致密油藏分压四段定向射孔多缝压裂工艺优化研究

定向射孔多缝压裂工艺作为长庆油田低渗透油藏储层改造主体技术,工艺适应性强,增产效果显著,但是随着致密油开发区块储层物性逐年变差,提高单井产量难度越来越大,以分压两段为主的定向射孔多缝压裂工艺增产效果大幅下降,需要进一步通过提高分压段数,扩大泄流体积,提高单井产量。为此,提出了分压四段定向射孔多缝压裂工艺,并针对研究区储层压裂地质特征,以提高分压四段施工效率和避免缝间压窜、纵向上形成多条相互独立的裂缝为重点优化目标,在原定向射孔多缝压裂研究成果的基础上,开展了射孔方式优化、施工工艺优选、施工参数优化等方面研究,现场试验取得了较好效果。     

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。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

可降解压裂堵球的研究与应用

随着致密油气藏直井分层、水平井分段大规模压裂改造技术在吉林油田的推广应用,现场出现常规堵球长期滞留井筒、影响产能的问题,为提高工艺实施效率及效果,亟待开展可降解压裂堵球的研究。从低密度金属堵球腐蚀理论研究入手,开展压裂堵球的机械性能与可降解性能评价实验,探索研究既满足压裂施工要求又可实现压后快速降解的可降解压裂堵球,以减少对致密油气层压后产能的影响,提高改造效果。利用该可降解压裂堵球进行了69口井的现场试验,应用效果较好,其中L3井压后采用连续油管下探至人工井底,下放全过程无阻滞。可降解压裂堵球的研究与应用,结合了低密度金属材料腐蚀理论与现场压裂施工技术,实现了跨学科的综合应用,为完善及推广直井分层、水平井分段大规模压裂改造提供技术支持。     

川西致密储层水平井分段压裂工艺技术

川西低渗致密气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例。直井开发效益差,无法实现效益开发。水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段。文章在川西致密储层水平井分段压裂改造要求基础上,以实现单井产能最大化为目标优化了裂缝参数组合和多级多缝加砂压裂改造设计参数,以尽可能增加级数为目标改进了分段工具并优化了管柱结构,以实现快速压裂投产目标优化了井筒预处理、快速投球等压裂配套技术,形成了水平井多级多缝压裂工艺技术。成果在川西致密储层水平井成功应用两百余井次,提高了施工时效和单井产能。     

投球分压的理论验证及实例分析

本文从理论上论证了尼龙堵球在分层压裂时的三种受力状态:当惯性力小于拖拽力时使堵球偏离中心流线而趋向孔眼;当使球保持在孔眼口的持力大于由于流动而使之脱落的冲击力时,堵球将坐牢在孔眼上而保证压裂施工顺利进行;压裂停泵后,持力为零,地层流压对球有一个作用力,使堵球从孔眼脱落而回落井底。从实际压裂施工的井温曲线、施工曲线分析中,论证了投球分压的可行性,以及不同种类投球分压的效果差异分析,为采油厂选择投球分压提供了较充足的理论和实际应用依据。     

阿尔塔拉凹陷压裂控缝高及诊断技术

对于低渗透薄互层油气藏,储层压裂改造期望压裂作业后人工裂缝尽可能在目地层内支撑,从而增加有效支撑裂缝长度,提高人工裂缝的支撑效果。然而在实际压裂施工过程中并非所有的层都能够达到设计要求,由于施工参数和施工工艺的影响,施工缝高易过度增长。因此需要优化设计参数和施工工艺,提高该类储层压裂效果。提出了压裂改造此类储层的单薄层控缝高和多层提高压开程度的低伤害、高效改造工艺及诊断方法。通过现场应用平均探井单井产量提高了4～10m3/d,勘探试油成功率提高到85%以上,取得良好的效果。     

q422-1井低渗透薄互层油藏压裂裂缝几何形态影响因素探讨

低渗透薄互层油藏压裂改造存在的主要问题是形成的压裂裂缝窄,施工泵压高,加砂困难,压裂规模小,压裂效果明显差于单一厚层压裂。应用三维压裂设计软件,以典型井压裂为例,探讨压裂液流变性、施工排量、砂比、加砂时机等参数对低渗透薄互层油藏压裂裂缝几何尺寸的影响。现场施工结果表明,利用薄互层压裂工艺能够达到改善压裂效果的目的。     

总口向斜复杂断块性低渗透油藏压裂技术探讨

总口向斜地区位于江汉盆地东北方向,属于复杂断块性低渗透油藏,受断层影响,该区天然裂缝发育,单井纵向含油小层一般多且薄,具有典型的砂层互层特征,压裂施工中由于受天然裂缝及砂泥互层的影响,经常在低砂比段出现砂堵。针对现场施工情况,对该类具有砂泥薄互层及裂缝性特征的低渗透油藏施工困难的机理进行分析探讨,通过对上述压裂井的地质资料、测井曲线、压裂施工动态等数据分析,掌握了影响该区压裂成败的主要原因,提出了后续井的措施工艺思路,通过调整压裂液配方,加强降滤措施,改变支撑剂体系,优化施工参数及泵序等,使总口地区压裂施工成功率及有效率有了大幅度的提高。图10表1参5     

压裂新工艺在低渗透油田特殊井层的应用

针对低渗透油田低产液量新井和厚油层油井单井产量偏低的实际情况,从储层改造角度对油井低产原因进行了分析,并针对储层特点和油井低产原因,采用缝内转向压裂工艺和多级充填压裂工艺对储层进行压裂改造,有效地提高压裂裂缝在储层平面和纵向的改造程度,现场应用效果明显,为低渗透油田提高单井产量提供了重要技术支持。     

辽河油田重复压裂工艺技术研究及应用

针对辽河田低渗透油层地质特点和重复压裂工艺的要求,对重复压裂机理进行研究,在此基础上,确定了重复压裂选井选层原则及主要工艺措施,通过研究提高了重复压裂施工成功率和有效期。所采取的主要工艺措施有,加大施工规模、提高施工砂比,选用比初次压裂强度高、导流能力好的支撑剂,投球压裂,人工隔层控制缝高,暂堵压裂施工等配套的重复压裂工艺技术,较好地满足了低渗透油田开发的需要。     

深井转向压裂暂堵剂研究及应用

转向压裂可以增大水力裂缝波及范围和原油与裂缝的接触面积,是低孔低渗油藏的有效开发手段.针对目前转向压裂封堵压力较低,适用于深井转向压裂的暂堵剂研究较少等问题,利用室内实验优选暂堵剂配方,通过数值模拟方法分析配方的压裂效果,并将模拟结果与现场微地震监测数据进行对比.结果表明:单独使用暂堵颗粒无法形成有效封堵,优选复合暂堵...     

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四川盆地储层类型多种多样,地质特征纷繁复杂,表现为在纵向上Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层交替分布,横向上对比性差,且大多数低渗气藏还具有深埋,高温,高压,高含硫和多产层等特点,针对四川盆地低渗储层的特点,通过组织“九五”研究攻关,形成了一套适合四川盆地低渗储层压裂酸化工艺体系,无论从施工工艺,入井材料,室内评价检测手段,还是优化设计及后评估技术都已达到国内领先水平,文章概括叙述了四川盆地低渗储层地质特征及压裂酸化工艺体系,并详细介绍了四川压裂酸化的最新工艺技术-多级交替注入 闭合酸化组合工艺,降滤失酸酸压工艺等深穿透酸压工艺,大液量,大排量,高砂比的施工工艺及压裂液快速返排强制闭合裂缝的返排技术,缝高控制技术,现场实时监测评价和裂缝诊断技术,多产层分层改造技术,室内实验分析评价手段及优化设计与反评估技术等,所介绍孤压裂酸化改造技术对国内其它的区的增产改造具有一定的应用价值。     

水平井投球分段压裂技术及现场应用

水平井的压裂改造技术是当前国内外研究的热点和难点之一,目前基本采用井下工具进行分段压裂,工艺复杂,可靠性较差,在已大段射孔的水平井中无法应用.针对已大段射孔、无法下井下工具的水平井,提出了水平井投球分段压裂技术.采用系统优化设计方法,在裂缝类型预测、储层地质精细划分、裂缝参数优化、压裂材料优选、投球批次及数量优化和施工压力预测等技术基础上形成了投球分段压裂整体技术,不需要特殊的井下工具.通过西柳10平1和西柳10平3井两口水平井的现场实施,该技术分段准确,增产效果显著.现场试验表明水平井投球分段工艺简单、可靠,是一种值得推广的技术.     

水平井水力喷射与小直径封隔器联作压裂技术在长庆低渗油田中的应用

针对低渗透油藏水平井分段压裂破裂压力高、压裂液窜层及改造成本高等难点,提出了水平井水力喷射与小直径封隔器联作压裂技术,研制了与?139.7 mm（内径为124.3 mm）套管相配套的K344-108型小直径封隔器,并设计出了压裂钻具组合。该工艺在控制成本的基础上,能防止压裂液窜层,提高分段压裂有效率。在水平井QP-13井的现场应用表明,该工艺具有施工效率高、增产效果显著的特点,对长庆油田低渗透及超低渗透致密油藏的开发具有重大意义。     

库车山前深层高温高压气井多封隔器分层压裂工艺

库车山前区域深层高温高压低孔低渗气藏多封隔器分层压裂作业易发生封隔器失效、钢球堵塞管柱及射孔段下部替液不干净等问题,成为影响储层改造作业成功的关键问题。为解决上述问题,在完井管柱上加装了伸缩短节并延伸管柱至射孔段底界;研发了一种高强度铝合金可溶球,以三聚氰胺为过渡层的复合有机硅树脂涂层为其特殊保护膜,其承压强度在69 MPa以上且溶解速度先慢后快;研发了一种全通径压裂阀,采用棘爪式结构和投球打压方式,滑套打开侧孔时扩径通过球,使球移动至管柱底部,其通径可与下部封隔器保持一致,形成了适用于深层高温高压气井的多封隔器分层压裂工艺。现场累计应用14井次,未出现封隔器压裂时失效、管柱堵塞和替液不净等问题。分析表明:伸缩短节能够缓解温度效应和管内外压差产生的轴向力;可溶球满足压裂施工需求的同时,避免了滞留堵塞现象的出现;延伸管柱配合全通径压裂阀为射孔段替液和压裂液有效注入提供了通道,解决了射孔段钻井液沉淀堵塞和支撑剂沉积在井底的问题。多封隔器分层压裂工艺能够为深层高温高压气井储层压裂改造提供可靠技术支撑。     

低渗透油层非达西渗流单井产能计算

低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。     

压裂气井水锁伤害解除的数值模型研究

低渗透凝析气藏一般需要实施水力压裂措施后才能进行有效地开发，但大量室内实验和现场实践表明，压裂过程中往往会产生压裂工作液对储层的伤害，特别是在低渗透常压或异常低压油气藏中，压降常常与毛细管力在数量级上大小相当，故在进行一些修井作业及水力压裂后会出现气藏产量递减的现象。在低渗透凝析气藏压裂过程中,压裂液沿裂缝壁面进入气藏后将会产生气水两相流动，改变原始含气饱和度，毛细管压力使得流体流动阻力增加及压裂后返排困难，如果气层压力不能克服升高的毛细管力，就会使压裂液无法排出，出现严重的水锁效应。利用气体饱和水后的蒸发作用解除水锁伤害的机理，建立了压裂气藏水锁伤害模型，并选取岩样进行了研究，结果认为蒸发速度越大，温度越高，渗透率越大，压降越大水锁伤害解除得就越快，压裂气井中的水基流体的滤失会对压裂气井产能造成严重伤害。     

压裂用纳米体膨颗粒裂缝封堵性能实验研究

近年来,纳米颗粒用于提高采收率对小孔隙进行封堵的研究较多,但很少有人将其用于压裂工艺,对低渗透储层出水微裂缝进行封堵。因此通过调研优选出纳米体膨颗粒作为堵剂,将其用于裂缝封堵性能实验。利用自制岩心封堵实验装置,分析了纳米体膨颗粒对水流和油流裂缝通道的封堵能力,以及其自身的膨胀性、注入性和在水流裂缝通道中的耐冲刷性。实验结果表明,纳米体膨颗粒在水相环境中具有较强的吸水膨胀性能,在油相环境中具有弱膨胀性能;纳米体膨颗粒对水流裂缝的封堵效果良好,在围压为40和50 MPa下水相封堵率高达90%;对油流裂缝不会形成很强的封堵,油相封堵率小于30%。此外,纳米体膨颗粒的注入性能良好。在围压为40 MPa、注入3 PV浓度为2%的纳米体膨颗粒在水流裂缝中,膨胀4 d后的耐冲刷性良好;因此纳米体膨颗粒达到了封堵水流裂缝而不封堵油流裂缝的目的,能较好地应用于压裂堵水。      

低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化新方法

水平井分段多簇压裂中簇间距的大小是决定水平井分段多簇压裂成败的关键因素。为提高低渗透油气藏储层压裂改造效果,需建立合理的簇间距优化模型,而现有的优化方法多以应力反转半径作为最佳间距,并未定量化表征压裂后的储层改造效果。为此,基于弹性力学基础理论和位移不连续法建立了考虑水力裂缝干扰模式下的复杂地应力场计算模型,研究了天然裂缝在复杂地应力场条件下发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的规律,再以获得最大缝网波及区域面积为优化目标,形成一种新的簇间距优化方法。研究结果表明:(1)张开的水力裂缝会在其周围产生诱导应力,压裂液的滤失则会导致地层孔隙压力变化,相应的地层孔隙弹性应力也会发生变化;(2)天然裂缝剪切破裂区域与张开破裂区域重叠,且前者要远大于后者,可采用天然裂缝剪切破裂区域面积来表征复杂裂缝网络波及区域的大小。采用该方法指导了现场水平井的簇间距优化设计,实验井压裂后取得了理想的增产效果,为低渗透油气藏水平井分段多簇压裂的簇间距优化设计提供了借鉴和指导。