测试压裂在长庆低渗透油田的应用

测试压裂可有效地确定在特定地层条件下的岩石力学参数,验证固井质量的好坏,与优质压裂液相结合,可有效地控制缝高,对整装区块进行测试压裂,可提高压裂作业的成功率,并能用于确定压裂的施工排量、规模及参数优化。长庆油田应用小型测试压裂技术,获得油井的破裂压力、闭合压力、闭合时间、压裂液的滤失系数等参数,并配合井温测井,确定地层在最大排量条件下的裂缝高度、区块的压裂模式。测试压裂为靖安油田的压裂优化设计提供依据,提高了安塞油田的重复改造成功率。     

水力压裂裂缝闭合的三维数值模拟在测试压裂分析中的应用

本文描述了一种对均质和层状油气藏条件下平面非支撑水力压裂裂缝的闭合进行数值模拟的三维数值模型。该模型可模拟在裂缝闭合时缝高从高应力区回缩情况下的双斜率测试压裂递减曲线。讨论了模拟结果在测试压裂分析中的应用。     

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随着油气藏压裂技术的发展，压后评估技术越来越受到广泛重视。压裂压力递减资料分析是评价压裂裂缝形态、获取压裂设计重要参数的常用手段。对于压裂规模较大、施工排量较高的压裂井或上、下隔层较为薄弱的压裂井，采用二维或拟三维模型分析结果与实际情况偏差很大。章推导建立了一套用于分析压裂压力递减资料的三维模型，模型综合考虑了压裂液续流对裂缝继续延伸的影响，提出了以压力平方差获取拟合压力，应用该模型和此拟合压力可以有效分析计算压后裂缝长度、宽度、高度、闭合时间、停泵后裂缝延伸时间、延伸长度、施工结束时压裂液效率、压裂液滤失系数和地层应力强度因子等参数。计算实你说明了三维模型和数学拟合方法有较高的适用性和可靠性。     

页岩气探井测试压裂方案设计与评价

由于各探区页岩气成藏条件、岩性、物性、含气性和有机地化指标等存在差异,具体压裂方案也大不相同。为正确认识压裂目的层的地质特征、明确主压裂设计目标,探井在正式加砂压裂之前有必要先进行测试压裂。在对比某页岩气探井(A井)关键地层参数指标与美国页岩气开发成熟参数指标的基础上,分析了页岩层可压性条件,提出了测试压裂具体设计思路及方案,并对测试压裂监测结果进行了系统解释与评价。分析评价可知,页岩气井测试压裂所需排量和用液量高于常规测试压裂设计水平;通过分析测试压裂,除了可以得到大量关于主压裂设计施工所需的地层压力、渗透性、闭合应力、裂缝起裂及扩展行为等参数信息外,还可用来判断页岩可压性和网络裂缝形成条件。      

周边脱砂压裂特点及影响因素探讨

为了更有效率地实现周边脱砂压裂,分析了周边脱砂压裂裂缝的扩展特点;总结了滤失系数、地应力梯度、盖底层与产层压力差等地层参数对裂缝扩展趋势的影响;探讨了粘度、排量、脱砂时刻选定等作业参数对压裂的影响;最后提出周边脱砂压裂的优化设计方向.     

煤层气井阶跃测试工艺方法与应用

阶跃测试是煤层气井获取原地应力数据的方法之一,并能为煤层注入／压降测试提供准确合理的施式依据。阶跃测试是用一第列不断递增的稳定排量向地层注入流体,记录每一阶段的注入压力与排量,绘制稳定排量与压力关系曲线,当出现两条斜率不同的相交直线后,关井测压力降落曲线。压降期测试资料的分析采用双对数法和时间平方根法,以求取评价煤层压裂设计所需的参数－－闭合压力。     

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用.以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了"低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向"的暂堵转向施工方法.分析...     

鄂尔多斯盆地安83区块致密油藏老井暂堵混合水体积压裂技术

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,近年来体积压裂技术的进步使该类油藏的单井产量大幅提高,但早期开发的长庆油区安83区块采用常规压裂技术开发,单井产量低,开发效益差。为提高该类型油藏的开发效果,通过分析安83区块致密油藏特征以及开发动态,提出体积压裂技术的研究思路;利用研究区岩石力学、地应力测试及天然裂缝的相关数据,研究实现复杂裂缝网络系统的缝内净压力条件,建立动态裂缝宽度随时间和排量变化图版,并进行暂堵时机、泵注排量和暂堵剂优选等方面的研究,形成缝端暂堵、缝内多级暂堵和大排量、低砂比、大液量滑溜水低粘度液体体系的老井暂堵混合水体积压裂技术。应用效果表明,该技术有效地提高了缝内净压力,在裂缝侧向形成复杂的裂缝网络系统,提高裂缝与基质的接触体积,扩大了侧向剩余油的动用程度;在安83区块C7致密油藏应用100余口井,平均单井产量较压裂前提高4~5倍,有效地改善了安83区块的开发效果。     

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随着水力压裂技术的发展，压后评估技术越来越受到广泛重视。压裂停泵后井口压力或井底压力的递减规律反映了裂缝本身及其周围地层的情况，因此可以应用压后压力测试资料分析解释有关参数。针对压裂后压力递减资料分析技术，提出了一种新的数学拟合方法，并研制了一套Ｗｉｎｄｏｗｓ环境下的解释软件，应用该软件可以获得压裂后裂缝长度（或半径）、裂缝宽度、压裂液滤失系数、压裂液效率、裂缝闭合时间、压力递减比等有关评价参数。实例计算表明，本方法比传统的曲线拟合方法更为简便可靠。     

大型压裂技术在特低渗透薄互层油藏的应用--以梁家楼油田梁112块为例

由于低渗透薄互层具有储层薄、微裂缝发育的特点，所以压裂改造难度大，压裂后产量递减快。将大型压裂改造技术应用于该类储层，对其实施难点及主要措施进行了分析。以梁112块为例，确定了应用降滤、三维裂缝模拟和测试技术的可行性。梁112块经大型压裂改造后，增产效果显著，新投产井压裂后均自喷生产，平均单井产油量18．9t／d，该技术可为同类地层进行压裂改造提供参考。     

疏松砂岩压裂充填裂缝扩展与参数优化研究

压裂充填技术已经成为渤海油田疏松砂岩油气藏开发中一种非常重要的完井方法，但目前对该区域的疏松砂岩裂缝延伸规律尚未明晰，无法有效指导压裂充填作业。为此利用室内试验和数值模拟相结合的方法，研究了疏松砂岩裂缝的延伸机理，通过灰色关联度的方法探索了排量、地层渗透率及压裂液性质等参数对压裂效果的影响敏感性。试验和模拟结果发现，交联压裂液比线性胶压裂液更容易形成单一、平整的拉伸型裂缝，裂缝长度随压裂液排量的增加而增加，随储层渗透率和滤失系数的增加而降低；而裂缝宽度随储层渗透率增加而增加，随滤失系数和排量增加而降低。基于上述成果形成了压裂充填关键参数优化设计方法，并在渤海油田进行了170余井次现场应用，取得了较好的增产效果。研究成果可为疏松砂岩压裂充填技术的进一步推广应用提供技术指导和理论支撑。     

长庆油田水平井体积压裂工具发展浅析

长庆油田致密油资源丰富,水平井钻井及体积压裂工艺是主要开发方式,而体积压裂工具是工艺实现的关键。通过对前期水平井分段改造管柱及配套工具对比分析,结合体积压裂工艺在作业排量、多簇射孔方式等方面对工具的要求,重点介绍了水力喷射分段多簇体积压裂工具、大通径快钻桥塞压裂工具和可开关套管滑套压裂工具。结果表明,在139.7mm套管固井完井条件下,当施工总排量低于8m3/min时,水力喷射分段多簇体积压裂工具具有操作简单、作业成本低的优点,成为长庆油田水平井体积压裂主体工具,已规模应用505口油田水平井;当施工排量超过8m3/min时,则采用大通径快钻桥塞压裂工具,该工具压后无需钻磨,可直接放喷、投产,已在长庆油田应用井数42口;而可开关套管滑套压裂工具不仅可以满足大排量压裂改造,还考虑了后期分层测试以及找水、堵水、重复改造等需要,将是最具有发展潜力的工具,它代表着体积压裂工具的发展方向。     

混合液压裂在Anadarko盆地中的成功应用

最近几年,以稠化水作为压裂液的水力压裂得到了长足的发展,它能够提供一个相对长的裂缝长度,并且没有常规交联冻胶液压裂作业带来的聚合物伤害.但是稠化水压裂最大的缺点就是支撑剂沉降和砂堵,这就要求它必须要有高的排量和低的砂比.上述不足正好为混合液压裂的产生创造了条件,它是将稠化水作为压裂前置液然后紧跟交联冻胶液的液体组合.文章将在俄克拉荷马Anadarko盆地深的高温高压致密气层使用混合液压裂作业同常规的稠化水压裂及交联冻胶液压裂进行比较,同时,对混合液压裂产生的裂缝形状、冷却效应和施工费用也进行了讨论.     

确定水力压裂裂缝闭合压力的平衡试验

为了确定地层的压裂参数 ,常常需要在实施主压裂之前先实施测试压裂处理(minifracturetreatment)。这些地层压裂参数对于优化压裂设计、压力拟合和预测裂缝几何尺寸都是至关重要的。然而令人遗憾的是 ,关井的压力递减数据难以进行分析 ,从而得出不一致的和有误差的闭合压力。为了确定闭合压力 ,已经研究推出了一种称之为平衡试验的新型泵注试验方法。文中介绍了平衡试验的基本理论、闭合压力的估算方法与应用实例 ,并且对试验的条件进行了详细地讨论     

确定压裂裂缝部分闭合的现代产量递减分析方法及应用

现有的压裂井产量递减分析商业软件中没有考虑压裂缝闭合对油气产量的影响,所解释的压裂井裂缝长度远小于实际压裂缝长度。基于压裂井裂缝部分闭合和裂缝流量不均匀特征,建立了考虑裂缝部分闭合的压裂井产量递减模型,通过Newman乘积、空间变换与数值反演得到压裂井不稳定产量解,绘制了产量递减理论图版。与常规压裂井产量递减模型对比发现:新模型由于考虑了闭合裂缝的影响,不稳定流阶段产量递减速率比常规递减模型降低30%~50%;进入边界控制流阶段后,两种模型的曲线大致重合;当裂缝部分闭合长度增大时,递减速率降低的幅度也将变大。新模型在苏里格、大牛地等致密气藏的压裂井产量递减分析中拟合效果较常规递减模型好,解释得到的远井段闭合裂缝长度可以用来预测裂缝部分闭合对压裂井产量的影响。     

特低渗油田水力压裂参数优化研究

确定合理的水力压裂参数是压裂设计的难点和重点,不同的地质条件对压裂设计有不同的要求,根据双河油田的压裂资料,重点分析了油层物性、压裂方式、排量、加砂强度和射开程度等对油井产能的影响,同时给出油层厚度与产量、压裂排量与裂缝高度的定量关系以及加砂强度与采油强度的定性关系。     

多裂缝压裂工艺研究及现场实践

受储层地应力状态控制,双翼对称水力裂缝控制泄流面积有限,压裂油气井表现为初期产量高,产量递减快。多裂缝压裂是以增加主裂缝数目,并严格控制其裂缝形态为主要特征的新型压裂工艺,通过合理的施工参数和施工工艺控制主裂缝的条数和延伸方向,多方位沟通油气储集体,大幅度增加油气泄流面积,达到高产稳产的目的。在研究多裂缝产生机理的基础上,归纳出多裂缝的测试压裂特征和G函数特征。现场应用表明,多裂缝压裂技术能够极大地提高油气井产能。     

水平井多段压裂后压力递减分析

目前水平井多段压裂的应用越来越多,但是现有的压裂压力递减分析方法都是针对单条水力裂缝的。由于水平井多段裂缝闭合时,流体流动特征与直井单条裂缝具有明显不同,针对直井单条裂缝的压裂压力递减分析方法不适用于水平井多段压裂。考虑水平井多段裂缝闭合时的压力变化特点,对多段裂缝强制闭合与裂缝自然闭合进行了分析,建立了多段裂缝同时闭合的压力递减模型和裂缝参数解释方法,编制了水平井多段压裂后压力递减分析解释软件,并进行了实例分析。模拟结果表明,压力递减分析方法可以解释出水平井多段压裂的重要裂缝及储层参数,实例应用结果表明,由所建模型模拟出来的裂缝参数解释结果可靠,对水平井水力压裂理论的发展以及指导现场施工都有重要的意义和参考价值。     

苏里格气田西区储层岩石力学性质及其应用研究

对苏里格气田西区砂岩、泥岩岩石力学性质的实验研究,获得了储层砂岩、泥岩的抗张强度、静动态弹性模量、静动态泊松比、岩石地应力等力学参数。通过岩石力学参数、地应力、施工排量、缝长等因素对压裂缝高的影响研究表明:随储层与隔层地应力差和岩石断裂韧性增加,压裂缝高呈曲线和直线下降;随着岩石弹性模量和泊松比增加,压裂缝高呈曲线和直线增加;随着施工排量和半缝长增加,压裂缝高呈直线增加。现场应用研究中,根据苏里格气田西区岩石力学和地应力特征及其对压裂缝高的影响,优化了施工排量、加砂规模和半缝长,有效控制了缝高延伸,压裂避开了水层,获得了苏里格气田避水压裂开发的良好效果。     

塔河油田超临界CO2压裂井筒与裂缝温度场

采用超临界CO_2压裂技术能较好地改造塔河油田水敏、低渗储层,而压裂过程中井筒和裂缝温度场对CO_2物性参数影响较大,需要对CO_2压裂温度场进行研究。考虑径向非稳态传热、轴向非稳态对流以及摩擦力、黏滞力的影响,推导了井筒温度、压力方程,结合K-D-R方法和CO_2物性模型,建立了CO_2压裂过程中井筒和裂缝温度场计算模型,并通过实测温度、压力数据拟合,验证了模型的准确性。应用所建模型分析了塔河油田胡杨2井CO_2压裂施工排量对温度场的影响,结果表明:CO_2注入排量对井筒温度、压力以及裂缝温度影响明显,而对裂缝内压力影响较弱;井筒压力梯度随着排量增大而变小;井筒和裂缝中CO_2均可存在液态和超临界态2种相态。研究成果能为塔河油田CO_2压裂施工设计优化提供一定指导。