超高压裂缝型气藏分层压裂技术及应用

塔里木油田A气藏埋藏深、压力高、应力大、天然裂缝发育\,储层厚度大,是典型的超高压裂缝型气藏。储层笼统压裂效果差,采用分层压裂改造技术,取得较好的效果。针对超高压深井裂缝型气藏分层压裂难度大的特点,优选完井封隔器+压裂封隔器+滑套作为分层压裂工具;采用测井地应力解释和优化射孔模拟方法,进行分层优化;密度为1.32g/cm³的加重压裂液体系能降低井口施工压力;使用高压施工设备,能满足地面高施工压力的要求。针对超高压深井裂缝型气藏分层改造技术的研究和认识,对类似气藏改造有借鉴和推广作用。     

高温高压裂缝性储层分层加砂压裂技术及应用

DB气田属于典型的超深高温高压巨厚裂缝性低渗气藏,改造难度大.分层压裂改造是开发该类储层,提高气田整体开发效果的有效手段.文章结合DB气田储层特征,开展了地应力剖面结合储层裂缝特征的分层技术研究,优化分层改造管柱结构配置及相关配套技术研究等.通过研究,形成适宜的分层压裂工艺技术,并在X102井首次应用,施工排量3.7～4.5 m3/min,最大施工泵压102 MPa,共注入地层液量1 211 m3,加砂76.9 m3,最高砂浓度369 kg/m3.通过压后效果评估表明,压裂形成了长的人工支撑裂缝,沟通天然裂缝系统;分层效果明显,储层得到有效动用,增产效果显著.该工艺成功应用,解决了DB气田分层压裂技术瓶颈,为气田高效开发提供有力的技术支撑,对库车山前同类区块也具有重要推广和借鉴意义.     

裂缝性页岩暂堵压裂复杂裂缝扩展模型与暂堵时机

通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程,考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应,发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法,并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征,建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型,开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究,分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律,优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明,两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用,暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展;天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低,最优暂堵时机越靠后;威远页岩气天然裂缝分布特征下,不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。     

四川盆地威远区块页岩气单井产量预测方法及应用

针对四川盆地威远区块页岩气单井产量主控因素不明的问题,基于该区132口投产1 a以上气井的地质与工程数据及生产数据,使用灰色关联法对影响页岩气单井产量的主控因素进行分析研究。研究表明:影响页岩气单井首年累计产量的主控因素为支撑剂量、压裂改造段数、水平井垂深的中值、压裂段长度、压裂液量、孔隙度、压力系数和加砂强度。通过机器学习方法与传统经验公式法对比预测首年累计产量及初期产量,明确了机器学习法精度更高。同时,基于主控因素分析的基础上,优选出适用于研究区的机器学习法为支持向量机法,其预测精度高于90%。研究结果对同类页岩气区块产能评价具有重要意义。     

交联酸加砂压裂技术的研究和应用

塔里木碳酸盐岩储层非均质性强,裂缝和孔洞关系复杂,在裂缝和孔洞不发育的低品位储层进行酸压效果差。在分析酸压和压裂特点的基础上,开展了交联酸携砂压裂技术研究和现场试验。该技术是携砂液使用交联酸,形成带有酸液刻蚀和支撑剂支撑的复合人工裂缝,扩大储层和人工裂缝的接触面积。交联酸耐温流变性和携砂性能好,酸岩反应过程中能保持较高的黏度和携砂能力。在酸岩反应速度和导流实验研究的基础上,提出在携砂阶段使用不同浓度酸液的工艺方法,在缝端和缝口分别发挥酸液刻蚀和压裂支撑的优势,保持人工裂缝的高导流值。交联酸压裂技术在塔里木油田现场应用8井次,施工成功率100%,为塔里木油田碳酸盐岩储层高效开发提供了新的技术路径。     

嘧菌酯与代森锰锌混施防治马铃薯早疫病效果分析

通过2011~2012年药效试验,25％嘧菌酯悬浮剂0．48kg／hm2＋70％代森锰锌可湿性粉剂3．39kg／hm2防治马铃薯早疫病最佳配比为5：5,其次是4：65H6：4;5：5配比早疫病发病率11．9％、病情指数5．08％、防效93．4％,比单施嘧菌酯处理增产6．2％,比空白对照区增产25．3％。     

水力喷射酸压技术在轮南碳酸盐岩水平井中的应用

塔里木碳酸盐岩储层水平井采用封隔器分段改造分段数受到限制,在一定程度上制约改造效果.文章介绍一种通过井口的带压装置来操作,只需上提完井管柱即可完成多层改造的水力射孔酸压作业的技术.该技术不需要连续油管,在完井管柱底部接好喷射工具组合,再利用油管短节来精确定位需要改造的层位,喷嘴定位可以尽可能地选择孔、洞、缝发育点,从下到上逐层施工.此项技术在在塔里木油田轮古701 - H1井中首次应用,取得了良好的效果,该井改造后用5mm油嘴定产,油压为13.5 MPa,日产油达到125 m3,与同区块内轮古2 - H1井采用裸眼封隔器+滑套分段酸压相比,产量提高明显.     

天然裂缝滤失计算和控制技术应用

引用天然裂缝滤失系数和基质滤失系数的指数关系式,对塔里木油田裂缝性K气藏小型测试压裂的压降分析,计算出K气藏天然裂缝滤失系数为10-3~10-2m/min1/2级别;净压力控制在10 MPa以内,即能将裂缝滤失系数控制在基质滤失系数的10倍以内。现场应用表明,使用多级高质量浓度段塞和大段塞量是控制K气藏加砂压裂净压力和天然裂缝滤失的有效措施之一。塔里木油田裂缝性砂岩储层加砂压裂的段塞级数为4—6级,质量浓度60~520 kg/m3,体积7~15 m3,段塞量增加1倍,平均净加砂量增加1.5倍。研究结果对类似天然裂缝发育储层的裂缝滤失规律研究和加砂压裂优化设计有很好的借鉴意义。     

异常高压深井裂缝性厚层砂岩储层“酸化+酸压”技术

塔里木油田库车前陆冲断带气藏地层压力高、天然裂缝发育,钻井过程中漏失严重。岩心造缝及岩心流动实验结果表明,常规基质酸化不能有效解除污染,需要能够使天然裂缝张开的"酸压"工艺才能有效解除深部钻井液污染;同时,针对长井段合理布酸需要,推导了黏性暂堵酸化机理,指出增大暂堵酸液黏度有利于合理布酸;结合二者,提出了针对高压天然裂缝性砂岩储层的暂堵酸化+砂岩酸压改造工艺。KS2井现场应用表明,该工艺对改造该类储层适应性强,增产效果显著,对同类储层的增产改造具有一定的指导意义。     

酸蚀裂缝导流能力实验与酸压工艺技术优化

使用ＦＡＴＳＣ 实验模拟装置研究了酸用量、酸类型、岩性、岩石纹理、溶蚀量、温度、缝宽、注入速率和注入方式等因素对酸蚀导流能力的影响。结果表明：高闭合应力时,交联酸更有利于提高酸蚀裂缝导流能力;酸蚀导流能力受岩性和岩石纹理分布影响大,与岩石的酸溶解量线性关系较差;高温时酸蚀裂缝容易形成不连续、较深的点蚀坑,酸反应局部消耗多,降低酸蚀导流能力;交联酸与胶凝酸交替多级注入、闭合酸化等技术有利提高酸蚀导流能力。基于实验结果,对不同岩性碳酸盐岩提出针对性酸压工艺优化技术：纯灰岩使用交联酸酸压工艺、含泥灰岩使用交联酸与胶凝酸交替注入工艺、闭合酸化工艺。优化的酸压工艺技术现场应用后取得了很好的效果。