共查询到19条相似文献,搜索用时 390 毫秒
1.
目的增加裂缝导流能力,提高致密砂岩气的压裂增产稳产效果。 方法为了探究加砂压裂技术在大川中沙溪庙致密砂岩储层改造中的适应性,针对该储层的特点,采用API裂缝导流能力测试仪,考查了支撑剂类型及粒径、铺砂浓度、闭合压力及压裂液类型对支撑裂缝导流能力的影响。 结果相同粒径陶粒的支撑裂缝导流能力大于覆膜石英砂和石英砂,但覆膜石英砂的导流能力受闭合压力的影响最小;0.106~0.212 mm石英砂与0.212~0.425 mm覆膜石英砂的不同组合支撑剂粒径(质量比分别为1∶4、1∶1和4∶1)支撑剂导流能力下降幅度相比单一支撑剂更加平缓。支撑剂组合为4∶1的裂缝导流能力高于1∶4和1∶1组合,在高闭合压力条件下接近0.212~0.425 mm覆膜石英砂用作单一支撑剂时的裂缝导流能力。在低闭合压力条件下,增加铺砂浓度促使导流能力明显增大。而随着闭合压力的增加,这种影响程度逐渐减弱。支撑剂采用(0.106~0.212 mm石英砂)∶(0.212~0.425 mm覆膜石英砂)用量为4∶1的组合支撑剂,当闭合压力为41.4 MPa时,清水压裂破胶液处理后的液测导流能力较质量分数为3% 的KCl降低25.43%,返排压裂破胶液处理后的液测导流能力较质量分数为3% 的KCl降低58.34%。 结论实验结果指导了现场压裂支撑剂类型、粒径以及铺砂浓度等施工参数的选择,在四川盆地川中沙溪庙组致密气储层进行现场应用,获得了较好的压裂增产效果。 相似文献
2.
利用石英砂代替陶粒支撑剂能有效降低施工成本,在致密油气藏压裂改造中广为应用。为探究石英砂支撑剂对裂缝长期导流能力的影响规律,选用20~40目、40~70目和70~140目石英砂,开展长期导流能力测试实验,探究闭合应力、铺砂浓度、粒径组合、铺置模式等因素对石英砂长期导流能力的影响并拟合参数化经验模型。研究认为:长期导流能力随铺砂浓度的增加,先升高再降低,反映了从“支撑”到“封堵”的演化;在低铺砂浓度条件下,大粒径石英砂易破碎堵塞流道,因此可在高闭合压力储层优选细砂,在低闭合压力储层优选中砂或粗砂;在考虑混合铺置时,应先采用低黏度压裂液泵送大粒径石英砂,后采用高黏度压裂液泵送小粒径石英砂。同时文章给出的混合铺置导流能力预测模型适用于混合铺置支撑剂粒径及比例的优化设计。 相似文献
3.
《特种油气藏》2020,(3)
为了研究玛18井区压裂支撑剂的适应性,在不同铺置方式和不同闭合压力下,对不同压裂支撑剂的导流能力与压裂后效果进行分析评价,根据小型压裂测试、闭合后分析等解释结果,进行储层压裂后特性分析,并对石英砂部分代替陶粒效果进行论证。结果表明:当高闭合应力时,增大铺砂浓度可有效提高裂缝导流能力,但分段式铺砂不能提高裂缝导流能力;混合支撑剂和全陶粒支撑剂的改造井地层能量与裂缝类型均类似,但混合支撑剂井的地层系数、动态储量均不如全陶粒井,且日均压降高于全陶粒井。研究认为,石英砂替代陶粒效果较差,主要原因在于:在裂缝改造类型相同时,由于储层埋深较大,地应力较高,混合支撑剂无法满足所处深度的地应力。通过计算动态储量可知,长期开采时陶粒支撑剂比石英砂支撑剂更有利于节省成本,建议在玛18区块继续采用全陶粒支撑剂。 相似文献
4.
非常规油气已经成为保障能源安全的重要支柱,而大规模水平井体积压裂技术是非常规油气经济开发的关键手段。由于压裂液、支撑剂、泵注排量等施工参数与常规压裂之间存在差异,大规模体积压裂过程中支撑剂输送铺置规律呈现完全不同的特征。文章从寻求非常规储层压裂支撑剂输送过程的典型特征出发,梳理了近年来国内外支撑剂输送实验和数值模拟的理论研究成果,阐述了单缝和复杂缝网中支撑剂输送、铺置、分流等规律,评价了基于计算流体力学的支撑剂输送数值模拟方法的适应性与局限性。以此为基础,对非常规储层压裂支撑剂输送模拟研究进行了展望,指出粗糙裂缝模拟实验装置、压裂液—支撑剂速度表征测试方法、裂缝-压裂液—支撑剂流固耦合条件下数值模拟方法等方向将是下一步研究重点,从而为非常规油气高效改造提供理论指导。 相似文献
5.
《钻采工艺》2021,(1)
压裂施工结束后须将储层中的压裂液进行快速返排以减少对地层的伤害。合理的返排制度是压后高产的关键,返排速度过低或返排不及时会对储层造成伤害,速度过高易产生支撑剂回流,损害裂缝的导流能力。为了控制支撑剂回流造成的损失,以临兴致密气藏为研究对象,通过室内实验研究两种粒径支撑剂混合铺砂后的回流规律与两种粒径单独铺砂时进行对比;为了达到降本增效的目标,分别用等效替代法和控制变量法研究石英砂替代陶粒后,石英砂支撑剂在回流时达到陶粒支撑剂临界流速所对应的铺砂浓度倍数。实验结果表明,混合铺砂时的临界流速变化趋势与两种粒径单独铺砂时相同;用石英砂替代陶粒,可高效返排,控制支撑剂回流,以达到降本增效的目的。 相似文献
6.
采用压裂覆膜石英砂压裂施工具有环保压力小、储层二次伤害低,节能、成本低等特性.压裂覆膜石英砂具有低密度、自悬浮及降摩阻等技术特性,能够采用地层水、清水、返排液等液体进行携砂压裂的一种覆膜砂.通过对压裂覆膜石英砂开展室内性能检测及实验评估,同时结合不同油藏地质特征及现场实际需求,优化出压裂施工排量与"储层埋藏深度、管柱内径大小、支撑剂浓度以及支撑剂粒径"四者的相关性,优化出"埋深、管柱、砂浓度、粒径"四位一体的压裂施工排量优化方案,指导青海油田清水压裂在不同区块措施改造方案的优化及改进. 相似文献
7.
现有压裂工艺存在砂堵、地层伤害、压后效果不理想等问题,在非常规油气藏压裂中表现更为突出。Fulcon Frac全裂缝导流压裂新技术使用新型超低密度支撑剂材料,通过降低支撑剂在压裂液中的沉降速度,同时以低黏压裂液作为主体压裂液,配合优化的施工工艺,改变支撑剂运移模式,使支撑剂在裂缝中呈全悬浮状态运移。超低密度支撑剂可采用清水或者低黏压裂液作为携砂液携带,不易形成砂堤,裂缝纵向铺砂剖面均匀,裂缝远端及分支缝部位得到有效支撑,实现有效裂缝面积与动态裂缝面积比例最大化,同时降低压裂施工中的加砂难度和施工风险,减少压裂液带来的地层伤害。某井现场应用与邻井相比,试验井所用前置液比例少,支撑剂用量更少,压后试气无阻流量提高41.6%,改造综合费用节约17.5%。该技术适用于常规低渗透储层,也适用于页岩气、致密油气等非常规储层。 相似文献
8.
9.
压裂充填防砂技术是出砂气藏防砂的有效技术,其中支撑剂选择是关键,而相对渗透率又是支撑剂性能评价的重要参数之一。通过气驱水非稳态室内实验方法,测定不同支撑剂(石英砂和树脂砂)的气水相对渗透率曲线,对石英砂和树脂砂这两种支撑剂的相对渗透率性能进行对比分析,主要包括初始水相相对渗透率、束缚水饱和度、等渗点下含水饱和度以及束缚水下的气相相对渗透率变化情况,综合考虑气藏的储层物性情况,选取合理的、效果最佳的、适合气藏开采的支撑剂。 相似文献
10.
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。 相似文献
11.
支撑剂回流控制技术的新发展 总被引:10,自引:0,他引:10
水力加砂压裂已成为油气田增产的一种重要措施,但是压后支撑剂的回流给生产带来了严重影响,带到地面的支撑剂可能损坏地面测试设备,增加作业费用,降低水力压裂作业的改造效果。经过几十年的努力,在控制支撑剂回流方面已取得了突破性的进步。现在国内外控制支撑剂回流的新技术主要有树脂包层支撑剂(RCP)防砂技术、纤维防砂技术、热塑性薄膜(TFS)防砂技术和可变形支撑剂(DIP)防砂技术,这些技术在国内的应用还比较少。文章简要介绍了这4种防砂技术的技术特点、防砂原理、使用条件和施工工艺等方面。现场试验证明,这些防砂新技术都可以在一定程度上减少或消除支撑剂的回流,减少作业费用,提高油气井产量,增加油气田的经济效益。 相似文献
12.
13.
石英砂用于页岩气储层压裂的经济适应性 总被引:1,自引:0,他引:1
四川盆地长宁—威远地区页岩气储层最小主应力介于44~68 MPa,一直使用可在高闭合压力下保持高导流能力的40~70目陶粒作为主要的支撑剂,但用量大、成本高。为了进一步降低支撑剂的成本,在采用气藏数值模拟方法论证储层所需的支撑裂缝导流能力的基础上,利用页岩气井生产分析结果和人工裂缝模拟结果研究储层作用在支撑剂上的有效应力、有效应力的加载速度和支撑剂的铺置浓度,提出了适合该区页岩气井压裂支撑剂导流的实验方法,评价了石英砂的导流能力及其对页岩气产能的影响,并利用该方法进行了支撑剂的筛选和现场试验。结果表明:(1)页岩基质渗透率小于6.0×10-4 m D时,主裂缝导流能力介于0.8~1.0 D·cm、分支裂缝导流能力介于0.05~0.10 D·cm即可满足生产需求;(2)当主裂缝垂直于最小主应力方向、分支裂缝垂直于主裂缝时,该地区页岩储层作用在主裂缝内支撑剂上的有效应力最大值为54 MPa,作用在分支裂缝内支撑剂上的最大有效应力约为69 MPa;(3)对标准支撑剂导流能力评价实验方法进行了修改——应力加载速度为1.0 MPa/min,支撑剂铺置浓度为2.5 kg/m2,最高加载压力设定为70MPa;(4)优选70/140目石英砂能够满足该区页岩气井压裂需求。在该区2个平台4口井的应用效果表明,将石英砂比例从30%提高到70%~80%,单段产气量无明显变化,单井可以节约支撑剂成本60万元~100万元,如果石英砂本地化,则成本可进一步降低。结论认为,该项成果为在基质渗透率极低的致密油气储层中采用石英砂替代陶粒以降低成本提供了技术支撑。 相似文献
14.
15.
16.
页岩气、致密气、致密油等非常规油气的大力开发对压裂工具与技术提出了更高要求。介绍了国外压裂工具与技术的新进展。压裂工具包括InterFracTM多级压裂系统、BLITZTM连续油管压裂滑套系统、快速压裂系统、DEEPFRAC深水多级压裂系统、Toe-XT液压滑套、Elect○R电子压裂滑套、i-Opener TD趾端滑套、ProDrill○R Express系列复合压裂桥塞、ProDrill○RVelocityTM Fast-Drillout复合压裂桥塞、MILLITETM压裂桥塞、ScorpionTM复合压裂桥塞、VapR可溶解压裂桥塞和Illusion○R Spire可溶解压裂桥塞; 压裂技术包括BroadBand Shield裂缝几何形状控制技术、PSI-Clone固体火箭推进剂压裂技术、MajiFrac Plus压裂技术和微压裂技术; 而支撑剂包括导电支撑剂、超低密度支撑剂、陶瓷微支撑剂和SandTec○R矽尘抑制支撑剂涂层。在此基础上, 对国内压裂工具与技术的未来发展提出了建议。提出我国应尽快完成核心压裂工具与技术的国产化, 以实现页岩气和致密油气的经济有效开发。 相似文献
17.
压裂液的携砂性能优劣直接影响着支撑剂在裂缝中的输送铺置效果及压后裂缝的有效导流能力。研制了“XS-I型”压裂液悬砂及支撑剂沉降物理模拟实验装置;开展了3种陶粒支撑剂(70/140目、40/70目、30/50目)在SRFP-1型压裂液中的悬砂特性研究,分析了支撑剂在携砂液中的沉降量、沉降速率以及二者随沉降时间的变化规律,得出影响压裂液悬砂性能的主控因素。实验研究表明,携砂液中支撑剂沉降分为快速沉降、缓慢沉降、稳定平衡3个阶段。压裂液黏度是影响压裂液悬砂性能的最主要因素,其次是支撑剂粒径、携砂液砂比。低黏度压裂液仅对70/140目支撑剂有一定悬浮能力(支撑剂充分沉降时间10~20 min),对40/70目和30/50目的支撑剂悬浮性能较差(支撑剂充分沉降时间仅为1.0 min~5.5min),整体悬砂能力较差。中黏度压裂液对70/140目支撑剂悬浮效果好(仅有9.9%~11.1%的支撑剂沉降),在小于15%砂比下对40/70目及30/50目支撑剂有较好的悬浮能力(支撑剂充分沉降时间80 min~240 min)。中高黏度压裂液中,大粒径(30/50目)支撑剂在高砂比(25%~30%)条件下加入,也仅有12%~13.1%的支撑剂沉降,悬砂性能优,适宜作为主加砂阶段的携砂液。研究结果丰富了压裂液悬砂能力测试方法及支撑剂优选评价手段,为压裂液、压裂施工参数的优化及支撑剂的优选,提供基础数据依据。 相似文献
18.
压裂井在施工后期进行排液测试及采气过程中,常有支撑剂回流造成刺坏地面流程的情况发生。通过对川西高压高产气井支撑剂回流出砂的调研分析,找出了影响压裂井出砂的主要原因是工程因素和地质因素,针对排液措施不当、压裂液破胶不完全、裂缝未充分闭合、顶替液量不足和输气流量突然变大等工程因素可采取相应的工艺措施加以解决;对于地层疏松等地质因素造成出砂可以从提高支撑剂在人工裂缝中的固定强度入手。提出了2种有效提高支撑剂充填层稳定性的技术——纤维支撑剂和树脂涂层支撑剂技术。通过在川西气田的现场试验,表明这2种技术能有效减少压裂井支撑剂的回流返吐,从而保障气井的正常采输和生产,提高了压裂增产效果,具有较好的经济效益和安全环保效益,在川西致密砂岩气藏领域具有良好的推广应用前景,为今后川西气田开展加砂压裂新工艺、新技术提供了可靠的参考资料。 相似文献
19.
中国石油非常规油气藏水平井体积压裂改造技术经历了从无到有、从1.0向2.0的跨越式发展历程。体积压裂2.0工艺以“段内多簇+小簇间距+限流射孔+暂堵转向+大排量泵注+高强度加砂+石英砂替代陶粒+滑溜水连续加砂”为核心,有力推动了非常规油气资源提产、提效、降本。缩短簇间距是非常规油气藏提高产量和采出程度的核心,段内多簇+限流射孔+暂堵转向组合工艺是高效低成本改造的关键,大规模注液增能结合密切割布缝为石英砂替代陶粒创造了条件,多簇射孔大排量施工破解了低黏滑溜水连续加砂难题。体积压裂2.0工艺在中国石油非常规油气藏应用中取得了良好成效。结合中国石油“十四五”规划对水平井体积改造技术的需求,提出5个方面发展建议:(1)强化非常规储层改造基础研究,支撑新技术体系构建;(2)提升工艺核心参数的科学性和经济性,扩大工艺应用规模;(3)推进水平井立体开发技术实践,拓展新技术应用领域;(4)推进低成本材料规模应用,支撑体积压裂2.0工艺规模实施;(5)加大裂缝监测新技术研发应用,深化新工艺改造裂缝认识。 相似文献