大庆火山岩测试压裂参数解释新理论模型的建立与应用

大庆徐家围子气田火山岩气藏天然裂缝发育及局部构造变化大,导致压裂中出现高滤失、高停泵压力梯度以及近井高摩阻等疑难问题,为了进一步提高疑难储层施工成功率,在以往火山岩测试压裂方法研究基础(传统"G函数"模型,二维)之上,建立了更适合大庆火山岩储层压裂参数解释的新理论模型——广义"G函数"模型(三维),并对所建立的模型进行了数值模拟分析和现场应用,与传统"G函数"模型(二维)对比发现,新理论模型对火山岩储层压裂参数解释更为合理和准确,成功率也有明显提高(应用11口井加砂符合率由72.4%提高到87.1%),从而解决了火山岩疑难储层改造成功率低的问题,对火山岩疑难储层压裂技术具有重要意义。     

火山岩油气藏压裂改造技术现状及趋势

火山岩油气藏在我国及世界各地分布比较广泛。火山岩储层致密、低孔、低渗、连通性差,微裂缝发育,油气藏自然产量较低,开采困难,因此很多该类型油气藏需要通过改造才能使油气藏高效开采。火山岩储层压裂技术和常规沉积岩储层压裂技术有所不同。本文阐述了国内外火山岩油气藏分布情况、火山岩储层特点、火山岩储层压裂技术现状、目前火山岩储层压裂存在的主要问题及火山岩储层压裂技术发展趋势。     

松南火山岩储层压裂改造关键技术

火山岩储层致密、低孔、低渗、连通性差,微裂缝发育,油气藏自然产量较低,开采困难,因此很多该类型油气藏需要通过改造才能使油气藏高效开采。火山岩储层压裂技术和常规沉积岩储层压裂技术有所不同。本文阐述了松南火山岩储层特点、火山岩储层压裂存在的主要难点、松南火山岩储层压裂采取的关键技术。     

火山岩裂缝储备层压裂工艺技术

在对火山岩天然缝隙进行压裂施工的过程中,压裂曲线表现为初期压降速度快,解释近井摩阻高、净压力高等特点,在进入到主压裂时,因为火山岩天然裂缝而引起压裂液超量滤失以及天然裂缝开启后对压裂液和支撑剂的分流作用,致使压裂目标主裂缝宽度变窄,支撑剂等运动难度增加而形成砂堵事故,所以在对此类类储层进行压裂施工,必须意识到好天然裂缝发育的问题才是压裂施工成功与否的重中之重,本文章通过对大庆火山岩裂缝性储层天然裂缝开启原理及测试压裂数据特征分析,提出适用于火山岩裂缝性储层的压裂改造的工艺手段和技术方法。     

致密气藏复杂裂缝压裂技术探析

现代开采活动深入实施,对于开采工艺技术提出较高要求。复杂裂缝压裂技术在致密气开采作业工作中发挥着积极作用,当致密气储层最大、最小水平主应力差值处在3 MPa范围内,可以形成复杂裂缝。合理掌握和运用致密气藏复杂裂缝压裂技术手段,能够保障开采效率和质量,显著提升开采水平。本文提出了复杂裂缝压裂技术的应用价值,并细致阐述了复杂裂缝压裂工艺技术的要点和应用条件,包含确保储层具备脆性,存在人工裂缝干扰,以及优化压裂施工参数,由此能够得到复杂裂缝。     

水力喷射压裂工艺技术在大庆长垣内的应用

本文介绍了根据大庆油田长垣内部剩余油分布的特点,对水力喷射压裂工艺技术原理,技术特点进行分析研究;对其施工参数优化,管柱结构进行优化;对其精确定位压裂进行控制;同时在大庆油田长垣内部薄互层进行现场试验。经过现场施工、压裂测试以及和压后效果评价,水力喷射压裂工艺适用于大庆长垣内部薄互储层压裂改造施工,为长坦内部剩余油开采动用提供了一种可靠技术手段。     

大庆外围砂煤互层压裂工艺技术研究

大庆外围探区油气资源丰富,包括致密油以及致密砂岩气、煤层气等非常规油气资源。煤层具有杨氏模量低、泊松比高、节理发育等特点,对于砂煤互层类低渗透砂岩储层,水力压裂时裂缝容易穿入煤层或沿砂煤界面延伸,造成高停泵、裂缝扭曲、裂缝形态复杂等现象。同时由于煤层动态滤失大,易造成局部过液不过砂,加大施工难度,导致目前施工成功率低。综合分析国内外致密砂岩气及煤层气技术发展现状,开展了砂煤互层压裂工艺技术研究,通过岩石力学测试及应力精确解释,结合现场试验,形成压裂优化设计及现场施工工况诊断、分析控制方法,现场试验效果良好,为非常规储层压裂深入开展研究奠定了基础。     

老井重复压裂工艺技术做法及效果——以X油田为例

本文通过对重复压裂机理的研究,并结合X油田储层特征及开采现状的分析认识,探讨研究了老井重复压裂工艺技术做法。针对X油田储层的不同情况,做到一层一对策,分别采用了二次加砂压裂工艺技术、前置滑溜水混合污水压裂工艺技术和裂缝转向压裂工艺技术,均取得了较好的增油效果。打破了传统的制约压裂规模的理念,改变了老裂缝剩余油挖潜效果逐年变差的现状,形成了适合X油田老井重复压裂的配套工艺技术,为保障老油田的增产稳产提供了有利的借鉴意义。     

文23气田CO2泡沫压裂技术先导试验与分析

中原油田文23断块属中等埋深、高丰度、中低产中型气田。该断块为低渗储层、断层多、储层埋藏深、温度高,压裂改造难度大。根据文23气田以往压裂改造的情况,对该断块进行了CO2泡沫压裂工艺技术的专题研究,现场应用3口井,取得了较好的增产效果。文中介绍了文23块CO2泡沫压裂改造的方法和技术,对类似气田的压裂改造有借鉴作用。     

基于成像测井的裂缝空间延拓技术

针对徐深气田火山岩气藏非均质性严重,天然裂缝的分布、地应力的变化比较复杂的特点,加之气藏开发井网密度较低,分布不均匀,为了获得气藏井间裂缝及应力信息,采用成像测井与三维地震相结合建立井间裂缝评价模型,获得井周裂缝高密度区及地层三向地应力变化,首先分析了井壁裂缝所在的储层岩性、厚度、孔隙度、开度、产状对裂缝空间延拓的影响,建立基于井壁裂缝参数和影响裂缝发育因素的智能神经网络模型,得到合理的裂缝在三维空间的展布,研究成果为气田井位设计及压裂优化设计提供新的思路和方法。     

致密砂岩油藏水力压裂裂缝延伸规律

为分析致密砂岩油藏水力压裂裂缝在压裂后的形态及延伸规律,通过延长组厂7段储层露头,制作成岩心样品进行压裂分析物理模拟,设计了滑溜水压裂液体系,并优选了支撑剂及参数,通过物理压裂实验模拟表明,压裂过程裂缝延伸较为复杂,受层理及应力影响极易产生复杂的网络系统。现场微地震压裂监测反应出裂缝水平延伸无明显规律,纵向上向下裂缝高度大于向上裂缝高度。     

火山岩油气藏水力压裂难点及其措施

火山岩可以成为良好的油气储层。由于火山岩的组成、结构及其各种勘探条件的复杂性,火山岩油气藏又是目前油气勘探的难点。常规开采方式很难取得经济产能,必须进行压裂改造。本文针对火山岩储层裂缝破裂和延伸机理认识不清、没有火山岩测试压裂解释方法以及“五高”的压裂难点,介绍了压裂破裂与延伸模型的建立、测试压裂现场快速解释技术、高温压裂液体系、水力压裂裂缝控制与延伸技术等压裂改进技术。     

苏里格气田储层解水锁工艺应用与评价

苏里格气田属于低压、低渗、致密砂岩气田,由于储层物性差,气井供气半径小,几乎每口井都需要进行压裂改造后投产,投产后储层控水与井筒排水的关系的研究,对气井能否正常长时间生产,达到预计产能,实现气田的良好的经济效果有重要的作用,因此在气田稳产阶段,对储层水锁研究更是迫在眉睫。本文分析了水锁伤害机理,确定水锁伤害客观存在,通过室内实验确定水锁的主要影响因素,结合储层特征,复配解水锁药剂,并开展了现场试验与应用,取得了良好效果,为苏里格气田气井储层解水锁提供了指导。     

酸化技术在复杂火山岩气藏中应用研究

随着对大庆深层气藏的探索,复杂的火山岩储层成为了深层天然气勘探和生产主要资源。但是,深层复杂气藏在钻完井过程遭受严重污染,一些油井与目标区域之间的隔层非常薄,导致稳定性差。另外,压裂将导致水窜,这些情况可能导致压裂作业失败。特别是,当裂缝地层接近水气界面,裂缝会容易延伸至水层,气井中水的存在直接导致气藏的减产和回收率降低。对于这些类型的气井,酸化技术是一种很有前景的解决办法。它不仅避免了附近的火山形成的水井污染,而且溶解裂缝和孔隙内的污染,提高地层渗流环境,增加流动性液体,并最终优化生产力。酸化技术还具有投资少,回报快的优点。本文研究火山岩储层酸化技术发展。实验室的测试结果表明,该技术解决了高侵蚀率油层在高温下(125~160℃)的问题。     

利用FRACPRO软件进行人工压裂裂缝分析方法探讨

压裂施工设计是压裂施工的指导性文件,一口井压裂施工的成功并不能说明这口井压裂措施的成功,尽管施工达到了设计参数,并不一定说明就能保证压裂效果,压裂效果是油井改造的最终目标,它一定程度上取决于选井选层,施工的效果,另外很大程度上取决于压裂施工设计是否科学合理,压裂施工设计是根据油井所在区块,从油藏工程的角度出发,如考虑油井的开发开采现状,井网井距分布等,优化确定合理的裂缝半长,再根据油井储层地质参数、岩石力学参数等,选取适当的裂缝扩展模型,利用计算机优化计算一定裂缝几何维度所需的砂量、液量以及所需设备功率等等,从而指导压裂施工,在储层中形成所设计的裂缝几何尺寸。     

牛东火山岩油藏压裂技术研究与应用

三塘湖盆地牛东裂缝-孔隙型火山岩油藏通过水平井多段压裂后,初期产量达到直井3-4倍,预计单井累计产量为直井的3倍以上。通过各种水平井压裂工艺现场试验,形成了以速钻桥塞分段分簇多级压裂为主的主体工艺技术。在研究牛东火山岩储层构造、岩性、物性参数及压裂参数对压裂后产量影响的基础上,结合压后产液剖面测试、微地震监测等技术,形成了水平井压裂参数优化设计技术、低成本低伤害压裂液技术、低成本组合支撑剂技术、压前注活性水技术及压后"关井-油水置换技术",取得了较好的火山岩油藏压裂措施效果,为油田的高效开发奠定了基础。     

巴基斯坦Badin区块低渗储层压裂技术应用与对策分析——以B4井A&B Sand储层为例

巴基斯坦Badin区块B4井是巴国典型的一口低渗储层采油井,目的层纵向厚度大、有效含油段少,储层具有低渗透率,低孔隙度,低压力系数及正断层、天然裂缝发育的"三低两发育"等特点,常规射孔后投产无产量。此井周围多口井同储层射孔后进行压裂投产,均表现出"产量低、稳产效果差"等不利于提高采油速度和采收率的状况。在此井压裂设计中,主体采用二次加砂压裂工艺。配套限流射孔,高粘冻胶控破裂等其他压裂技术,压后最高日产油量65.3m~3/d,目前稳产5 1. 5m~3/d,取得良好的增产效果。本文在B4井目的层地质认识的基础上,优化了低渗储层压裂改造的关键技术,分析了Badin区块低渗油藏压裂存在的主要问题,提出了对工艺的改进措施,为此类油藏压裂的设计、施工提供了依据。     

致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用

致密砂岩气资源量巨大,部分致密砂岩储层气水关系复杂,严重制约了天然气有效开发。前人针对控水压裂配套工艺,形成了多级加砂、液氮拌注、人工隔层等多工艺结合的控水压裂方案,有利于控制水体产出,提高天然气产量。分析目前控水压裂工艺效果,分析压裂施工参数影响规律,选取苏里格某区块井,采用拟三维裂缝形态模型,通过改善二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等优化裂缝形态,抑制缝高延伸,进而形成了一套适用于该区块储层特征的控水压裂优化方案。     

缝网压裂工艺技术在杏北扶余油井的应用

某开发区扶余油层属于低孔特低渗透储层,由于储层发育差,常规压裂和注水开发难以建立有效驱替,压裂后措施效果差,为此开展了缝网压裂增产试验。通过对扶余油层储层特点、地应力等分析,确定可采用缝网压裂增产技术,通过优选压裂液组合,优化施工参数等方式,提高施工净压力,增加裂缝复杂程度。现场试验2口井,压裂后产液效果比较明显,平均单井初期日产液量15t,为同区块日产液量的2倍,缝网压裂技术为扶余油层产量动用探索了一条新途径。     

英台致密气藏缝网压裂技术研究与应用

本文阐述了围绕英台致密气增大改造体积,提高单井产能,实现效益动用的根本目标,按照地质工程一体化的思路,以缝网压裂机理研究和岩心实验评价为基础,在储层改造井段优选、射孔井段优化、压裂施工参数优化等方面开展深入研究工作,确定了以纵向缝高叠加干扰改造,最大程度增加裂缝复杂程度,平面上控近扩远为目的先成缝后成网的压裂技术路线,最大限度增加改造体积,实现了英台气田浅部营二段效益开发的目标,为英台致密气效益动用奠定了技术方向。