龙女寺构造须家河组低效气藏压裂改造技术

龙女寺构造须家河组气藏具有低孔低渗和特低孔特低渗特征,加砂压裂是主要投产或增产方法。但该气藏储层物性差、储量丰度低、非均质性强,增产改造效果难以保证。在分析储层的岩性和物性特征基础上,总结该区块加砂压裂的难点,进而提出测试压裂、支撑剂段塞、拟线性加砂、快速返排等一系列提高压裂效果的技术对策。实施6口井（7井次）的加砂压裂现场试验,施工成功率70%,获得测试产量16.78×104 m3/d,为该气藏今后压裂改造效果的提高奠定了基础。     

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短,难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题,进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析,利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上,优化压裂方式和工艺参数,解决见油周期长的问题,最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段,提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明,同比相同物性的直井,水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%,日产油提高47.4%,有效期提高25%,为同类油气藏开发提供借鉴。     

压裂防砂技术在胜利油田低渗敏感稠油油藏的应用

为进一步提高低渗敏感稠油油藏开发效果,胜利油田引进了压裂防砂技术。利用有限元模拟方法定量分析了压裂防砂技术增产及防砂的内在机理,明确了该技术对低渗敏感稠油油藏具有较强适应性;开展了压裂防砂施工工艺优化,确定最优造缝长度为70 m,优选0.425~0.850 mm陶粒作为支撑剂,合成聚合物压裂液作为施工用液,前置液用量比为35%~45%。2013年压裂防砂技术在胜利油田草13区块现场试验15井次,油井投产初期平均单井日产油5.4 t,与挤压充填防砂井日产油相比,单井增产1.8倍,能够很好地满足现场要求。压裂防砂技术对于低渗敏感稠油油藏具有较强的针对性和适应性,可为该类油藏高效开发提供新的技术支持。     

低渗高凝油藏堵塞机理及解堵增产技术研究

针对潍北低渗高凝油藏油井产能低、注水状况差等难题,对储层原油特性及储层的敏感性进行了评价研究,进而对油藏堵塞机理及解堵增产技术进行了分析研究,并开展了现场试验。研究表明:该油藏储层水敏比较严重;油藏堵塞机理主要为有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞;对应于油藏的堵塞类型,推荐采用化学溶解和电磁加热、酸压或高能气体压裂及水力压裂进行解堵,同时还应优化入井流体的温度。现场试验表明,井底电磁炉可对准油层加热,解堵效果较好,且油井很少热洗;油井压裂后,可增产3倍以上,增产效果明显;注热水保持油层温度和压力,达到了储层解堵和提高储层吸水能力的目的。     

多级加砂压裂技术及其在新疆油田的应用

针对新疆油田巨厚储层、薄互层油藏、边底水油藏以及老区加密井在压裂改造中存在纵向改造不充分、缝高过度延伸、支撑剂嵌入、导流能力偏低等诸多问题,提出了多级加砂压裂技术,包括多级加砂压裂理论与实验评价、压裂工艺优化设计、压裂工艺配套与组合应用技术等,该技术可有效控制裂缝延伸范围、提高支撑剂铺置效率和裂缝导流能力。进行百余井次的现场应用表明,施工成功率100%,获油率70%,控水率65%,累计增产原油75 949t,改造效果显著。     

准噶尔盆地石炭系长直井段井网立体压裂参数优化研究

准噶尔盆地九区M井区石炭系油藏储层纵向跨度大、层多动用差、综合产能低,常规直井压裂技术难以实现区块高效开发。为增大改造体积和提高单井产能,基于工区储层物性特征和生产动态特征,建立了三维地质模型和三维地应力模型,通过水力压裂数值模拟分析,借鉴水平井体积压裂概念,提出了石炭系长直井段立体井网体积压裂设计方法,并分析了排量、砂量、簇间距等工程因素对储层裂缝的影响规律。现场试验表明,根据此优化方法对井区10口直井进行压裂改造,生产180 d后,综合产能比压裂前提高了40%以上。     

火山岩油藏全程加砂充填压裂技术机理研究

火山岩油藏压裂是国内外储层改造面临的新课题,目前还没有成熟的模式.三塘湖盆地火山岩油藏储集结构复杂,力学性质分布上呈强非均质性,使水力压裂表现出砂堵率高、用液量高、砂比低和有效期短等施工难题.高应力、高缝内扭曲、高滤失、难控缝是突出的技术问题.依据该油藏大量开发井压裂施工资料,介绍了全程加砂充填压裂技术的机理;根据岩体...     

准噶尔盆地火山岩储层改造技术研究与实践

准噶尔盆地火山岩主要发育在石炭系,储层埋深从几百米到目前莫深1井的7500m,分布范围广,厚度大,是新疆油田的主要储集层之一,其中以石西石炭系火山岩储层最具代表性。根据石炭系储层特征,重点开展了前置液酸压技术研究及试验,并形成了以表面活性缓速土酸体系为主的酸液体系,满足了石炭系油藏酸压的要求,在石西油田现场试验19井次,有效率100％,累计增产原油4万吨。同时开展了酸压与加砂压裂联作、交联酸携砂压裂技术的研究与现场试验,丰富了火山岩储层改造手段。     

油基压裂工艺在青海七个泉油田的应用

通过对青海七个泉低压、低孔、低渗、强水敏难采油藏储层及砂体特点以及对压裂工艺要求的研究,提出了压裂工艺选井原则,筛选出合适的支撑剂,研制出适应油藏特点的低成本油基压裂液体系配方,优化了油田整体压裂裂缝参数及现场施工参数,形成从选井到措施评估为一体的油基压裂工艺。通过近3年的研究与推广应用,共进行了39井次油基压裂措施作业,措施成功率93%,有效率89.7%,措施平均有效期在600d以上,全油田累计增油4.9854×104t,取得了较好的增产效果和显著的经济效益,为类似油藏的开发提供了成功的经验。     

重复压裂工艺技术研究及应用

文章结合中原油田油藏渗透率低、自然递减率高的实际特点，研究了低渗透油藏的重复压裂技术。通过重复压裂前的评价可知该区的候选井具有重复压裂增产的能量和物质基础；据压前地层评价、水力裂缝的诊断技术，提出了重复压裂选井选层的原则；运用压力恢复试井和水力裂缝模拟等方法分析了初次裂缝失效的原因，得到了重复压裂需解决的主要矛盾就是提高裂缝的导流能力，并据此提出了提高重复压裂效果所采取的高砂比和强制闭合及分压选压等重复压裂的技术 ；根据所确定的技术和以往压裂用支撑剂评价结果及中原油田的油藏特征，利用实验研究选择了适合油藏特点的重复压裂材料体系；重复压裂技术现场试验10口井，施工成功率达100%，有效率90%，取得了较好的复压增产效果。     

松辽盆地北部非均质致密油水平井增产改造设计优化技术

松辽盆地北部致密油储层为半深湖—深湖相夹三角洲前缘亚相和河流相沉积,具有纵向不集中、横向不稳定、甜点单体规模小、连片程度差、物性变化大、含油性差异大等非均质特征;非均质性强导致的力学差异易导致裂缝延伸不均衡、压裂段数多、规模大,对支撑剂、原材料及施工设施都要求高,等裂缝间距压裂设计不适应该地区。为此展开攻关,形成了增产改造设计优化技术,其中裂缝间距优化、压裂井段划分、射孔优化、裂缝长度与高度优化、裂缝导流能力优化等方法,解决了非均质储层体积压裂改造裂缝系统优化问题;同时压裂液、支撑剂、地面设施的优化与配置,满足了松辽盆地北部致密油大规模体积改造的需求。现场试验10口井97段,单井压后产量平均达40m3/d,是周围同物性条件直井的17倍,实现了陆相非均质致密油的有效改造,对大庆油田致密油增储上产具有重要意义。     

特低渗厚油层多级加砂压裂工艺试验

对于厚度大且层内无明显隔夹层的油层,采用常规压裂工艺改造因支撑剂沉降难以实现油层纵向上的充分动用,纵向延伸过度难以实现造长缝。为改善其压裂改造效果,借鉴下沉剂控缝高压裂原理,从注入级数、压裂规模、注入排量等参数优化着手研究,试验形成了一种多级加砂压裂工艺。该工艺是将总支撑剂量通过多级注入进行铺置,依靠上一级压裂形成的支撑剂砂堤提供应力遮挡改变后续混砂液流向,进一步增加裂缝长度和支撑缝高,从而扩大有效泄油面积。2年来,在华庆油田L油层累计试验242井次,平均单井日增油0.4～1.8t,对特低渗厚油层有较好的增产效果。     

鄂尔多斯盆地致密油应力循环压裂技术

鄂尔多斯盆地长7致密油Ⅱ类储层脆性指数低、水平两向应力差较大、天然裂缝不发育,常规混合水压裂难以形成复杂裂缝,单井产量低,为此研发了应力循环压裂技术。通过物模实验明确了该压裂技术增产机理,完成了工艺优化和工具配套。该工艺采用应力循环压裂工具泵注高砂浓度液体,在环空注入净液体,根据压裂过程中地层响应和压力变化,实时控制井底砂浓度和排量,对储层加载循环应力,使储层受到疲劳破坏,实现缝网压裂。现场试验37口井,平均施工规模与常规混合水压裂相当,施工排量仅为常规混合水压裂的一半即可实现多次缝内升压,较对比井有效改造体积增加44.5%,单井日产油量提高1.6 t。     

纤维控制压裂支撑剂回流实验研究

支撑剂回流现象在一些闭合应力低、结构疏松、微裂缝发育的砂岩层段及高压气藏时有发生。纤维控制支撑剂回流技术具有工艺简单,压后快速返排的特点。室内研究表明,在目前常用的压裂液、支撑剂体系下,适用于压裂改造控制支撑剂回流的纤维种类为聚丙烯类纤维,在液相、固相中分散性好,适用纤维长度为8～12mm,纤维浓度为0.8%～1.0%,纤维压裂液体系静态悬砂半衰期可达72h,加入纤维后的支撑剂充填层临界出砂流速可提高10倍以上,对裂缝导流能力和渗透率影响较大,但与储层基质渗透率相比仍然较大,不会影响压裂改造后的产量。     

大庆探区低孔低渗油气层压裂改造增产工艺技术

随着勘探工作的深入,大庆探区进入低渗透薄互层岩性油气藏和致密气层勘探,压裂增产技术已成为增产上储的常规技术,压裂工作量逐年增多。压裂井占试油井数的60％-80％,压后工业油气流井占年工业油气流井的60％-80％。勘探部门以勘探目标需求为攻关目标,以储层增产机理、压裂产能预测、压裂液、支撑剂及施工工艺技术作为系统工程进行攻关,逐步配套完善并发展了低孔低渗油气层压裂改造工艺技术。大庆探区在勘探区块进行推广应用,见到显著效果。     

ZF1-P2井双封单卡多段压裂现场应用

针对大庆油田Z6区块低渗透扶余油藏储层物性差、自然产能低、常规压裂改造增产效果差等问题,在ZF1-P2井开展水平井多段压裂现场试验,应用点源限流射孔技术进行加密布缝,采用双封单卡工艺一趟管柱完成十五段压裂施工,通过对各段加砂规模的精确控制实现了脱砂压裂。压后产液9.5t/d,产油8.1t/d,是周围直井压裂产液、产油量的6.3倍和7.4倍,是同区块压裂水平井的1.4倍和1.6倍,增产效果和经济效益显著,为大庆油田水平井多段压裂积累了经验。     

胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术

针对胜北区块深层致密砂岩气藏前期直井压裂效果差、难以实现储量有效动用的问题,吐哈油田从2019年起结合区块储层地质特征,以提高储层改造体积、保证裂缝导流能力、降低压裂施工风险为核心,开展了水平井体积压裂工艺技术研究,形成了以"细分切割分段分簇+大规模体积改造+高温混合压裂液体系+高温可溶桥塞+小粒径组合粒径支撑剂+控制...     

高压低渗油气藏GSB-1型压裂支撑剂研究与应用

在深井高压低渗透油气藏的开发中,压裂的成败、有效期的长短取决于支撑剂的技术性能.根据深井高压低渗透油气藏压裂改造的要求,研究了支撑剂体相形成的基本原理,开发研制了以富含铝的铝矾土为主要原料的GSB-1型低密度、高强度压裂支撑剂.介绍了压裂支撑剂的生产工艺.由于铝矾土的成分含量不同,经过高温烧结形成物相不同,采取了加入部分添加剂和相转化剂等技术措施,以促使支撑剂能形成更多的刚玉相和莫来石相,以提高支撑剂强度.性能评价结果表明:GSB-1型高强度支撑剂具有粒径分布集中,密度适中,高闭合压力下破碎率低等特点,适用于深井压裂;在60 MPa闭合压力下有较高的导流能力,同美国CARBOPROP产品相比提高了30.1%,体积密度低12.9%,视密度一致.该支撑剂在现场试验6井次,平均砂比33%,压后平均单井增加产油量1649 t,累计增加产油量9895 t.     

煤系烃源岩凝析气藏改造技术研究与应用

针对煤系烃源成藏的H凹陷凝析气藏部分储层与邻近煤层之间的隔层应力差较小、裂缝高度不易控制的改造难点,通过理论研究制定了用线性胶携带多级支撑剂段塞控制裂缝高度的工艺方法,改变以往采用下沉剂控制裂缝向下延伸的控缝高的技术思路。针对储层泥质含量较高易伤害的特点,优选了低浓度羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系,并在前置液阶段混5%~10%柴油进行乳化降滤,降低储层伤害。通过改变工艺措施和工作液方案,确保了加砂压裂施工成功率和压后效果。在H10井进行了先导性试验,分压3层,采用三级段塞加砂,单层最大加入20~40目陶粒支撑剂35 m3,砂浓度最高570 kg/m3（砂比35%）,平均砂浓度478 kg/m3（砂比27.5%）。3层压前无产量,压后返排率48%,合层试气求产日产天然气4×104 m3,凝析油0.4 t/d。井温测试和模拟分析表明,缝高、滤失和多裂缝均得到了有效控制。该井加砂压裂改造先导性试验的成功实施,为同类储层改造提供了借鉴。