南海东部特低渗油田压裂改造实践与效果评价

南海东部F油田WC组属于特低渗油藏,具有埋藏深、渗透率低、储层跨度大的特征,常规测试产量低,需压裂改造提高产能。WC组A5井压裂时存在储层纵向改造不充分、裂缝失控风险高、砂堵风险高、井斜角大造成裂缝弯曲、压裂规模小等难题。在前置液中加入小粒径段塞,打磨射孔炮眼和弯曲裂缝,减小砂堵风险,同时降低压裂液滤失,增加隔层应力,避免裂缝向下延伸。优化施工排量为4m³/min、支撑剂加量为50m³,达到支撑裂缝半长125.9m,支撑缝高51.4m。优化海上平台压裂设备摆放,满足4台压裂泵作业需求,并采用连续补砂工艺,满足单次加砂50m³的要求。A5井压后初期平均日产油22m³/d,增产倍比达4倍以上。采用生产测井技术对压后效果进行评价,压后射孔段内有4个主要产液段,产液段长度占总射孔厚度的36%;4个产液段中,产液量占比最高达45%,最低为14%。分析认为,多裂缝、储层纵向非均质性是影响压后增产效果的主要因素。建议在该类储层后续压裂改造中,采用水平井或大斜度井,对储层进行精细划分,优选甜点段射孔和改造,提高对甜...     

油页岩天然岩心支撑剂嵌入导流能力实验研究

辽河油田大民屯盆地沙四段发育一套湖相致密储层,岩性为含碳酸盐的油页岩。由于平均泥质含量高达39.4%,支撑剂容易发生嵌入使人工裂缝导流能力变差。以往导流能力评价实验通常采用钢板或人造岩心夹持支撑剂的方法,忽略了储层岩性的天然属性,实验数据参考性差。为了定量评价储层条件下支撑剂嵌入影响,利用钻井取心制备成天然岩板,并运用CDLY-2006水力压裂裂缝导流能力测试系统,进行了天然岩板、钢板长期导流能力对比实验,分析了不同粒径、不同闭合压力、不同铺砂浓度下的裂缝导流能力变化。结果表明,随着闭合应力的增大,不同粒径支撑剂的导流能力普遍呈下降趋势;支撑剂粒径越大、铺砂浓度越小,因嵌入作用损失的导流能力越大。天然岩板导流能力实验提供了模拟储层条件下的相对精确数据,为油页岩储层压裂方案设计提供了参考依据。     

不同支撑剂组合方式下页岩导流能力实验评价

为了深入了解多粒径支撑剂组合条件下页岩储层导流能力的大小,依据达西定律,采用API支撑剂实验装置,评价分析不同支撑剂质量比例、粒径、铺砂浓度、类型、流体类型、岩性等对导流能力的影响。实验结果表明：随着闭合压力增加,各种支撑剂组合方式下的导流能力都有很大程度下降;相同条件下,铺砂浓度与导流能力呈正相关关系,覆膜砂的导流能力高于石英砂,清水条件下的导流能力高于破胶液,硬度高的页岩储层导流能力高于硬度低的页岩储层;70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂支撑剂组合,在质量比为1∶6∶3时导流能力最优;在高闭合压力下,70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂组合的导流能力,略高于70/140目陶粒+30/50目覆膜砂+20/40目覆膜砂支撑剂组合。可见,对于较软地层采用覆膜砂组合支撑剂,更有利于长期保持较高的导流能力;压裂液选用时更要注重压裂液配方的低伤害性,以提高导流能力。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、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,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

可控穿层压裂技术在砂泥岩互层储层改造应用

针对砂泥岩储层存在岩性复杂,储层物性差,纵向上砂层发育、砂泥岩间互层、泥岩夹层薄(3m),上下隔层遮挡能力弱,裂缝高度容易失控等特点,通过绘制油井纵向上地应力剖面,确定合理的缝内净压力值,应用Fracpro PT压裂软件,优化模拟变黏度、变排量、变支撑剂粒径等条件下最佳的缝内净压力和裂缝支撑高度,确定施工规模、施工排量、液体黏度、砂浓度、前置液比例和支撑剂粒径组合比例等参数,优化出最优施工泵注程序。在控制纵向上裂缝高度前提下,采用前置液投球分压技术,确保多组砂层有效改造,通过优化的二次加砂工艺,建立最优的裂缝支撑砂堤剖面,实现纵向上砂层有效支撑,提高了储层纵向上有效动用程度,形成了砂泥岩互层可控穿层压裂技术。该项研究成果在AR29区块推广实施了17口井,压裂后阵列声波测井和井温测井结果表明,砂泥岩薄互层可控穿层压裂技术可靠,措施后平均单井日产油12.3t/d,增油效果显著。     

玉北6区块深层稠油油藏压裂技术研究与应用

鲁克沁油田二叠系梧桐沟组深层砂砾岩稠油油藏储层破裂压力高、地层温度高、原油黏度高、岩性复杂,给储层压裂措施带来诸多难题。针对储层特征,压裂以提高施工成功率、提高导流能力、提高储层动用程度、降低储层伤害为思路,以低浓度胍胶高效交联压裂体系、"注水蓄能+压裂"技术、多次加砂、准101.6mm非标油管、组合粒径加砂为技术对策开展研究工作。结果表明:前置液多段塞+段塞式加砂+组合粒径陶粒的加砂方式现场适应性较强,可保证施工成功率与裂缝导流能力;"注水蓄能+压裂"技术使地层能量得到有效补充,弥补了注采井网不完善、高压欠注及地层压力系数下降等缺陷;低浓度胍胶高效交联压裂液体系具有低摩阻、低滤失、低界面张力、返排彻底、对地层伤害小、携砂性能好等特点,现场规模推广应用单井液体成本下降40%;采用准101.6mm非标油管及套管注入压裂可有效降低施工风险。将研究成果应用于玉北6区块17井次,增产、稳产效果明显。     

页岩油复杂裂缝形态段塞处理技术研究

松辽盆地古龙凹陷页岩油是大庆油田重要的接替领域。由于古龙页岩油储层地质条件独特,水平页理纹层发育,压裂时在近井端易形成复杂裂缝形态,裂缝转角大,易脱砂,导致主压裂施工中加砂困难,压力波动幅度大,无法有效连续加砂。为降低连续加砂施工难度,基于流体力学理论和颗粒冲蚀理论建立模型,利用有限元迭代法模拟低砂比段塞阶段支撑剂对裂缝转角的冲蚀效应。模拟结果表明,裂缝转角处的冲蚀效应与排量和砂比呈正相关,与压裂液黏度呈负相关。基于模拟结果建立排量、砂比及压裂液黏度与冲蚀效应的关系图版,并依据图版对试验井低砂比段塞阶段压裂液物性排量等施工参数进行优化,施工排量16m³/min,在砂比5%、压裂液黏度20mPa·s条件下缝内冲蚀效果最好。充分利用段塞加砂阶段,打磨裂缝转角,控制近井端裂缝形态,降低连续加砂施工难度。     

固井滑套体积压裂技术在致密油水平井的应用

致密油水平井投产前需要进行体积压裂,目前应用的压裂工艺主要为单段多簇复合桥塞压裂,但该工艺存在施工效率低、费用高、裂缝改造不充分及全井压裂后需要钻塞等问题。针对复合桥塞压裂存在的问题,在致密油扶余油层选取YP42-P1井开展固井滑套体积压裂试验,采用连续油管打开滑套进行单段单簇压裂改造。通过深化水平段储层品质认识及缝间距优化,共部署33条裂缝(即部署33段固井滑套),平均缝间距35m。结合地震属性预测图、砂体平面发育情况及邻井测井综合解释成果等,对缝长、施工排量及压裂液等参数进行优化,实现储层动用最大化,保证改造规模。从现场应用情况看,下入一趟压裂管柱按设计完成33段压裂施工,33级滑套打开成功率为100%、施工效率显著提高、施工费用大幅降低,且每条裂缝均得到充分改造,取得了较好的效果。该技术可为致密油水平井科学高效压裂开发提供技术支持,同时为同类型油藏压裂开发起到一定的借鉴作用。     

纤维暂堵转向压裂技术在裂缝性储层的应用

长垣南部葡萄花外围台肇、敖南储层受东西向天裂缝发育影响,裂缝方向性水淹问题严重。生产中为避免注水沿裂缝方向快速突进,在井网设计上以线性注采关系为主,但该方式易形成注采空白剩余油富集的区域,导致区块采出程度低,而对于这类储层利用常规压裂方式形成的双翼缝,无法在空白区域形成有效裂缝系统,难以达到挖潜剩余油的目的。利用"纤维+基液+支撑剂"的暂堵压裂工艺,在砂比为35%～40%的阶段,加入质量浓度为0.4%～1.4%的纤维时,缝内净压差达到5～12MPa。结合储层应力条件研究,该差值满足开启分支裂缝的应力条件,并根据储层物性特点,对施工规模、裂缝条数、裂缝长度及转向时机等参数进行优化,结合现场试验摸索形成了纤维暂堵转向压裂的设计标准。现场应用表明,形成"主缝+分支缝"的裂缝系统在剩余油富集的空白区域建立有效渗流通道,可提高裂缝控制体积,达到裂缝性储层的挖潜效果。     

高速通道压裂技术在国外的研究与应用

高速通道压裂技术是近两年出现的新工艺,主要应用在美国、俄罗斯、南美和北非、中东等油气高产地区,已在世界范围内实施超过3800井次,取得良好增产效果。该工艺的主要目标是在人工裂缝内部造出稳定而敞开的油气流动网络通道,显著提高人工裂缝的导流能力,消除由于残渣堵塞、支撑剂嵌入等引起的导流能力损失,从而减小井筒附近的压降漏斗效应,提高压裂改造效果。通过综合多簇射孔、支撑剂段塞注入和拌注纤维等工艺技术,实现了支撑剂在裂缝内非均匀铺砂;经过优化研究,使高速通道保持长期有效。该工艺可提高铺砂效果、减少压裂材料使用量,增加返排率,保持裂缝的清洁,并能有效减少施工中砂堵的风险,其适应性广,可用于砂岩、碳酸盐岩及页岩等各种油气藏。为解决国内低渗透油气藏压后普遍存在的返排困难和裂缝伤害等问题,提供了一种可行的技术方法。     

二次加砂工艺技术在玛北百口泉组砂砾岩的应用

准噶尔盆地环玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组砂砾岩储层厚度大,具有低孔、低渗特征,油层居于储层上部,局部存在水层,储层压裂改造难点是控制人工裂缝向下延伸以及支撑剂的合理铺置。所谓二次加砂技术,是在压裂过程中,完成第一级加砂后停泵,待裂缝闭合,进行第二级加砂,每级加砂都是相对独立完整的泵注过程,该技术具有下列优点:控制裂缝高度向下延伸,具有控缝高作用,二次加砂压裂后的裂缝长度大于一次加砂(同等加砂规模下);支撑剂向上充填,正好充填在油层位置,有利于油气生产;压裂缝具有支撑裂缝宽度大,填砂浓度高,导流能力强等优点,满足低渗透油藏对裂缝导流能力的要求。在二次加砂技术基础上,针对不同的储层类型,开发出三种组合压裂工艺,分别为二次加砂+分层压裂组合工艺、二次加砂+前置滑溜水组合工艺、二次加砂+控缝高组合工艺。经过多井次试验,三种工艺均获得理想压裂效果。实践证明,二次加砂及其组合技术在玛湖凹陷储层具有很好的适应性。     

HiWAY压裂技术在雷平2井中的应用

雷平2井位于辽河油田雷家区块,该区块是辽河油田的勘探重点区块,从岩性上看为泥质白云岩、白云质泥岩,储集空间以孔隙-裂缝型和裂缝型为主,储层渗透率小于1m D,孔隙度小于10%,试采前需进行压裂改造。前期先后开展3口探井的常规压裂试验,但因储层泥质含量较高、支撑剂嵌入伤害较大,导流能力损失较大,现场实施效果均不理想,故采用导流能力超强的Hi WAY压裂技术。Hi WAY压裂技术通过在压裂支撑剂中加入纤维,同时采用脉冲式加砂方式,在裂缝内形成许多条高速导流通道,较常规压裂具有更高的导流能力。水平井泵送速钻桥塞分段压裂技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、裂缝布放位置精确等特点。将Hi WAY压裂技术应用于雷平2井,同时配合水平井速钻桥塞分段压裂技术进行现场施工,压后该井最大日产液316.5m3/d,最大日产油110.8m3/d,投入产出比约为3.55。初步判断,Hi WAY压裂技术可以实现雷家区块储层的有效动用。     

准噶尔盆地克拉美丽气田石炭系火山岩储层特征

准噶尔盆地克拉美丽气田石炭系火山岩储层岩石类型多,非均质性强,不同火山岩储层相带具有不同储集性能。通过岩心、铸体薄片观察和分析,从岩相特征、孔隙结构、储层孔渗参数分布等方面,分析火山岩有利储层空间类型、物性特征及储层发育主控因素。石炭系火山岩储层中次火山岩、火山熔岩、熔结碎屑岩、火山碎屑岩储层储集性较好,主要为孔隙-裂缝双重介质型,是火山岩油气聚集成藏的有利场所。火山岩储集空间中孔隙是主要储集空间,裂缝起渗流通道作用,火山岩原生孔隙连通性差,经次生作用改造后成为有效储集空间。裂缝将彼此不连通或连通性差的孔隙连接起来,使之成为有效孔隙网络。影响和控制储层空间发育和储集性能的主要地质因素及作用包括火山岩岩相分布、风化淋滤作用、构造断裂作用以及后期成岩作用。     

玛北致密砂砾岩油藏水平井压裂产能影响因素研究

压裂井的产能影响因素研究可为压裂设计指明参数优化方向。以玛北油藏为例,采用E-Stim Plan软件对油藏产能进行预测,并在此基础上分析了影响产能的主要因素,得到下列结论:压力系数对产量的影响非常大,应优选压力系数高的区域开展钻井压裂工作;环玛湖砂砾岩储层都有不同程度的压敏现象,大大影响了产量;在目前的储层条件以及分级压裂级数要求下,完井方式对产量影响不大;随着裂缝长度的增加,产能相应增大,但到达一定的长度之后,长度增加对产能增加的贡献量减小;当储层地下渗透率为0.1m D时,长期导流能力在130~160m D·m为优;20~40目陶粒、覆膜砂满足有效应力30MPa下导流能力为130~160m D·m的要求;水平段越长,产量越高,而水平段长度的选取受其他诸多因素限制;当储层地下渗透率为0.1m D时,700m水平段长优选的裂缝条数在14~16条之间;在支撑剂容易沉降的储层,裂缝容易向上延伸有利于产层整体导流能力的提高,反之则不利于整体导流能力的提高。     

雷家白云岩致密储层改造发展历程与认识

辽河坳陷陈家洼陷北部的雷家地区沙四段发育一套湖相碳酸盐岩致密储层,储集岩性以含泥泥晶云岩、泥晶粒屑云岩为主,具有薄互层发育、天然裂缝发育不均、原油流度低等特点。雷家地区沙四段纵向分为杜家台油层和高升油层上下两段,杜家台组又划分为杜一、杜二、杜三等3个小层。根据油气显示情况,杜三组和高升组是"甜点"相对集中发育的层段。经过大规模加砂、高导流通道、直井复合压裂、水平井体积压裂等4个储层改造发展阶段,得出4点经验认识:地质评价提高"甜点区"辨识是储层改造的基础前提,体积压裂是储层改造理念的发展方向,控破裂泵注方式可有效提高压裂施工成功率,较高的储层钻遇率是水平井分段体积压裂的必要条件。目前雷家致密储层已经形成了相对成熟的水平井分段压裂体积改造工艺,应用于3口水平井,压后平均产量达到13.8m3/d。     

国外分流暂堵宽带压裂新技术及其先导试验

分流暂堵宽带压裂技术是最近两年出现的非常规储层改造新工艺,该工艺在快钻式桥塞分段射孔加砂压裂的基础上,采用可降解的纤维和暂堵球,在低应力区完成改造后迫使工作液转向高应力区,把未改造到或者改造不充分的那部分射孔簇充分改造,从而实现井筒最大覆盖和油气藏接触的最大化、增加产量和提高采收率。室内实验主要着眼对暂堵材料的优选和评价,先导应用井共实施11段分流暂堵施工,测得转向压力范围在3.38~20.67MPa之间,平均8.28MPa;模拟计算表明,在暂堵材料用量及各项主要工艺参数未变的情况下,各段转向压力的不同主要由排量在各个射孔簇的分配及新旧裂缝破裂压力的不同引起。先导井各段的瞬时停泵压力、裂缝监测、压后产量对比等工程特征协同说明暂堵转向成功。经过160d的生产,新工艺实施井比对照井标准化累计产油当量提升15%。     

低渗油田水平井整体压裂技术实践与认识

A油田P油层属低温薄差储层,同位素测井、井下及地面微地震监测结果及瞬时停泵压力梯度分析均表明,人工裂缝形态为水平裂缝。针对P油层试验区的地质特征,优选双封单卡分段压裂技术,优选新型压裂液和支撑剂,确定射孔方式,选取含油饱和度高的井段进行射孔,在油藏评价和压后产量预测基础上,建立裂缝数目优化模型。参照模拟结果,结合井身结构、地质特点和水平井井组注采对应关系等因素,对试验水平井水平裂缝参数进行优化。确定分段压裂平均砂比为21%,末期砂比在35%以上,施工排量为2.5～3.5m3/min。现场施工效果表明,双封单卡分段压裂管柱在承压性能及过砂量要求上,能满足要求;所选用的低温压裂液体系交联性能良好,能达到设计施工参数(砂比和排量)要求,8口井37个压裂层段工艺成功率达100%。投产井初期平均单井日产油6.0t/d,是同区块直井的4.0倍;投产3个月后,平均单井日产油4.0t/d,仍然是同区块直井的3.6倍。     

石英砂支撑剂破碎率影响因素探讨

水力压裂是油气田增产、增注的有效措施,其效果与支撑剂性能密切相关,而支撑剂的破碎率是重要性能指标之一。石英砂支撑剂作为支撑剂的一个重要分支,其破碎率受产地、粒径、实验条件等因素影响。选取6个代表性产地、不同粒径段的石英砂支撑剂,按照行业推荐标准SY/T 5108—2014的方法 进行实验,从粒径级配、不同矿化度液体浸泡等方面进行破碎率的影响因素研究。实验结果表明,石英砂支撑剂破碎率受产地影响较大;支撑剂的粒径组成对支撑剂破碎率亦有较大影响,规格范围内细粒径颗粒越少,支撑剂破碎率越低;不同液体浸泡对破碎率影响明显,矿化水浸泡后支撑剂的破碎率明显降低。因此,对石英砂支撑剂强度要求比较苛刻的储层,可选用质量较好产地的石英砂支撑剂,以提高其裂缝中的充填性能,增加裂缝导流能力。生产过程中可通过改变粒径分布使破碎率达到合格。同时,也可以采用矿化水浸泡、清水洗涤的方式降低石英砂支撑剂破碎率。     

海拉尔油田致密油开发试验

海拉尔油田贝28区块兴安岭油层物性差,属中孔致密储层,且岩性复杂。2005年,区块投入开发,已投产油井具有压裂投产初期产量高、产量递减快、注水受效差的特点,目前采油速度0.07%,采出程度1.58%,开发效果较差。由于兴安岭油层天然裂缝不发育,不具备缝网压裂的条件,为提高致密油储层动用程度和单井产能,开展了直井大规模分支缝压裂试验。通过可降解纤维暂堵,在大规模压裂形成的主缝的侧向产生分支裂缝,形成主裂缝和分支裂缝结合的多裂缝系统,扩大泄油面积,与水井建立有效的驱动,提高压裂产量。现场试验6口井,平均单井压裂液用量1631m3,单井加砂量161m3,单井加砂强度达到7.8m3/d,压裂初期平均单井日产油5.7t/d,日增油5.0t/d,压裂500d后平均单井累计增油2244t。大规模压裂费用较高,可从压裂材料方面控制压裂投资,同时配套工厂化作业模式。