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针对目前加砂压裂增产新工艺水力喷射分层压裂加砂对压裂液性能新的特殊要求。在实验室开展了满足该新工艺施工要求的压裂液配方体系的研究.对优化压裂液液体配方、交联剂组成、交联比等进行了室内性能试验。研究出满足该新工艺的压裂液配方和现场应用技术。室内性能评价表明,研制的压裂液满足水力喷射分层压裂加砂对压裂液高剪切后携砂的要求,并在四川须家河广安、合川等区块大斜度井、水平井的水力喷射分层压裂施工中得到成功应用,累计增加天然气产量11.1365×10^4m^3/d。 相似文献
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对陕北富县探区深层气藏压裂施工参数、压裂液性能、排液情况、压后效果等进行技术分析 ,得知压裂效果不太理想的原因主要有储层低压、低渗、孔隙度小、粘土含量高、对地层保护不利等因素。故采用了拟三维压裂软件进行优化压裂设计 ,并采取了保护地层、优选压裂液和高强度支撑剂、小油管注入、分段破胶、裂缝前后处理以及施工过程中加液氮、压后裂缝强制闭合等技术措施。这些措施使压裂液彻底水化破胶 ,液体快速返排 ,减少地层污染 ,提高了压裂效果 相似文献
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丘东凝析气田J2x气藏具有低孔、低渗、非均质性强等地质特征,地应力复杂,微裂缝发育,地层岩石杨氏模量高,导致水力压裂改造时破裂压力高,在高压下天然裂缝张开从而造成压裂液的高滤失,使得液体效率降低难以形成足够宽度的动态裂缝,现场表现为高砂比作业,易产生砂堵,对于这类储层的加砂压裂改造一直是国内外技术攻关的难点之一。针对本区以往压裂施工的经验和教训,结合储层特征进行压裂液体系优选和压裂优化设计,通过实施前置液降滤措施、线性加砂技术等工艺,对4口井成功实施了加砂压裂改造,最大加砂量30m^3,并在压后实施强化返排,使得凝析气井产气量大幅度提高,增产倍数达10倍以上,取得了良好的压裂效果,对指导该类型储层的压裂改造技术优化具有参考意义。 相似文献
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樊134-1井存在隔层条件差、下部水层发育、天然裂缝发育和加砂困难等难题,常规压裂技术难以对其实施充分改造,根据该井储层地质特征和井况条件,确定采用二次加砂压裂技术对其储层进行压裂改造。在分析樊134-1井压裂技术难点的基础上,通过实验和理论分析,分别从加砂规模确定、二次加砂比例优化、中途停泵时间确定、压裂液和支撑剂优选与评价、降滤措施及返排措施等方面进行了研究,从而确定了二次加砂压裂施工的关键参数。于2012年11月26日对樊134-1井实施二次加砂压裂施工,施工历时189 min,累积泵入压裂液468.4 m3,支撑剂加入量为46 m3,中途停泵时间为115 min。压裂2 d后,采用3 mm油嘴自喷,产液量为27.1 t/d,产油量为13.2 t/d,增产效果显著。樊134-1井的实施效果证实,二次加砂压裂技术具有控制缝高、能够形成高导流能力裂缝、降低滤失量和加砂风险等优点,类似井可采用该技术进行压裂改造。 相似文献
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针对压裂液伤害地层的问题,通过对压裂液延迟交联与快速破胶技术的研究试验,研制出了时间延迟交联剂和温度延迟交联剂.确定了压裂液在不同温度和不同时间内破胶时需要破胶剂的用量。结果表明.压裂液交联的最佳时间是压裂液刚进入地层的那一刻。为减少压裂液对地层的伤害,破胶剂加量应根据施工时问与裂缝中压裂液温度情况,使压裂液的破胶时间与施工时间相一致,既能保证压裂液的造缝与携砂能力,又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排。现场应用表明,压裂液具有摩阻低、抗剪切性能好、造缝与携砂能力强。对地层伤害小的优点.满足了现场施工的需要,提高了油井(特别是深井)压裂施工的成功率。在华北冀中对井深3400~3800m的油井压裂施工9口,平均砂比为29.3%,成功率为100%。 相似文献
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塔里木油田加砂压裂液实验研究 总被引:2,自引:0,他引:2
水基压裂液在加砂压裂施工中用来传递压力、张裂地层、携带支撑剂等,其性能直接影响施工成败。文中介绍了以WG—26瓜胶粉、GRJ—11羟丙基瓜胶粉、XD香豆粉和CT9—1蘑芋胶粉4种稠化剂和30余种化学剂经室内试验,组成的4种水基压裂液体系,成功地用于塔里木油田加砂压裂施工,成功率达100%。文中分析了化学添加剂性能检测,水基压裂液配方组成及性能测试,以及现场应用评价等。 相似文献
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为提高筛管外的砾石压实程度,保证滤砂层厚度和防砂效果;同时为提高疏松油层裂缝中砾石充填密度,保证裂缝开度,提高增产效果,通过室内理论研究和现场试验,研制出了适应稠油压裂防砂的端部脱砂工艺.该技术结合了压裂技术和砾石充填技术,在压裂施工之前将具有砾石充填防砂管柱与压裂管柱双重作用的压裂-砾石充填防砂管柱下到井下油层段,在水力压裂施工的同时一次完成砾石充填防砂施工作业.研究表明,压裂填砂管柱是实现端部脱砂工艺的关键,压裂后油井可以即时进行压裂液反排,缩短压裂液对地层的浸泡时间,有效降低对地层造成的污染. 相似文献
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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
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一种高性能有机酯前置酸加砂压裂隔离液体系 总被引:1,自引:0,他引:1
前置酸加砂压裂工艺技术在油气田现场增产改造作业中已进行了大量应用,并取得了较好的增产效果,但同时也暴露出了在压裂注入过程中前置酸与压裂液接触提前破胶等问题。为此,根据前置酸加砂压裂工艺技术的要求,从确保施工成功、提高增产效果出发,提出了采用前置酸加砂压裂隔离液隔离前置酸和压裂液技术,通过理论分析和实验研究,优选出了有机酯类物质作为前置酸加砂压裂隔离液体系主剂,提出了高性能有机酯前置酸加砂压裂隔离液配方和制备方法。对系列实验评价分析结果的研究表明,所提出的有机酯前置酸加砂压裂隔离液体系能较好满足前置酸加砂压裂要求,有效隔离前置酸液和压裂液,提高了施工效果。 相似文献
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M气藏压裂施工砂堵原因剖析 总被引:6,自引:0,他引:6
气井压裂施工过程中产生砂堵在影响压裂效果的同时将会产生严重的经济损失。通过考虑影响压裂施工的地层、压裂液、工程、设计等各种因素,剖析了压裂过程中产生砂堵的常见原因。针对M气藏6口压裂施工井的砂堵情况,结合压裂施工曲线、测井曲线、测井解释成果、压裂施工设计及实际施工参数对产生砂堵的具体原因进行分析,在此基础上提出了防止M气藏压裂施工砂堵的具体建议。砂堵原因的深入认识和相关建议对M气藏后续压裂设计和施工具有很高的参考价值,对其他类似的低渗砂岩气藏的压裂施工也具有重要指导意义。 相似文献
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为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。 相似文献
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CO2干法加砂压裂是以CO2代替常规水力压裂液的一种无水压裂技术,国外(美国和加拿大)的实践成果表明:该方法对低压、低渗透、强水锁/水敏储层的压裂改造效果十分明显。为此,就其增产机理、压裂液体系、密封混砂装置及压裂工艺开展了一系列的试验研究,获得了一系列成果:①CO2提黏技术使超临界CO2黏度提高了240~490倍,改善了CO2压裂液的携砂性和造缝性,是实现CO2干法加砂压裂的一项关键技术;②CO2密闭混砂装置的研制实现了对CO2干法加砂压裂关键装置的配套,能够满足CO2干法加砂压裂作业的施工需要;③CO2干法加砂压裂实现了完全自主返排;④CO2干法加砂压裂利用CO2代替水基压裂液,能够大量节约压裂作业的耗水量,实现循环经济;⑤CO2干法加砂压裂工艺是可行的,对低压、低渗透、强水锁伤害储层具有较好针对性,表现出了良好的增产效果。 相似文献
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醇基酸醇基压裂液在蜀南地区须家河组的应用前景 总被引:1,自引:0,他引:1
蜀南地区须家河组砂岩储层孔隙度低,渗透率特低,水敏、水锁伤害强-中等,压力系数偏低,储层水基加砂压裂或酸化改造后排液困难,储层改造成功率低。在对比分析了水基压裂液、液态二氧化碳压裂液、泡沫压裂液、醇基压裂液、醇基酸优缺点的基础上,认为醇基压裂液适合蜀南地区须家河组致密砂岩储层的改造,有较好的应用前景,醇基酸可作为加砂压裂的辅助和补充手段。建议相关单位开展甲醇压裂液、乙醇压裂液的研究及现场试验。 相似文献
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威远构造龙马溪组页岩气藏具有低孔特低渗、天然裂缝发育、页理层理结构等特点,储层改造难度 大。针对威远构造海相页岩储层完井特征,形成了以水平井桥塞分段体积压裂为主体的改造技术。实践表明页岩 加砂压裂存在不同程度的加砂困难,部分井段存在低排量、高泵压、加砂敏感等一系列工程技术难题。统计前期加 砂困难井段储层特点、压力响应特征、加砂量、砂比、粉砂占比、加砂难易程度等加砂特征将困难井进行影响因素分 类。结合地质特点分析得出页岩加砂压裂施工困难的主要影响因素是天然裂缝破碎带、缝宽不足、净压力控制和 首段破裂压力高。在综合分析的基础上提出了针对性的技术手段,为后期页岩压裂设计的再优化和现场施工提供 了技术指导。 相似文献