西区油田志丹区块二次压裂工艺技术研究

西区油田属于特低渗透、低压、低产油藏,压裂改造技术是低渗油田开发的关键技术。综合国内外二次压裂方面理论分析、油田实践、室内实验等方面的调研研究意以及前期二次压裂资料分析,认为储层厚度大于8 m、初期产能低于3.5~4 t/d、目前单井产能低于0.8~1.0 t/d、长期注水不受效的低产井适合转向压裂,而单井产能低的其它类型井可采取简单的重复压裂或者多级充填压裂。针对井网,优化出了不同井网位置处油井的二次压裂的裂缝缝长、加砂规模、砂比、排量等参数。2口改进工艺试验井取得了理想的效果。     

长8储层直井体积压裂施工参数优化研究

长庆油田长8储层属于低孔低渗储层,通过借鉴国外体积压裂理念及改造经验,进行了直井体积压裂探索研究与试验,取得了较好的改造效果。以改善长8低渗储层开发效果为目标,在分析长8储层地质特征的基础上,对已有的体积压裂井施工参数的合理性进行了分析;并进行前置液比例、排量、砂比等施工参数的优化。研究发现,长8储层适合的前置液比例15%~20%,合理排量为6~8 m3/min,合理砂比为11%~13%,将优化结果用于同区的其他井,增产效果显著。     

低渗低压水平气井压裂研究及实践

水平井技术已逐渐成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段,国内外应用情况表明,钻遇在低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值。从区域地质特征及井况条件出发,充分研究了压裂液、支撑剂选择、压裂管柱结构以及压裂规模等方面,通过优化设计,确定了适合低渗低压水平井的压裂的前置多段塞、大排量造缝、降排量携砂及施工方案优化等压裂技术措施。对红台2-17井进行了大型压裂施工试验,取得了较好的增产效果,为国内低渗储层低压水平气井压裂提供了宝贵的经验。     

压裂井产能预测理论曲线分析

目前水力压裂已成为勘探开发低渗透油藏较为常用且相当有效的增产措施。针对具有启动压力影响的低渗透储层压裂井的不稳定产能预测理论曲线进行了分析研究。分析结果表明,表皮系数对压裂井的初期产量影响较大。表皮系数越大,裂缝井初期产量就越低。随生产时间增长,表皮效应的影响逐渐消失。启动压力梯度主要影响压裂井的中后期产能,启动压力越大,产量下降就越快。因此,在进行低渗透油藏垂直裂缝井产能分析时,必须考虑启动压力梯度的影响。     

巴麦泥盆系储层加砂压裂研究与应用

巴麦泥盆系油气显示较好,但属特低孔超低渗储层,储集性能较差,必须进行储层改造措施才能达到储层评价的目的。因为物性差,入井液易对地层产生伤害,由于油藏高温、高压、破裂压力高,导致加砂压裂施工难度大,目前的压裂及酸化工艺尚不能完全满足该区块增产改造的需要。本文针对巴麦泥盆系储层特点,优选出一套耐高温低伤害压裂液配方,伤害率低于20％;形成了水力加砂压裂工艺技术,优化出适合该地区的水力加砂压裂施工工艺参数、裂缝参数和射孔参数,以提高设计的针对性,并在A井成功完成加砂压裂施工。     

压裂增产过程中页岩储层伤害机理研究进展

水平井分段压裂技术是成功开发页岩油气的关键技术。然而,页岩储层低孔低渗、非均质性的地质特性导致其在压裂增产过程中极易受到储层伤害,且伤害程度高,伤害解除难度大,严重影响油气产量。本文综述了页岩油气压裂增产过程中的主要储层伤害机理,包括物理伤害、化学伤害和微生物诱导伤害,详细讨论了压裂增产过程中各种伤害类型及目前可用的储层保护方法,并对未来储层保护技术的升级发展提出了建议。本文提高了对压裂增产过程中页岩储层伤害发生原因、地点、程度及影响的认识,并更好的控制、预防、利用,以促进页岩油气高效开发。     

煤层气井潜在酸联合加砂压裂增产机理及应用

为研究煤层气井潜在酸促进加砂压裂协同增产作业的效果,提高煤层气井采收率,应用扫描电镜分析技术及室内岩心驱替实验的方法,对煤层气储层岩性特征及潜在酸性能进行分析评价,并结合矿场实际效果检验,研究了潜在酸联合加砂压裂增产技术机理及其应用前景。研究表明:煤中含有多种酸溶性碳酸盐矿物主要为方解石(Ca CO3),晶体形态有菱面体、似立方体、柱状、板状等,产状有脉状、薄膜状、分散状等形态存在于煤层中,因此可以考虑采用潜在酸酸化技术改造煤层的孔隙度从而提高煤层的渗透率。以氯化铵和多元醛形成的潜在酸,该潜在酸对煤心矿物具有一定的酸蚀性,既可以起到酸化增加孔隙度的作用而增加储层渗透率,又不会因为酸蚀量大而破坏煤的结构,该潜在酸还可以与煤层气清洁压裂液体系配合使用。从PH1-006X1井和PH1-006X2井的现场应用表明,潜在酸与加砂压裂联合增产技术对煤层压裂效果明显,投产即表现出较高的产量。利用煤层气井储层中的碳酸盐矿物生成潜在酸,联合加砂压裂可以有效的提高采收率,具有良好的应用效果。     

端部脱砂压裂充填防砂设计及其在涩北气田的应用

介绍了端部脱砂压裂充填防砂机理,考虑压裂增产比和挡砂效果,研究了压裂充填防砂砾石尺寸的选择思路和方法.以实现端部脱砂从而产生短而宽的充填裂缝为目的,对脱砂时间、脱砂浓度、加砂时间、加砂浓度以及施工泵注程序等压裂防砂施工参数进行了优化设计.该套防砂工艺及设计方法在涩北气田应用13井次,防砂增产成功率为85%,防砂后产量平均增幅41.9%,防砂效果良好,达到了防砂与增产的目的.     

水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用

基于樊147区块特低渗透低砂泥岩薄互层状油藏,通过数值模拟进行了水平井与直井联合注采井网的优化研究,确定采用反九点注采井网;通过渗流特征研究确定了分段压裂水平井的压力分布数学模型;通过水平井参数的优化研究确定了水平井的轨迹沿着主力油层中部。根据油藏高压异常的特点,采用井口带有防喷器的连续油管喷砂射孔、分段加砂压裂技术。根据实际效果分析,水平井分段压裂产能是相邻直井的3倍,稳定日产油15 t左右,递减比直井慢,一口水平井投资是直井的两倍,因此提高了经济效益。体现了水平井分段压裂技术开发低丰度油藏的优势和前景。     

低渗透油藏矢量井网设计与整体压裂优化研究

低渗透油藏渗流规律的研究表明,受储层非均质性及微裂缝的影响,注采井网的部署、整体压裂方案的优化对于改善低渗透油藏的开发效果和提高采收率有着重要的影响。提出了矢量井网的概念,阐述了矢量井网与储层非均质性的关系,研究了与矢量井网配套的压裂工艺,包括深井限流压裂、转向压裂、分步加砂压裂等。将矢量井网与整体压裂方案在胜利油田史深100块进行了现场实施。结果表明,矢量井网是实现低渗透油田高效开发的重要手段。     

前置酸压裂技术在低渗透油田中的研究与应用

鄂尔多斯盆地石油开发已步入攻坚啃硬阶段,随着石油勘探开发的不断深入,油田增储上产速度不断加快,致密储层资源量所占比例越来越大。对于采取常规水力压裂改造后的油井,日产量偏低、稳产期短。前置酸压裂技术可以改善井筒、裂缝与地层之间的渗流条件,达到提高单井产量的目的,是油田油井储层改造的新技术。为了证明前置酸压裂技术的增产效果,在靖边油田选取了三口长6储层试验井,并进行了现场试验,实验结果表明该技术可以在低渗透油田中应用且增产效果明显。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

体积压裂水平井蒸汽吞吐过程砂粒运移

在以水平井体积压裂为主的稠油油藏开采过程中,随着油田进入开发中后期,油井出砂日趋严重,油井出砂会严重影响油田的正常生产。因此,对水平井体积压裂蒸汽吞吐过程中的砂砾运移规律进行了深入研究,为应对油井出砂问题提供相关理论支持。利用CFD仿真模拟方法,研究了体积压裂水平井蒸汽吞吐过程中,研究了裂缝压力、入口流量、井斜角以及裂缝数量对水平井内砂床形成的影响以及变化规律。由模拟结果可知：固相体积分数随着裂缝压力的上升呈现出先下降后上升的趋势且在裂缝压力为8MPa的时候井筒出砂量最小;固相体积分数随着入口流量的提升而下降;相同情况下井斜角越小固相体积分数越大;固相体积分数随着裂缝条数的增多而降低。     

考虑启动压力梯度的直井压裂渗流模型与实验

采用直井压裂技术开发低渗透稠油油藏在工程上表现出较理想的经济效益。基于渗流理论和水电模拟实验,建立了低渗透稠油油藏直井压裂后形成垂直裂缝的渗流模型。由于稠油在低渗地层中表现出非牛顿性,该公式进一步考虑了启动压力梯度、有效运动边界和有效边界压力,建立针对径向流向椭圆流转变的渐变流模型,通过半缝长与供油半径比值判断渐变流模型中的径向流、椭圆流的临界边界。设计一种存在击穿电压的溶液用于电模拟实验,适用于模拟稠油的启动压力梯度,并对启动压力梯度对产能的影响做了分析。     

预测水力压裂井砂堵的新方法

水力压裂是乌南低渗透油藏的重要增产措施;但该地区的压裂井在施工过程中普遍存在达不到设计砂比的问题,主要原因是砂堵比较严重。结合该油田压裂井的压裂施工曲线、测井曲线、测井解释成果、压裂施工设计及实际施工参数分析等,利用斜率反转法,分析了砂堵产生的原因,建立了预测砂堵的新方法;并针对其中2口砂堵井进行了分析。在此基础上提出了解决砂堵及未达到设计砂比的具体建议。研究结果对于乌南油藏后续压裂设计和施工具有一定的参考价值,对其他类似的低渗透砂岩油藏的压裂施工也具有一定指导意义。     

肇源南油田直井缝网压裂技术政策论证

致密油藏主要开发方式为缝网压裂,缝网压裂与常规压裂相比,其可行性和施工规模等都有很大的不同;因此缝网压裂技术政策的论证迫在眉睫。从岩石矿物成分、脆性指数、天然裂缝发育程度、压裂液及施工工艺等角度分析肇源南油田缝网压裂的可行性,通过Lord Kelvin点源函数分析直井底压力分布函数,进行直井与压裂井有效驱替系统论证。通过与启动压力梯度对比,确定了直井、压裂井的极限井距。论证肇源南直井缝网压裂规模,确定肇源南油田直井缝网横向波及宽度在60 m左右,单段施工规模必须大于1 500 m~3才能获得较好的改造效果。研究结果为缝网压裂在肇源南油田大面积推广提供了技术指导。     

AL-F1防砂剂在延长油田浅层压裂中的防砂效果评价

针对延长油田七里村采油厂压裂井存在间歇性出砂而导致砂卡泵等事故而影响油井正常生产的问题,通过对低温浅层压裂井出砂原因的分析,优选出了适合七里村采油厂压裂井的防砂技术——AL-F1防砂剂缝内防砂技术.室内评价了AL-F1防砂剂的导流能力及防运移性能,并通过6井次现场试验考察了AL-F1防砂剂的压裂防砂效果.室内性能评价和现场试验表明,AL-F1防砂剂在七里村采油厂压裂井上的防砂效果较好,完全适用于延长油田低温、低产、间歇出砂压裂井的防砂控制.     

套管固井滑套工具现状及发展趋势

非常规油气资源丰富,开发潜力巨大。但因其渗透率低、渗透阻力大导致水平井单井产量低,难以满足经济开发要求。为提高储层改造效率实现有效增产,中外形成了水平井分段压裂的主体技术。作为水平井分段压裂的新兴技术,套管固井滑套分段压裂具有井眼适应性强、过流面积大、适合大排量压裂的优点。概述了各类套管固井滑套分段压裂工具现状,指出了工艺技术背后的缺陷与难点。通过对各类工具优缺点对比分析,提出了套管固井滑套未来的发展建议。     

喇嘛甸油田大砂量压裂工艺技术研究

大砂量压裂与常规压裂相比有效期平均延长,增油效果明显。全井最大加砂量可达45m3,单缝最大加砂量20m3,最大缝长比0.19。