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。     

双重介质储层压裂技术在河南油田梨树凹区块中的应用

梨树凹区块属中低渗、中低孔储层,天然裂缝发育不均,属双重介质储层,压裂时易产生早期砂堵.压裂施工所形成的人工裂缝极易沿天然裂缝延伸形成多裂缝,难以形成具有一定缝宽的主裂缝,因压裂液过量滤失导致早期砂堵,制约了该区的有效开发.针对梨树凹储层特征应用高粘压裂液体系、“一升一降”变浓度压裂液优化设计技术、前置粉陶多级降滤技术...     

五宝场构造裂缝性气藏加砂压裂工艺技术

对于砂岩裂缝性气藏而言，由于受到储层物性和气层污染等因素的影响，自然产能往往较低，不经改造难以达到工业开采价值。但是裂缝性气藏在压裂过程中由于天然裂缝的开启与扩展，增大了液体在地层中的滤失，较大的滤失量不仅增加了造缝难度，难以形成较宽的裂缝，另一方面还会造成携砂液在裂缝中提前脱砂形成砂堵。为此，针对川东北五宝场构造裂缝性气藏的特点，分析了加砂压裂改造的难点，实施了相应的工艺技术与配套措施，现场应用情况表明取得了良好效果。     

川西深层裂缝性储层加砂压裂技术研究及应用

川西深层须家河组储层为深—超深、致密—超致密砂岩气藏,且裂缝发育。为获得高产天然气流,裂缝性储层的加砂压裂改造成为必需的增产措施。在分析裂缝性储层加砂压裂难点的基础上,研究了施工排量优化及多级粒径段塞降滤等控滤失关键技术,通过对前置液量、加砂浓度等施工参数的优化,形成了川西深层裂缝性储层加砂压裂技术。该技术应用于LS1井T3X2(4251～4256m)井段,顺利完成了80m3规模的加砂压裂施工,压裂后在套压5.5MPa、油压5.7MPa下,天然气产量15594m3/d,产水7.2m3/d,取得了较好的增产效果。     

天然裂缝滤失计算和控制技术应用

引用天然裂缝滤失系数和基质滤失系数的指数关系式,对塔里木油田裂缝性K气藏小型测试压裂的压降分析,计算出K气藏天然裂缝滤失系数为10-3~10-2m/min1/2级别;净压力控制在10 MPa以内,即能将裂缝滤失系数控制在基质滤失系数的10倍以内。现场应用表明,使用多级高质量浓度段塞和大段塞量是控制K气藏加砂压裂净压力和天然裂缝滤失的有效措施之一。塔里木油田裂缝性砂岩储层加砂压裂的段塞级数为4—6级,质量浓度60~520 kg/m3,体积7~15 m3,段塞量增加1倍,平均净加砂量增加1.5倍。研究结果对类似天然裂缝发育储层的裂缝滤失规律研究和加砂压裂优化设计有很好的借鉴意义。     

华北油田Z16裂缝性断块油藏防砂堵压裂技术研究与应用

针对Z16裂缝性断块油藏压裂投产井前期砂堵原因,探讨了压裂过程中易形成多裂缝的机理,研究了该断块油藏防砂堵的工艺技术。实验评价了降滤失剂的降滤效果,结合多裂缝防治确定采用支撑剂段塞技术,通过压裂材料优选和压裂施工参数优化等技术措施,提高了压裂施工成功率。现场应用2口井施工成功,加砂强度为前期压裂加砂强度2倍以上,增产效果明显,为该断块油藏的有效开发提供了技术支撑,研究成果与认识对于类似裂缝性油藏压裂具有借鉴作用。     

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。     

裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用

裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响。裂缝性储层压裂改造后,短期产量来自高导流能力的主裂缝,长期产量则主要来自天然裂缝网络。常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主,其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾。因此,要提高压裂井改造效果,需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝,沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离,充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势。在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上,对缝网压裂的关键参数进行了分析研究。现场应用结果表明,缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂。     

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。     

腰英台油田压裂改造工艺技术研究

腰英台油田是一个低渗、特低渗微裂缝发育的低品位油藏,储层压裂改造十分困难,压裂改造技术成为该类油藏能否实现有效开发的关键技术.为解决储层的压裂改造问题,从降低压裂液滤失、解决窄缝加砂工艺出发,经理论建模、分析、研究和实验验证,确定了采用"段塞降滤、小增量线形加砂、F-55支撑剂"的综合压裂工艺技术.该压裂改造工艺技术在...     

碳酸盐岩储层加砂压裂改造的难点及对策

碳酸盐岩储层的储集空间复杂多变,天然裂缝发育,基质渗透率一般小于1×10-3 μm2,压裂改造是该类储层投产开发的一项关键技术。鉴于目前碳酸盐岩储层压裂改造成功率低,广泛调研了国内外碳酸盐岩加砂压裂的改造实例,分析认为压裂液滤失严重、储层可动流体饱和度低、缝高控制难、施工压力高、施工压力对砂浓度敏感是碳酸盐岩压裂改造的主要难点。从加强储层展布预测和测试压裂评价、降低压裂液滤失和消除多裂缝、利用酸预处理和加重压裂液降低破裂压力和施工压力、改进压裂液的抗剪切性能和携砂能力、优化压裂规模和优选施工参数等方面提出了相应的对策,对提高碳酸盐岩储层加砂压裂改造的成功率具有指导意义。     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

洛带J3p气藏水力压裂技术研究与应用

洛带气田J3p气藏具有低温、低压、低渗、水敏性和非均质性强等地质特征，单井自然产能低，压后排液困难，给压裂改造带来很大难度。通过对压裂液和压裂工艺技术的研究，形成了两套有针对性的压裂液和“超低前置液量、小排量、小砂量、高砂比、造中缝、强化返排”为特色的压裂工艺，较成功地解决了洛带J3p气藏压裂增产的技术难题。     

短宽缝压裂工艺技术的研究与应用

从压裂裂缝参数优化、水平缝脱砂技术、压裂液、高砂比管柱等方面全面论述了短宽缝压裂工艺技术的研究及现场应用情况。裂缝参数理论给出了不同井网和地层条件下最佳裂缝穿透比和导流能力,为短宽缝压裂工艺提供了定量的理论依据;高砂比管柱以其独特的结构及性能实现了高砂比、一趟管柱可压多层、可反洗、能分体等工艺要求,为短宽缝工艺实施提供了必要的技术保证。现场试验证明,短宽缝压裂配套技术,可将裂缝半径控制在19~25m之间,裂缝支撑缝宽能够达到相同施工规模、常规压裂的2.5倍。该工艺技术成为大庆油田三次加密井压裂改造的重要手段之一。     

胜利油田压裂工艺技术研究与展望

介绍了胜利油田90年代初所研究应用的压裂工艺新技术。在压裂液方面包括:应用于低温地层的破胶系统;应用于高温地层的有机硼酸盐交联系统;延缓释放的压裂液破胶系统;应用于水敏地层的柴油基压裂液等、在施工工艺方面包括:压裂化化设计技术;压裂施工监测技术;裂缝缝高控制技术;薄油层改造技术等。根据90年代初国外压裂技术的发展情况,介绍了端部脱砂技术及重复压裂技术。     

榆树林油田增效压裂技术研究

针对榆树林油田的特点，分析以往压裂效果差的原因，并对常规压裂技术采取了改进措施。该技术使用水力裂缝优化技术，优化裂缝支撑半缝长；使用多级渐进式加砂程序和较高的砂液比提高裂缝的导流能力；使用复合的粘土稳定剂防止粘土膨胀；选用快速破胶，彻底返排的优质压裂液减少压裂液夺储层的伤害。现场施工9口井，取得了比较好的压裂效果，提高了压裂工艺的整体水平。     

自支撑相变压裂技术室内研究与现场应用

为了解决常规水力压裂普遍存在的砂堵、残渣伤害、设备磨损、裂缝远端难以得到有效支撑等问题，提出了一种自支撑相变压裂技术，即：向储层注入由相变流体和非相变流体组成的相变压裂液体系，在地层温度的刺激下，相变流体发生相变，由液体变为固体的相变支撑剂颗粒从而支撑水力裂缝，而非相变流体占据的空间在其返排后则成为油气高速流动的通道；在此基础上，进行了材料性能评价、工艺参数优化和现场应用。研究结果表明：①在30 ℃下，相变压裂液体系是一种无固相的液体，流动性好，随着温度的升高，逐渐生成相变支撑剂颗粒；②相变流体相变时间可调，能够适合不同温度的储层；③在不同配方、不同剪切速度条件下，相变压裂液体系能够形成粒径介于0.1～5.0 mm的相变支撑剂；④裂缝导流能力与粒径大小呈正比，导流能力优于石英砂和陶粒。现场应用效果表明，缝长及导流能力优化、注液排量设计、温度场模拟计算等配套手段进一步完善了自支撑相变压裂技术体系，能够有效地指导自支撑相变压裂现场实施。结论认为，现场应用的成功，验证了该项技术的可行性，可以为储层改造提供一种新的压裂技术。     

深层稠油难动用储量压裂增产技术研究与试验

吐哈油田的玉1块属超稠油油藏，油层物性差．埋深为3328～3365m，不能投入正常生产。根据玉1块稠油油藏特点．应用小型压裂测试技术、高砂比宽短缝压裂技术、小排量低前置液的暂堵剂控制裂缝垂向延伸技术、防止水基压裂液进入地层造成稠油乳化及水敏伤害、压裂后气举快速排液等配套压裂工艺．开展了稠油油藏压裂增产探索性试验。对玉1块进行现场试验．施工排量2．6m^3／min．前置液34．8m^3，携砂液56m^3，加砂18．74m^3，平均砂比41．2%，最高砂比60％。稳定日产油量由压裂前的4t提高到压裂后的11t．不含水．证实没有压窜下部含油水层，压裂效果明显。图2表1参8     

疏松砂岩油藏压裂裂缝延伸规律数值模拟

压裂充填防砂可实现增产与防砂双重目的,是疏松砂岩油藏的一种重要完井方式。疏松砂岩具有高孔、高渗特点,且强度低、塑性强,裂缝起裂与延伸机理较为复杂。为研究疏松砂岩储层压裂裂缝延伸机理,揭示压裂工艺参数对裂缝形态的影响,建立了考虑储层岩石弹塑性变形、裂缝起裂与延伸、压裂液流动与滤失以及储层孔隙流体渗流复杂耦合作用的流固耦合有限元数值模型,针对渤海油田绥中36-1区块典型疏松砂岩储层,开展了压裂裂缝延伸规律数值模拟计算,并重点分析了压裂液效率、排量对于裂缝延伸规律的影响。结果表明:低效率压裂液在疏松砂岩中仅形成极短而窄的裂缝,裂缝两侧伴随着一定范围的剪胀高渗带,难以容纳支撑剂,无法实现充填防砂目的;效率高压裂液可在疏松砂岩中形成压裂充填防砂工艺所需的短宽裂缝,裂缝壁面两侧存在轻微压实现象,对渗透率的影响较小;提高压裂液排量,裂缝长度减小,裂缝宽度增加。研究结果可为疏松砂岩压裂充填设计提供一定理论参考。