体积压裂与速度管柱排液复合技术的应用

介绍了体积压裂与速度管柱排液复合技术在气井修复中的应用,以及体积压裂后一边放喷排液一边安装速度管柱的流程。气井进入开采后期,地层能量降低,产水量增加,产气量降低,采用连续油管做速度生产管柱,减小了流体流动面积,增大了流体流速,在极短的时间内大幅度提高了排液效率和排液能力,使气井恢复生产。     

新型布酸工艺技术在磨溪雷一1亚段气藏水平井中的应用

为了进一步提高磨溪雷一1亚段水平井单井产量,必须要实现水平段储层的合理布酸,以增强酸化施工效果.在气藏水平井改造上曾采用过全井筒大型笼统注酸技术、连续油管拖动酸化工艺技术、连续油管拖动酸化+ 全井筒大型笼统注酸工艺技术,但均不能很好地实现合理布酸的目的,因此多级裸眼封隔器进行机械封隔与转向酸液体系相结合的新型布酸酸化工艺技术的应用实现了水平段储层合理布酸,更好地解除了水平段伤害堵塞,解决了水平井酸化技术难题,并在现场应用中取得了很好的效果,增加了井口产能,并为该气藏水平井酸化施工提供了一套很好的解决方案.     

可降解纤维转向技术在川东大斜度井及水平井中的应用

在四川盆地东部地区大斜度井及水平井（裸眼完井）碳酸盐岩储层改造过程中,存在着因施工井段长、储层非均质性强致使酸液合理置放难度大等问题,目前采用的机械封隔、酸液自生转向等酸液置放技术严重影响了增产效果。为解决这一问题,通过室内研究与现场试验应用,形成了一种新的适用于气井的可降解纤维暂堵转向技术。室内实验结果表明：可降解纤维的降解率高,能够满足天然气井现场施工需求。从室内实验及现场生产测井剖面来看：对两段储层而言,渗透率及流动系数差异越大,其转向效果越明显;在可降解纤维团与储层渗透率比值越小的情况下,加入可降解纤维后的过液量较之没加入可降解纤维的过液量其比值越小。可降解纤维转向技术在四川盆地东部大斜度井、水平井中应用取得了明显的增产效果,典型井的应用情况表明,该项技术增产效果明显高于采用其他酸液置放技术的井,为天然气井提供了一种全新的酸液置放技术,为长施工段、强非均质性储层酸化改造提供了新的技术方法,具有大规模推广应用价值。     

暂堵转向技术在储层改造中的应用

随着油气勘探开发的进一步深入，增产改造对象日趋复杂，很多目标层施工井段长、非均质性强，完井方式多样化，给储层高效改造带来严重的挑战。近几年来，虽然各种暂堵转向技术在储层改造中得到大量应用，从一定程度上解决了上述部分难题，但缺少相关的理论研究，大多停留在定性基础上，对现场施工指导性不强。为此，通过综合研究，系统总结了各种暂堵转向技术的原理、适用条件、暂堵材料性能、加入工艺、加入量和加入时机等，并根据暂堵转向技术在现场的应用情况，提出了一些建议。结论认为：暂堵转向技术有效解决了施工井段长、非均质性强储层在改造过程中工作液合理置放难度大、储层整体动用程度低的矛盾，实现了目标层的高效改造，取得了良好的应用效果。     

川东石炭系大斜度井、水平井增产效果影响因素分析

川东石炭系大斜度井、水平井具有施工井段长、储层非均质性强等改造难点，目前增产改造多采用分段酸化工艺技术，但增产改造效果受多种因素影响，为更好地优化增产改造方案，有必要对影响增产改造效果的因素进行分析。为此，通过对川东石炭系已施工大斜度井、水平井的储层参数及施工参数与增产改造效果进行分析，进而得出影响增产效果的主要因素。分析表明：增产改造效果主要与储层物性、钻遇率、用酸强度、分段段长及酸化工艺等因素有关。通过该分析，对下一步优化川东石炭系大斜度井、水平井的增产改造方案，同时也为其他区块该类井的增产改造提供了技术支撑。     

段内多缝体积压裂技术在女深002-8-H1井应用

段内多裂缝体积压裂是在压裂过程中加入暂堵剂临时封堵前次裂缝迫使流体转向来压开多条新裂缝的新技术,是提高单井有效改造体积,从而提高单井产量和最终采收率的重要手段。女深002-8-H1井储层改造段具有岩性较致密、基质渗透率低、储层物性较差、非均质性强、裸眼井段长的特点,该井在工具分段的基础上,辅以段内暂堵实现段内多裂缝体积压裂改造,压裂后最终获得了高产气流。     

页岩气井复合暂堵泵压数学模型及影响因素

目前页岩气井压裂的泵压预测主要依靠商业软件拟合，预测暂堵剂用量与泵压的数学模型较少。为此，考虑暂堵剂运移终速度、缝宽、暂堵剂阻力等因素，提出了复合暂堵泵压预测数学模型，分析了复合暂堵参数对泵压的影响。结果表明：随复合暂堵剂用量增大，泵压升高；复合暂堵剂同单一暂堵剂相比，复合暂堵剂用量对泵压影响更敏感；随暂堵粒径增大，泵压峰值呈现增大趋势；复合暂堵剂的起压及升压时间较单一暂堵剂明显减小，暂堵效果更佳；复合暂堵剂用量为180 g时，升压时间为31 s,泵压峰值可达到17.5 MPa,与粒径为0.8 mm的暂堵剂相比，升压时间缩短51 s,泵压峰值增大2.7 MPa,升压速度增大63.09%。室内实验和现场应用表明，泵压计算值与实测值最大误差分别为6.76%和6.27%。复合暂堵泵压预测数学模型对暂堵剂用量设计以及暂堵效果评价具有指导意义。     

灰质源岩储层复合加砂酸压工艺的应用

渝西大安区块茅口组茅一段储层是非常规的富含有机质灰质源岩，具有自生自储、源储一体的成储成藏特点，以DB1井为例，其茅一段储层岩性致密，缝洞不发育，且含滑石，为基质孔隙型储层，常规的酸压改造不能满足增产需求。以多级交替注入为核心的深度酸压工艺酸蚀作用距离有限，加砂压裂工艺虽有利于形成较长的、具有一定导流能力的支撑裂缝，但人工裂缝方位单一，针对以上难点，探索了“高温胶凝酸+变黏滑溜水携砂”多级酸化加砂交替注入的复合加砂酸压工艺，通过软件模拟优选用液规模和交替级数，采用多簇射孔、控制总射孔数以实现限流压裂。在DB1井应用后，通过基于高频压力连续监测的倒谱分析技术验证了体积压裂的网状复杂缝的形成。现场试验表明，复合加砂酸压工艺技术适用于大安区块非常规致密性碳酸盐岩基质孔隙型储层，为进一步评价四川盆地茅一段灰质源岩储层特征及含气性、优化大安探区储层改造工艺提供了依据。     

暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵行为特征

采用可视化水力裂缝内暂堵实验装置，开展了不同携带液排量、黏度条件下，不同粒径、不同浓度的暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵实验，分析了暂堵颗粒在水力裂缝中的封堵行为特征。研究结果表明：(1)携带黏度越大、排量越大，封堵层形成难度越大；暂堵颗粒粒径越大、浓度越大，封堵层形成难度越小。(2)当粒径缝宽比(暂堵颗粒粒径与裂缝宽度的比值)为0.45时，封堵层的形成主要受暂堵颗粒质量浓度、携带液黏度控制，暂堵颗粒质量浓度小于20 kg/m³或携带液黏度大于3 mPa·s时难以形成稳定的封堵层；当粒径缝宽比为0.60时，封堵层的形成主要受暂堵颗粒质量浓度控制，暂堵颗粒浓质量度小于10 kg/m³时难以形成稳定的封堵层；当粒径缝宽比为0.75时，封堵层形成与否基本不受其他参数的影响，实验条件范围内均能形成稳定的封堵层。(3)封堵层的形成过程包括2个阶段和4种模式，影响封堵层形成模式的主控因素为粒径缝宽比、携带液排量、携带液黏度。