DY砂砾岩油藏重复压裂技术界限研究

重复压裂是提高低渗透砂砾岩油藏产能的有效技术。基于DY油田人工裂缝与生产诱导应力场的分析计算,确定油藏主应力场已经发生变化5~8MPa,具备重复压裂造就新裂缝的条件。根据正交设计分析,应用压裂生产动态模拟器分析了影响重复压裂效果的多种因素,认为生产井点的地层压力、剩余油饱和度、有效渗透率、压裂规模和裂缝导流能力是影响重复压裂效果的主要因素,进而确定了储层重复压裂最佳时机,现场应用效果良好。     

水力喷射分层压裂技术研究与应用

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。依据水力喷砂分段压裂的技术特点开展了水力喷砂分层压裂优化设计,重点对水力喷砂射孔喷嘴个数与直径、磨料浓度与射孔时间、油管与环空排量等参数及以高速剪切后粘度恢复能力强和携砂性能好为目标对压裂液体系进行了优化,并成功在吐哈油田三塘湖区块应用15井次,增产效果显著。在此基础上,进行了该技术的适应性和局限性分析,为吐哈油田下一步自主广泛开展水力喷射分层压裂奠定良好的技术基础,对提高低渗透油气藏增产改造效果具有指导意义。     

牛东区块火山岩油藏压裂改造技术研究与应用

三塘湖油田牛东区块火山岩油藏储层具有岩石成分复杂、基质物性差、天然裂缝发育、温度压力低等特点,给火山岩的压裂改造带来了诸多难题.针对这些难题,以提高火山岩油藏压裂施工成功率、有效率、单井产量为目标,对火山岩油藏压裂改造技术进行了研究攻关,探索出了低伤害低温水基压裂液快速破胶返排技术、火山岩油藏深穿透压裂工艺技术及水平井、筛管方式完井、小井眼井等特殊结构井相配套的压裂改造技术体系,该技术体系应用于牛东区块火山岩油藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益,为同类油藏的开发提供了强有力的技术保障.     

微震裂缝监测技术在低渗透油田的应用

以新民油田民114区块为实例,利用微震裂缝监测技术,通过接收地层破裂时的微震信号测定水力压裂产生的人工裂缝的走向与长度,分析裂缝发育与地应力的关系,为低渗透油藏开发中合理部署注采井网提供依据.     

水力压裂技术在三叠系浅油藏的应用

三叠系致密浅油藏主要是指埋深小于1300m的油藏,资源丰富,总资源量为27468.3×104t,其中三叠系占96.5%,三叠系浅油藏埋深浅、温度低,具有储层物性差、原始含水饱和度高、地层温度及压力系数低等特点,开发难度较大,严重制约了该油藏的开发。压裂改造存在压裂液破胶难、水力裂缝形态的不确定、液体返排率低等难点。对此开展了裂缝形态、低温压裂液体系、压裂改造工艺的研究等研究工作,形成了适合三叠系浅油层的低温压裂液体系及压裂改造工艺技术,在Q19等区块应用63口井,平均初期日产油1.83t,与前期相比,日增油0.16t。水力压裂技术在三叠系浅油藏的应用可以为提高浅油藏的有效开发提供理论依据和技术支撑,对于提高浅油藏油井产量,保证该类油田的开发效益最大化具有较好的指导意义。     

裂缝方位不利时裂缝长度对注采单元生产动态影响的数值模拟研究

压裂是低渗透油藏开发的必要手段和有效方式。人工裂缝的扩展主要受目的层现今应力场的控制。人工裂缝对油藏的开发的影响具有双重性。对于注水开发的油藏而言,如果压裂后形成的人工裂缝方位与注采井网不匹配,会给油藏开发带来很大影响。运用数值模拟方法,研究五点井网裂缝方位不利情况下裂缝长度对注采单元生产动态的影响。模拟结果表明,裂缝方位不利时,油水井同时压裂人工裂缝长度对油藏开发影响较大,裂缝穿透比以小于0.2为宜。     

A油田低效水平井重复压裂技术研究

A油田为特低—低渗透裂缝性油藏,非均质性较强,目前已进入中高含水开发阶段,剩余油高度分散,挖潜难度大。在开发过程中,部分井区采用水平井开发,投产初期效果较好,递减较快且处于低效水平,通过对低效水平井潜力分析,以加密布缝与暂堵转向压裂为主要改造措施,提高了低效水平井单井产量及井区开发效果。     

低渗透裂缝油藏试井模型及应用

阐述了裂缝油藏试井数学模型、曲线特征、试井技术等,在此基础上系统研究了长庆油田陇东特低渗透裂缝油藏不稳定压力试井资料特点,提出了适合于特低渗透裂缝油藏试井模型。应用脉冲试井技术找到了油藏裂缝发育方向,分析了注水井试井资料在多次试井过程中的模型演变,应用现代试井分析方法,对一些试井典型实例进行了剖析,基于该试井模型解释的试井资料,已在油田开发中得到了应用,应用效果表明该模型在陇东特低渗透裂缝油藏是适用可行的。     

井工厂井网部署与压裂模式发展现状与展望

随着我国油气对外依存度逐渐加剧,致密油气、页岩油气等非常规油气能源成为了我国能源发展的重点方向。井工厂压裂技术因其可以改造低渗透性地层、大幅降低施工成本、缩短施工周期、提高设备利用率、节约用地而被广泛应用于非常规油气开发之中。本文在论述井工厂压裂技术发展现状的基础上,介绍了丛式水平井的井筒走向、水平段长度、井筒间距等井网部署特点,统计分析了水平井分段分簇的裂缝长度、簇间距和射孔簇数等关键技术参数特点;介绍了丛式水平井井工厂压裂常用的压裂方式,包括双井同步压裂、双井拉链式压裂和多井组合压裂等,对比分析了各种压裂方式的利弊。建议有针对性的发展立体井网井间裂缝干扰预测、井丛压裂孔簇设计等理论,为我国非常规油气储层井工厂压裂技术发展指明了方向。     

华北油田低渗透油藏储层保护技术研究

低渗透油藏具有低孔、低渗、大比表面积、裂缝发育等特点,在钻完井过程中易于发生损害,且损害一旦发生便难以解除。本次研究以华北油田典型低渗透油藏为例,利用扫描电镜、铸体薄片等手段,系统分析了低渗透油藏在钻完井过程中的损害机理,并对其有效的储层保护措施进行了探讨。研究结果表明:低渗透油藏钻完井过程中主要的损害机理为水锁、应力敏感、固相侵入和敏感性损害。通过文献调研和室内实验,认为欠平衡钻井技术是低渗透油藏较佳的选择,若将欠平衡钻井与非直井工艺相结合可获得更好的效果,推荐采用全过程欠平衡钻完井技术;通过精细设计的屏蔽暂堵技术也可获得良好的储层保护效果。     

深部煤层气水平井水力压裂技术——以沁水盆地长治北地区为例

储层改造是获得低渗透煤层气井高产的重要手段,虽然我国深部煤层气资源丰富,但是由于煤储层渗透率低,面临着不同煤层气地质条件下的储层改造技术适应性差的困境。以沁水盆地长治北部地区为例,介绍了研究区地质概况和开发模式,分析了4种深部煤层气井水力压裂工艺技术及应用效果。结果显示以水平井为主要井型、实现压裂后井间干扰提产是规模化开发深部煤层气资源的主要途径。光套管压裂技术可实现大规模压裂,但容易造成储层污染,且可调性较差导致压裂效果偏差;连续油管压裂技术自动化程度和作业效率高,是目前的主流压裂技术,但是配套设施要求较高、成本高;常规油管压裂技术可实现射孔、压裂、封隔一体化作业,且射流效应定向性强,但是不能够带压作业,容易造成压力激动、压后堵前。为此,自主开发了常规油管带压压裂新技术。该技术以常规油管压裂技术为基础,在井口和井下油管内安装稳压装置控制压裂过程中油管内外的带压状态,配合钢丝绳打捞装置,优化上提下放程序,从而实现带压拖动压裂作业。该技术压裂施工曲线以压力平稳型为主,能够形成连续和平直的压裂裂缝通道,减少储层伤害;微地震监测显示压裂裂缝两翼长达70 m;试验井日产气量达4 000 m~3以上;同时节约了作业成本,提高了压裂效率。     

页岩气压裂技术进展及发展建议

针对页岩储层孔隙度、渗透率极低，需要压裂改造形成复杂的裂缝网络，才能保证页岩气的高效开发，梳理了直井压裂、水平井压裂、重复压裂、超高导流能力压裂及深层压裂的关键工艺，对比了泡沫、滑溜水、纤维、液化石油气等压裂液体系的优缺点及适用性，归纳了微地震监测、测斜仪监测等裂缝监测技术的原理和优缺点，并提出了页岩气压裂发展的建议。研究得出:我国已实现3 500 m以浅页岩气资源的大规模工业化开发，深层页岩气将成为页岩气开发的重要接替领域；未来压裂液体系发展呈低成本、低伤害、清洁环保、适应苛刻环境的趋势；重复压裂将成为页岩气增产的重要举措，裂缝监测技术是页岩气压裂优化设计的导向，“工厂化”压裂模式是页岩气压裂降低成本的有效途径。     

延川南区块煤层气整体压裂技术研究与应用

延川南区块煤层气主力产层2#煤层为低孔低渗透储层;为提高压裂开发效果,进行了整体压裂技术研究。通过敏感性分析,该区块具有较强的压敏特性;岩石力学试验表明,区块煤层易发生支撑剂嵌入,且储层为低孔、低渗透储层,压裂设计应以造长缝及提高裂缝导流能力为主,具体措施包括通过压裂药剂优选及整体性能测试,优选出适合延川南区块煤层气的活性水体系,该体系可减少压裂液对煤层及支撑裂缝的伤害;通合压裂技术提高支撑裂缝导流能力。通过现场实施表明,延川南区块整体压裂各项技术措施性强,压后增产效果显著,推动了延川南区块压裂开发的有效实施。     

微地震技术在地面井压裂监测中的应用

利用微地震裂缝监测技术,测量压裂时注入到煤层中的压裂液所引起的地面微地震信号的变化来解释压裂裂缝参数。通过对成庄煤矿CZYC-10井和CZYC-11井压裂裂缝进行了监测得出,成庄矿该区域内压裂裂缝为近似水平裂缝,裂缝形状为不规则的椭圆形;压裂井的裂缝的长轴方位为北东70°～81°,压裂裂缝东西长轴全长216～221 m,南北轴裂缝全长157～177 m;现场实测到的裂隙形态、缝长和方位可为下一步布井、压裂方法设计等提供参考,为沁水煤田的煤层气开发管理提供参考。     

低渗透煤储层煤层气开采有效技术途径的研究

概括地介绍了通过实验提示的三维应力作用下,煤体基质岩块与裂缝的渗流物性规律,据此提出三维地层压力是导致煤层渗透性降低的主要因素。基于实验、理论与数值分析,论述了水力压裂技术在改造低渗透煤层中的局限性,其机理是水力压裂技术仅能在煤层中产生极少量的裂缝,而且在压裂裂缝周围还会产生应力集中区,该区事实上成为煤层气开采的屏障区;本煤储层割缝,使煤层卸压的同时,还产生大量裂缝,是改造低渗透煤储层的最有利的技术方向,并研究了有效的割缝高度。     

煤层气井水力压裂有效消突边界物理模型

针对低渗煤储层煤层气井水力压裂裂缝扩展范围和消突边界确定问题,以潞安矿区煤层气井为例,采用微地震裂缝实时监测数据、有限元地应力模拟技术及井下瓦斯抽采参数,对煤层气井水力压裂范围、裂缝几何形态、压裂前后地应力分布进行研究,建立了压裂裂缝扩展和消突边界物理模型,划分了菱形井网消突范围。结果表明:研究区裂缝类型属于PKN型,压裂区呈近似椭圆形,主裂缝沿最大水平主应力方向延伸,区内划分出铺砂区、最终解吸区、裂缝区、渗透区、气涌区等5边界;压裂区四周应力沿σ_H,σ_h分别升高19%和7%,区内下降15.5%和9.5%,地应力模拟结果与压裂边界物理模型相吻合;在排采达标情况下,有效消突边界小于压裂边界,与支撑剂铺置边界一致,有效消突边界之外存在突出危险区,菱形井网采用200 m×125 m布置方式更有利于井下对应区瓦斯防治。     

新疆大倾角煤层多缝和有效支撑压裂技术研究

新疆阜康白杨河矿区煤层具有大倾角、多煤层、大厚度的地质特点,煤层压裂裂缝扩展规律、裂缝形态等与其他地区有较大差异,影响单井产量的因素及规律也不明确,导致在沁水盆地南部及鄂尔多斯盆地东缘成功应用的“套管完井、清水加砂压裂”等改造技术适应性不强,后期部分井压裂后产量较低。因此,攻关低煤阶大倾角厚煤层增产改造优化技术,探索大倾角、多煤层、大厚度煤层气压裂裂缝扩展规律,提高区块煤层气产量,对国内类似特征煤层气增产改造具有重大意义。开展了大尺寸真三轴压裂物理模拟实验,得到了最大主应力沿地层走向方向、地层倾向方向2种地应力条件下的压裂裂缝扩展结果,总结了2种地应力下裂缝沟通规律。研究为国内类似特征煤层气提供了相应的钻井轨迹设计参考。     

井下钻孔重复水力压裂技术应用研究

 我国煤矿煤层透气性系数低、抽采难度大,严重制约着矿井的安全高效生产。水力压裂因其增透效果显著,被广泛使用,但井下钻孔水力压裂存在压裂裂缝类型单一、压裂钻孔抽采寿命短、不均衡,易垮塌、堵塞,后期裂缝导流能力不足等问题;为改进完善已有井下水力压裂技术,本文结合煤矿实际情况,引入石油开采领域的重复压裂技术,尝试探讨了井下钻孔重复压裂的原理、类型及裂隙体系的形成,并通过现场应用取得了较好的效果。     

低渗透油藏有效开发技术研究——以苏德尔特油田为例

苏德尔特油田兴安岭油层属于低渗透油田,层间非均质性强,油井措施效果逐年变化。通过分析苏德尔特油田开发特征,分析了缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在苏德尔特油田兴安岭油田开发中的应用效果,结果表明缩小井距技术配合常规压裂建立矩形井网可实现井网最优;提压注水技术是一个缩短"量变"到"质变"时间的有效技术;大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件;CO_2注气技术能够改善注入剖面,为低渗透油田开发提供指导。     

不同原生裂缝壁面特征对煤储层压裂造缝影响的对比分析

为了准确认识原生裂缝壁面特征对煤储层水力压裂效果的影响,基于对沁水盆地南部8口煤层气井附近原生裂缝壁面特征以及其压裂效果的解剖观测,对2口典型煤层气井F1和F2附近的原生裂缝壁面特征进行了观测和对比:F1原生裂缝壁面相对曲折、粗糙以及次级裂缝发育,F2则反之。对2口煤层气压裂井开挖解剖发现:煤储层压裂裂缝形态比压裂理论模型推算值及地面监测值更为短而宽;原生裂缝壁面特征对水力压裂效果具有重要影响。研究结果表明:煤储层特有的原生裂缝壁面特征是造成实际的压裂裂缝更为短而宽的重要因素;不同的原生裂缝壁面特征通过影响压裂过程中流体压力降低梯度进而影响最终压裂效果。