二次加砂压裂技术在海上低孔渗砂岩气藏的应用

东海低渗储层具有埋藏深、温度高、边底水发育、平台空间小等特点,采用传统加砂压裂方式初期产量低、压后压降快、有效产能低,无法满足海上经济有效开发的需求。因此,基于平台化压裂的技术瓶颈,开展二次加砂压裂增产机理及适应性评估,通过技术优化研究,确定了二次加砂压裂施工排量、加砂规模、二次加砂比例、中途停泵时间等关键参数,优选评价了压裂液和支撑剂材料,并评估了平台空间综合利用,形成了一种适合海上低渗平台开发的增产技术。DX-B5井的实施效果表明:二次加砂压裂技术首次应用于海上低渗油气田,并取得显著的增产效果,相比邻井初期产量增加了2倍,累计产量增加了3倍,针对类似储层条件的油气井,可推广应用于东海及国内其他海域的低渗储层增产开发。     

利用支持向量机优化压裂加砂规模研究

压裂效果受多种因素的影响,与工艺参数、储层条件等影响因素之间是一种非线性映射关系。针对压裂设计过程中确定加砂规模难的问题,利用前期压裂井数据作为样本,考虑储集层有效厚度、含油饱和度、孔隙度、渗透率、加砂规模、砂比对压后效果的影响,通过支持向量机的学习训练,建立影响因素与压裂效果之间的预测模型,预测不同加砂规模下的压后效果,从而优选出最佳的压裂加砂规模。对压裂井进行实例计算并通过现场实施,表明该方法能有效克服小样本难题并且收敛速度快,优化结果与实际压裂效果吻合度高,对压裂加砂规模设计具有指导意义。     

压裂防砂技术在头台油田的应用

头台油田属于特低渗透油田,绝大部分的油水井都需要通过压裂改造来达到增油、增产、降压的目的。而油水井压裂后支撑剂回流,沉积井底,导致砂埋油层、砂堵、卡泵等,往往需要重新作业,增加作业成本。吐砂成为一个急待解决的问题,如何做好防砂和控砂,减少由于压后出砂给油田生产带来的麻烦和经济损失,已成为一项重要的工作。     

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。     

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。     

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.     

塔河油田超深裸眼碳酸盐岩储层水力加砂压裂技术研究及应用

塔河油田碳酸盐岩油藏缝洞储集体距离井眼超过120m以上、井层埋深超过6000m以上的超深井储层。针对目前的酸压工艺不能实现有效沟通这类远井缝洞发育带的问题,提出了超深裸眼碳酸盐岩储层水力加砂压裂技术,具体就是综合选井选层、地应力及岩石力学参数模型、压裂液体系筛选、工艺设计研究、裂缝监测与评价等技术的研究及应用,既能形成较长的有效裂缝长度,又能确保裂缝高导流能力,从而达到进一步提高沟通更远处的有效储层的机率,提高储层改造效果目的。     

水力喷射压裂技术在浅层水平缝压裂中的应用研究

七里村油田长6储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏.目前常规压裂工艺只能压开1～2层水平缝,因层状储层垂向连通性差或不连通,目前储层动用程度低,影响了产量和采收率.储层多水平缝压裂是解决这一问题的有效手段.在针对性研究水力喷射压裂水平缝压裂起裂机理的基础上,结合现场工程实际,研究了影响浅层丛式井水力喷射压裂施工的主要因素,提出了适应浅层水平缝压裂的工艺措施.现场先导试验表明:水力喷砂射孔压裂联作技术能准确定位水平裂缝启缝位置,解决当前常用的"蜡球暂堵"小间距"多水平缝压裂技术"启缝不确定的问题,现场应用效果明显.     

压裂措施在高台子井网的应用及效果分析

本文阐述了压裂措施情况、压裂措施效果及压裂措施应用的意义,运用具体问题具体分析的方法,利用测试跟踪、动态分析、现场跟踪等手段,通过分析2009年高台子油井的压裂效果情况,发现油井的压裂效果的好坏与施工过程的质量以及连通水井的注入状况有关。压裂后对地层也产生一定的影响,压后的注水压力有很大幅度下降,静压有所上升,流压有所上升,生产压差、总压差减少。同时还总结出要获取一口井好的压裂效果,必须做好压裂井压前的准备、压裂施工工程中的质量监督和压裂后的强化管理。压前,要对压裂井周围所连通的井进一步完善注、采系统,做好对应连通压裂层段的提压、增注工作,恢复和提高油层压力。压裂后造成的地层高压现象应采取适当的方法来缓解,对于油井关井的其连通的水井也要相应的控注,以上措施对防止套变的发生,都有着重要的意义。     

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.     

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。     

挤压充填防砂技术在雁木西油田的研究应用

针对雁木西油田前期防砂中出现的问题,提出了挤压充填防砂工艺技术路线,针对性地完成了材料及施工方案优化及现场施工控制和压后管理研究,现场实施17口井,不仅取得了良好的防砂效果,维护工作量大幅度降低,同时起到了良好的增油效果并抑制了套损趋势的发展,具有良好的经济效益和社会效益。     

大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用

根据大牛地气田工程地质特征,优选出适应于储层特性的压裂液体系、支撑剂、压裂施工工艺优化技术和压裂作业配套技术,为气田开发提供了技术支持。     

外围油田覆膜砂控水压裂技术适应性探讨

针对葡萄花储层开发中后期中高含水井,常规措施压裂后经常出现大幅度增液,而增油幅度较小甚至不增油,即便压裂后达到了预期增油效果,其含水上升速度也较快,有效期难于控制。结合大庆油田外围地层裂缝走向、渗透率、油层发育等情况以及井层压前产液、含水等状况,开展了现场试验,通过压裂工艺将覆膜砂携至裂缝中,生产时形成一条高含油饱和带,实现覆膜砂对油水流动能力的选择,达到具有堵水不堵油特性。通过近几年效果跟踪统计,分析其增油降水的效果及适应性,该技术可有效提高油井压裂后油层动用程度,降低油井采出液的含水率,拓宽压裂选井选层范围。     

端部脱砂工艺优化设计

压裂充填防砂技术是针对中高渗油藏开发中因地层出砂导致油井减产或停产的现象而研究的一种新型增产措施,具有防砂和增产的双重作用。为了产生短而宽的充填裂缝,运用端部脱砂技术,对砾石类型、施工排量、施工泵压、作业时间、砾石用量等进行了优化设计,同时分析了缝长和压裂液粘度等对施工过程的影响。结合现场实例,运用相关理论模型设计了施工方案,编制了端部脱砂优化设计软件。结果表明,理论模型可靠、计算结果准确,对提高压裂防砂的成功率具有指导意义。     

辽河低渗透油层压裂工艺探讨和应用

辽河油田低渗透油藏的地质储量占各类油藏地质储量的7.7%,开采程度较低。处于中晚期开发阶段的辽河油田,挖掘渗透油藏的地质储量,其采收率如果能够提高1%,那么将会获得非常可观的经济效益。压裂是改造低渗透油层提高油井产量的强化措施。本文以欢北地区低渗透油层——杜家台油层为例,对低渗透油层压裂施工工艺进行了研究和探讨,提出了适合低渗透油层的及压裂液、支撑剂和施工工艺。     

高密度加砂沉淀工艺在低温低浊水处理中的应用

在工程实际应用中,引进威立雅水务工程有限公司先进成熟的高密度加砂沉淀工艺,通过投加微砂及沉淀微砂的回流,充分利用沉淀微砂的剩余活性,通过增加絮凝反应必需的絮凝核心,增加水中颗粒的浓度,有效提高颗粒的碰撞机率,消除低温、低浊引起的不足,而且抗冲击负荷能力强,是一项值得推广的低温低浊水处理工艺。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长 6油层的地质特征及油井生产状况显示 ,该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题 ,这直接影响了油田的开发效益和最终采收率 ,对油田稳产造成严重威胁。针对长 6油层的特点 ,采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积 ,提高裂缝导流能力。现场试验表明 ,蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长 6油层侧向井重复压裂改造的难题 ,使油井产量得到了大幅度的提高 ,并取得了明显的压裂效果     

致密油藏多级压裂水平井数值模拟及应用

随着越来越多致密油藏投入开发,致密油藏开发已经成为国内外的热点。建立了多级压裂水平井渗流数学模
型,编制了三维三相致密砂岩非线性渗流数值模拟模型。利用成熟商业软件对开发的新模型进行了验证。对实际生
产井进行了历史拟合,对裂缝导流能力、改造区域规模、改造区域渗透率、非线性系数、初始压力等参数进行了分析。
结果表明：开发的新模型能够对致密油藏多级压裂水平井进行有效地模拟,并反映致密油藏渗流的非线性特征。适当
增加裂缝导流能力、增大改造区域、改造区域渗透率能够减小近井周围流动阻力,增大产能,而非线性系数增加了流体
流动阻力,减小了产能。     

超深碳酸盐岩储层通道加砂酸压导流能力实验

随着碳酸盐岩储层逐步向超深层开发,储层闭合应力增加,需要提高酸蚀裂缝在高压下的导流能力。将高通道加砂的方式与酸压相结合,通过实验测试优选支撑剂的强度及铺置方式,并测试了酸岩反应后连续加砂与通道加砂下的导流能力。实验结果表明,采用高强度的陶粒支撑剂可以有效地提高酸蚀裂缝在高压下的导流能力。在相同的加砂强度条件下,增加支撑剂团块的数量可以降低单个支撑剂柱的有效应力,提高支撑剂柱在高应力下的稳定性。在50 MPa应力条件下,采用86 MPa陶粒、高通道铺砂的方式,裂缝复合导流能力较常规酸蚀可以提高51%以上;90 MPa应力条件下,导流能力增加幅度达到700%以上。通过改变铺砂方式,既可以节约支撑剂数量,降低施工风险,也可以形成稳定牢固的通道支撑,大幅度提高超深碳酸盐岩储层酸蚀裂缝的导流能力。