支撑剂堆积方式,取支撑剂为研究对象进行了受力分析,经过严格的数学推导,得出了气井裂缝发生破坏时,出砂临界产量与井底流压之间的关系,结合实际推导了气井裂缝出砂临界产量教学模型,并进行了应用计算。这些公式的推导,对搞清压裂气井裂缝出砂临界产量,实现压裂气井不采取防砂措施下的合理配产有着重要的指导意义。     

威远页岩气藏加砂压裂困难井影响因素研究

威远构造龙马溪组页岩气藏具有低孔特低渗、天然裂缝发育、页理层理结构等特点,储层改造难度 大。针对威远构造海相页岩储层完井特征,形成了以水平井桥塞分段体积压裂为主体的改造技术。实践表明页岩 加砂压裂存在不同程度的加砂困难,部分井段存在低排量、高泵压、加砂敏感等一系列工程技术难题。统计前期加 砂困难井段储层特点、压力响应特征、加砂量、砂比、粉砂占比、加砂难易程度等加砂特征将困难井进行影响因素分 类。结合地质特点分析得出页岩加砂压裂施工困难的主要影响因素是天然裂缝破碎带、缝宽不足、净压力控制和 首段破裂压力高。在综合分析的基础上提出了针对性的技术手段,为后期页岩压裂设计的再优化和现场施工提供 了技术指导。     

高渗松软地层水力压裂缝宽预测新模型

对高渗透松软地层进行水力压裂施工时，由于地层胶结程度差，强度低，压裂液对弱胶结裂缝壁面的切向应力就会破坏裂缝壁面的稳定性，使附着在裂缝壁面上的砂粒由静止变为运动，并随压裂液的注入而向缝端后移，形成冲刷裂缝；同时，砂粒在水力冲刷作用下的后移有利于“端部脱砂”产生，而“端部脱砂”的形成又加剧了水力冲刷作用强度，这种相互作用控制着缝宽的大小，影响着“端部脱砂”压裂施工的成败，因而具有很强的研究价值。现有的缝宽模型都以弹性理论为基础，并没有考虑该水力冲刷现象，因而不能准确地预测缝宽，文中综合考虑岩石力学、流体力学、压裂液性质以及压裂施工等理论，对该冲刷缝形成机理进行了分析，建立了一种新的针对垂直裂缝的水力冲刷缝宽预测模型，并编制了相应的计算程序，最后根据一些实际参数对该模型进行了分析验证。     

绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸,致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液,在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝,使压力向垂直于井筒的方向传递,从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa,能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转;绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%,满足压后产气要求;φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s,满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3,采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中,施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间,表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现,太原组缝长155.7 m,缝高41.3 m;山西组缝长163.9 m,缝高47.5 m。因此,绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝,解决了煤岩储层造缝不理想的难题。      

新型压裂用防砂水力锚试验研究

概述了新型水力锚的结构设计、挡砂性能试验研究及工具性能特点。利用工具结构设计和室内试验相结合的方法,研究了新型防砂水力锚,提高了工具安全性能;该工具可以有效过滤细砂,挡砂精度达到60~100μm,能广泛应用于直井、斜井及水平井中,满足压裂以及采油、注水的工艺要求。