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中国石油学会压裂技术研讨会

中国石油学会压裂技术研讨会

  • 召开年：2014
  • 召开地：成都
  • 出版时间： 2014-05-28

主办单位：中国石油学会

会议文集：中国石油学会压裂技术研讨会论文集

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  • 摘要：应用测井方法进行缝高检测是水力裂缝诊断技术的重要组成部分.针对目前常用井温测井、同位素测井、硼中子寿命测井等方法在缝高检测过程中存在的解释精度低、影响因素多、放射性污染等问题,通过示踪元素筛选、配方及生产工艺优化,研制开发了非放射性示踪陶粒支撑剂,这种新型陶粒支撑剂除具备常规陶粒支撑剂的所有物理性能外,还具有无放射性伤害、安全环保、支撑裂缝高度定量解释等优点.现场应用实例表明,非放射性示踪陶粒支撑剂明显改变了压前压后中子测井的响应,据此可确定支撑剂铺置位置,定量解释实际支撑裂缝高度,为压后分析及压裂效果评价提供可靠依据,填补了国内在该技术领域的一项空白.
  • 摘要：由于水平井多级分段压裂裂缝延伸受到施工参数、水平非均质性和前级压裂影响,裂缝的起裂、延伸及形态十分复杂,并且裂缝在储层空间的延伸状况直接影响着压裂改造的效果.本文首先介绍了国内外主流压裂监测技术,并对各种技术的适应性进行了分析,同时结合储层特征给出了不同油藏的裂缝监测方案.其次结合近年来胜利水平井多级分段压裂裂缝监测实践,重点介绍了微破裂影像技术和井下微地震处理方法的进展.最后系统分析了多个区块的水平井多级分段压裂裂缝监测结果,分析了不同完井方式、储层横向非均质性和微裂缝等因素对裂缝展布的影响,并利用分析结果指导了水平井多级分段压裂完井的井网井距、压裂段数、射孔及滑套位置的优化,有效的提高了改造效果.
  • 摘要：胜利油田在压裂完井工具研究与应用方面取得了新进展.自主研发形成的7in×41/2in水平井裸眼封隔器分段压裂完井管柱,通过对关键工具的改进与完善,具备了实施15段的能力.自主配套了泵送桥塞射孔分段压裂联作技术,为固井完井分段压裂提供了手段.引进、试验了连续油管拖动封隔器环空分段压裂技术.以浊积岩为例,从压裂有效率、施工周期等方面开展了深入分析,初步得出了不同压裂完井技术的适应性.论文以满足不同类型油藏开发需要为目标,根据压裂完井技术在浊积岩、砂砾岩、滩坝砂等油藏的发展水平,指出下步致密油压裂完井技术的攻关方向.
  • 摘要：水平井分段压裂技术是提高低渗透油藏产能的主要技术手段.针对低渗透油藏具有埋藏深、物性差、非均质性严重、有底水等特点,开展了低渗透油藏水平井不动管柱分段压裂工艺技术研究,形成了管内封隔器分段压裂、水力喷射分段压裂两项工艺技术,实现了水平井不动管柱一次完成2～5段压裂改造.文中主要介绍了管内封隔器分段压裂、水力喷射分段压裂两项工艺技术的工艺原理、各项工艺参数优化、工艺管柱设计、配套工具研制及实施应用情况.管内分段压裂技术能够有效的、准确的进行储层改造,具有压裂针对性强、能有效控制压穿含水层、工艺简单、安全可靠等特点,现场已成功应用30余口井,大幅度提高了低渗透油藏开发效果.
  • 摘要：胜利油田王152块属于低渗稠油油藏,油层物性差,埋深1480～1570m,典型的特点为注汽压力高,产能低,冷采、热采效果均不明显.据此开展低渗稠油油藏压裂改造技术的探索性试验开发.形成了射孔工艺优化、低伤害压裂液、高导流短宽缝等相关技术.目前现场实施5口井,措施后平均日液10t/d,增加60％,平均日油3.9t/d,增加66.6％,措施后平均注汽压力由20.1MPa降低到16.4MPa,生产未发现出砂,增产效果显著.高导流低伤害压裂技术的成功实施为胜利油田2000多万吨的难动用稠油探明储量提供了有效的技术支持.
  • 摘要：利用真三轴压裂试验装置开展了裸眼水平井水力压裂裂缝扩展试验.试验结果显示水平井眼与最小主应力夹角、最大、最小水平主应力差值对压裂压力、裂缝起裂位置、裂缝形态及复杂性有着明显的影响.水平井眼与最小主应力夹角由0°变化至90°时,破裂压力呈下降趋势,裂缝形态由横切缝变为纵向缝.当最大、最小水平主应力差在10MPa时,水平井眼与最小主应力夹角＜30°,可形成横切缝,实现改造体积最大化.最大、最小水平主应力差在4MPa时水平井眼与最小主应力夹角＜30°,可形成近似横切缝,由于应力差低,易产生多裂缝,形成的裂缝形态较复杂.该试验结果可用于指导水平井轨道位置及压裂方案优化.
  • 摘要：川西须家河组气藏储层改造难度属于世界性难题,采取针对性的技术对策是解决这类储层增产改造的有效方法,首先应对储层及裂缝进行诊断,通过裂缝诊断,从而进行改造方式和关键技术优选,进行施工风险分析和控制.由于裂缝发育的非均质性较强,裂缝识别难度大,常规的裂缝识别方法不能满足现场的需要,本文在裂缝常规识别的基础上,通过模糊数学方法对裂缝进行模糊识别,对储层裂缝进行多因素分析,提出了裂缝模糊识别的特征参数(模糊积分Ef),不同的模糊积分值代表了裂缝不同的发育程度,其解释结果更具可靠性,能较好地对裂缝进行诊断和识别.在此基础上,提出了风险控制的关键技术,主要有最高砂比的优化、极限缝宽的要求和综合降滤措施的优化等,为深层储层改造提供了技术支持.
  • 摘要：苏北盆地致密砂岩段、有机质泥页岩段,储量丰富,含油面积大,具有较大的开发潜力.该类油气藏具有敏感性强、渗透率超低的特点,容易造成强水敏、强水锁的伤害,普通胍胶体系对地层的伤害大.开展了羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方的研究,形成了适应不同温度交联体系,具有水不溶物低、用量少、残渣低,易破胶;耐高温耐高剪切,黏弹性好;返排率高,黏土抑制性能强的优点.在现场成功应用,满足江苏油田非常规储层的压裂需求.
  • 摘要：为了满足江汉油田低渗透储层及非常规储层增产压裂改造的需求,研究了四种新型低成本低伤害压裂液体系,并在江汉油区及坪北油区现场应用取得了较好的效果.其中增效压裂液可降低胍胶用量0.15％,减少残渣30％以上,大大降低了对地层的伤害.超分子压裂液无需添加助排剂,可满足50～120℃储层施工要求.低聚合物压裂液稠化剂使用浓度在0.35％ ～0.55％,剪切两小时后黏度在100mPa·s,静置下能稳定携砂3d以上,压裂液破胶后无残渣.与目前广泛使用的羟丙基瓜尔胶压裂液相比较,超分子压裂液和低聚合物压裂液对岩心的伤害率降低了约10％,液体成本节约了20％,羧甲基羟丙基胍胶压裂液与常规压裂液体系相比,其稠化剂使用浓度低(0.2％～0.3％),残渣含量少,对储层伤害率较低.增效压裂液目前在江汉油田已推广应用60余井次,超分子压裂液应用2井次.
  • 摘要：江汉新沟油田下Ⅱ油组为泥质白云岩,储层低孔特低渗,常规试油无自然产能,直井压后产量低,稳产期短,水平井压裂后产量较高,自然递减慢,具有更好的经济效益.为提高水平井的开发效果,需加强水平井压裂优化设计,通过优化水平段长度、段间距、施工规模及排量等,提高措施的针对性,大幅度提高水平井措施效果.新沟水平井现场施工多选用射孔桥塞联作,实现了长水平段压裂改造,完成了储层的经济有效的动用.
  • 摘要：针对彰武油田中孔、低渗、井浅、油稠的岩性油藏特点,通过压裂工艺技术与油藏工程的结合,开展了整体压裂技术研究.根据储层地应力大小和方向确定开发井网,并依据井网及储层特点,对水力裂缝、裂缝导流能力、施工参数进行优化设计,对压裂方式、加砂程序进行优选,实现了水力裂缝系统与开发井网的优化匹配.针对性地提出了短宽缝压裂、分层压裂、压前预处理、低温复合破胶等配套工艺技术,并优化了压裂液体系,降低了压裂液对地层及支撑裂缝的伤害.现场实施表明,彰武中浅层油藏整体压裂各项技术措施针对性强,压后增产效果显著,推动了彰武油田压裂开发的有效实施.
  • 摘要：在当前国际能源供需矛盾日益突出的形势下,煤层气的资源勘探开发备受世界瞩目.煤层气与常规天然气有较大差异,煤层气储层水力压裂改造技术与常规砂岩储层相比也具有特殊性.本文主要阐述了煤层气储层的特点,煤层气压裂和常规砂岩压裂的主要区别,煤层气目前压裂技术与进展,煤层气压裂技术下步发展趋势.煤层不仅基质渗透率低，而且本身就发育有复杂的裂缝系统，具备实施缝网压裂的条件。因此，把发挥煤层天然裂缝系统对煤层气开采的有利作用作为压裂主攻方向，通过多井多段同步压裂增加煤层改造体积，进而提高水力压裂波及体积，充分发挥水力裂缝和天然裂缝的综合作用。
  • 摘要：本文介绍了水基压裂液发展历程和近期羟丙基瓜胶压裂液供应紧缺、价格暴涨的情况,对主要的羟丙基瓜胶压裂液替代技术进行了介绍,分析了香豆胶压裂液、清洁压裂液和合成聚合物压裂液的性能、试验应用和成本情况,对羟丙基瓜胶压裂液替代技术的研究提出方向,对今后的相关工作开展具有指导意义.
  • 摘要：页岩储层和致密砂岩储层等需通过水平井分段压裂和大型压裂才能实现经济开发.压裂液的性能和成本决定压裂效果.本文论述和分析了压裂液的现状、液化石油气的理化性能、国外公司新近开发的比较适合于水敏性页岩储层以及低压致密储层的无水压裂液和施工技术.
  • 摘要：针对植物胶压裂液存在的问题,开发出中高温低浓度合成聚合物压裂液.该压裂液体系采用的稠化剂SKY-C100A为无水不溶物的合成聚合物;使用交联剂SKY-J100B可完成瞬时交联,通过添加交联调节剂SKY-Y100C,体系交联时间可在15～180s可调.室内研究表明,该体系形成的冻胶具有良好的耐温耐剪切性能,在80～100℃范围内,SKY-C100A用量为0.35％,经170s-1(其中包括2min1000s-1高剪切)剪切2h后,体系黏度仍然大于100mPa·s;120℃,0.45％用量时,黏度可保持在200mPa·s以上;140℃,0.5％用量时,黏度可保持在70mPa ·s;体系还具有破胶水化快、残渣含量少的特点,与植物胶压裂液相比,该体系不需要添加pH值调节剂及杀菌剂.
  • 摘要：塔河油田奥陶系属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深(5400 ～ 7200m)温度高(120～140℃)致使酸压时酸岩反应速度过快,酸液有效作用距离过短.为降低酸岩反应速度,研发了一种耐温性能较好,无水不溶物,且伤害较小的pH响应型变黏酸体系.该变黏酸体系包括主剂—pH响应型聚合物以及通过优化与之配套的其他酸液添加剂.优化后的酸液体系与碳酸钙反应后黏度超过200mPa·s,在120℃无破胶剂条件下剪切90min后黏度仍大于90mPa·s;在50MPa闭合压力下HCl浓度15％的长效酸刻蚀裂缝导流能力为16.49μm2·cm,高于浓度20％和25％的配方,酸压时可有效地节约工业盐酸的用量.
  • 摘要：油页岩作为一种可行的石油替代资源对于我国的能源安全具有重要的意义.地面干馏对环境破坏严重,开采深层油页岩没有经济效益,因此油页岩原位开采技术是未来油页岩开发技术的必然趋势.本文介绍了燃烧加热技术、壳牌的ICP技术、埃克森美孚的ElectrofracTM技术以及AMSO公司的CCR技术的原理和现场试验情况,分析了不同加热方式的优势及存在的问题,提出了未来油页岩原位开采技术的发展方向.原位燃烧技术和流体加热技术都依赖于工艺实施前期的储层改造，储层均匀破碎是这两种技术成功实施的先决条件。爆炸压裂技术价格低廉，配合丛式水平井钻井是一种相对合适的储层改造技术，应作为这两种技术的研究重点。随着技术的不断进步，将会出现更多种新颖的技术来解决油页岩原位开采过程中遇到的问题。油页岩传热慢、加热过程中能量利用率低、储层过于致密、生成的油气采出率低等将是需要这些技术重点解决的问题。
  • 摘要：胜利油田义104块深层砂砾岩油藏具有岩性复杂(砂砾岩体)、埋藏深(3450 ～ 4800m)、温度高(140～ 160℃)、厚度大、物性差、非均质性强等特点,压裂改造时裂缝起裂和延伸复杂、易形成多裂缝、缝高不易控制、施工摩阻高、常规压裂液二次伤害高等.本文在对储层特征评估基础上,优化形成耐温180℃的SRCF低伤害聚合物压裂液体系.实验评价了该体系的综合性能:耐高温耐剪切:180℃、170s-1下连续剪切2h后的黏度保持50mPa·s以上,具有良好的高温携砂性能;黏弹性好,悬砂性能好,具有独特的控制裂缝垂向延伸功能;破胶性能好,常规破胶剂过硫酸铵即可使其有效破胶,破胶液黏度低于5mPa·s,有利于压后液体快速返排;低伤害:对储层岩心的伤害率低于15％.本文优化形成低伤害聚合物压裂液的现场配制和应用技术,为高温巨厚砂砾岩油藏的大型压裂改造提供了技术支撑.所优化的压裂液在胜利油田义104块150℃储层成功施工2口井,现场检测的压裂液性能满足施工设计要求,施工成功率和有效率均为100％,返排液破胶彻底.压后效果显著,义104-A2井自喷生产,日产油24t/d,产量为周围压裂井的4～10倍.
  • 摘要：针对X气田超深水平井水平段长、非均质性强、裸眼完井实施机械封隔风险大、笼统改造不能实现均匀酸化困难的问题,本文在暂堵转向酸化作用机理研究的基础上,通过暂堵剂的研制和暂堵工艺的优化,形成了多级暂堵转向酸化工艺.该工艺利用可降解暂堵剂对高渗储层进行暂堵,使酸液转向,从而实现整个长水平段的均匀布酸.X1H等井的现场实施表明,暂堵和酸液转向作用明显,工艺成功率100％,有效率100％,增产效果显著.
  • 摘要：本文报道了一种聚合物压裂液,该增稠剂是一种低分子量聚合物,溶解速度快,在水中完全时间小于20min;增黏效果好,0.5％浓度的聚合物基液黏度可达63mPa·s.在酸性条件(pH=5～6)下与酸性交联剂以100∶0.5比例混合形成可挑挂冻胶,该冻胶呈透明状,携砂稳定.该压裂液耐温性好,破胶效果好,残渣含量小于100mg/L,防膨率达到80.36％,适合于压裂施工.在强1块两口井的压裂施工中,增产效果明显.
  • 摘要：水平井双封单卡压裂工艺是实现低产水平井选择性重复压裂的有效手段,而常规双封单卡压裂工具在高压、高冲蚀作业条件下,封隔器、导压喷砂器等关键工具冲蚀损坏严重,无法实现一趟钻具大砂量多段施工,因此,开展了水平井双封单卡重复压裂管柱优化研究,通过改变防冲蚀层结构、增加导压液流槽缓冲扩散空间和缩小工具外径,研发了高强度导压喷砂器,同时优化封隔器胶筒内骨架层结构和胶筒长度,设计了K344-108钢叠片封隔器,并从提高工具安全性的角度出发调整了钻具组配方案,形成了K344型高强度软锚定水平井双封单卡压裂钻具.现场试验表明,高强度导压喷砂器耐冲蚀性能良好,钢叠片封隔器坐封可靠,单趟钻具可连续施工3段,最高施工压力超过60MPa,单段加砂量达到45m3,优化后的水平井双封单卡重复压裂管柱具有良好的推广应用前景.
  • 摘要：为明晰初始产量、递减指数、递减率等典型曲线参数和压裂参数之间的关系,本文针对某一页岩气区块生产时间超过一年页岩气井,分析了重要的完井压裂参数(如水平段长度、压裂级数、支撑剂用量、每级支撑剂用量、压裂液用量、每级压裂液用量、总射孔数、总簇数等)对典型曲线中几个重要参数,如初始产气量、递减指数、递减率等影响.结果表明:初始产气量随着水平段长度、压裂级数、压裂液用量、支撑剂用量、总射孔数的增加而增加,但增加幅度逐渐减小;每簇初始产气量、每英尺初始产气量、每级初始产气量等参数随着簇数、水平段长度、每级支撑剂用量和每级压裂液用量的增加而降低.递减指数随着水平段长度、压裂级数、总簇数、总射孔数、总支撑剂和压裂液用量、每级支撑剂和压裂液的增加变大.递减率随着水平段长度、压裂级数、总簇数、总射孔数、总压裂液和每级压裂液用量的增加先快速降低而后缓慢降低.本文的研究结果对于国内页岩气的压裂有着一定的参考和借鉴作用.
  • 摘要：在分层压裂结束后,常会出现由于返排速度不合理,返排吐砂引起封隔器"砂卡"导致大修的事故.本文根据调研的情况,结合支撑剂的沉降速度实验和压裂井实际情况,给出了分层压裂井返排速度的计算方法和现场操作方式,取得了较好的效果.
  • 摘要：义123-1块目的含油层系为沙三下9砂组,埋深3384～3757m,属中低孔特低渗浊积岩油藏,采用常规直井压裂开发,产量递减快,效果差.通过开展井眼垂向位置、段间距、压裂规模、裸眼分段工具等方面的优化,配套裂缝监测技术及实时混配型压裂液将水平井裸眼封隔器+投球滑套多级分段压裂技术成功应用于该区块,目前已成功实施4井次,目前均自喷生产,累产油9227t,日产油76.2t,占胜利油田非常规水平井日产量的33％.本文对区块前期施工参数、裂缝监测结果与产量情况进行了分析,并提出了下一步优化建议.
  • 摘要：针对胜利油田义104块深层砂砾岩储层含油井段长、储层物性差的特点,应用水力喷射+封隔器分段压裂技术,实现了连续多段、大规模压裂改造储层.开展水力喷射优化设计、压裂参数优化设计、压裂材料优选,配套了采用前置段塞、组合支撑、压后效果评价,形成了水力喷射+封隔器分段压裂优化设计技术及配套.在现场进行了4口井应用,实现了单段压裂加砂80m3,单井加砂超过600m3的压裂改造规模,2口水平井压裂效果为直井压裂的3倍左右,直井为常规压裂的1.5倍左右,增产效果显著.
  • 摘要：针对目前胜利油田低渗透储层岩石埋藏深、温度高及非常规/致密油压裂液用量大等特点,开发了两种新型压裂液体系——耐高温速溶瓜胶压裂液体系和乳液缔合型压裂液体系,并进行了现场应用.耐高温速溶瓜胶压裂液体系是针对目前压裂施工需提前配制压裂液易造成压裂液浪费而开发的压裂液体系,主要以速溶瓜胶作为增稠剂,并添加高温交联剂、黏土稳定剂、助排剂等添加剂形成压裂液,可以在增稠剂溶解3min内交联形成耐高温冻胶体系,适用于150℃以下储层连续混配压裂施工需要;乳液缔合型压裂液体系是作为瓜胶压裂液替代产品开发并具有独特分子结构的压裂液体系,具有可现场混配、施工摩阻低、配方体系简单、可用污水配制、耐温能力强等诸多优点,主要增稠剂为乳液态缔合聚合物,适用于230℃以下地层压裂施工需要.到目前为止,两种新型压裂液在胜利油田共施工26井次,其中致密砂岩水平井压裂施工13井次,共使用压裂液超过58000m3,现场应用效果表明,两种压裂液体系施工简单、适应性强、压后增产效果好,具有极大的推广应用价值.
  • 摘要：埕岛油田是我国最大的浅海边际油田,2013年生产原油291.3×104t.东营组油藏是埕岛油田最早投产的含油层系,动用石油地质储量2599.5×104t.由于一直未注水补充能量,目前东营组平均地层压降在15MPa左右,钻完井作业期间易发生入井液漏失,伤害储层.同时生产井液量下降快,区块自然递减率不断增大,需要压裂改造.近年来实施了CB32A-3等6口井的压裂施工,效果差异较大.本文从油藏开发特征、压裂液、支撑剂及工具设备等方面总结了海上中低渗油藏压裂配套工艺技术及施工经验,对下一步进一步完善压裂工艺技术,提高埕岛油田采收率具有一定指导意义.
  • 摘要：塔河缝洞型碳酸盐岩储层酸压裂缝延伸规律复杂,前期因地层埋藏深、温度高、井间距大制约了酸压裂缝的系统评价.随着井下监测仪器性能的提高、老区加密井的部署,优选实施了2口井井下微地震裂缝监测.本文在此基础上建立了缝洞型储层选井原则,对微地震监测数据处理过程中的关键步骤及效果进行了深入研究,监测结果表明:酸压裂缝呈"体积状"特征;裂缝延伸受到"串珠"及古河道控制;微地震事件在垂向上的分布频率受改造井段控制,与储层物性相关性不强;注酸阶段是重要的剪切造缝阶段.裂缝监测结果对下步酸压设计优化具有重要指导性.
  • 摘要：水力喷射分段压裂由于射孔数少、排量小造成支撑剂沉降快和排量低等难点,通过实验模拟了在不同黏度的压裂液下,加不同比例纤维对30/50目陶粒和40/80目陶粒沉降速度的影响;结合实验数据提出了在水力喷射分段压裂工艺基础上,采用水力喷射分簇射孔、全程加纤维和循环返排技术;有效解决了水平井段射孔数少、支撑剂沉降快和冲砂难;提高了水力喷射分段压裂效果.该工艺在江苏油田成功应用四井,增产效果明显,压后产量压裂初期3～5倍;对江苏油田低渗透油藏开发有重大意义.
  • 摘要：针对江汉油田页岩、致密砂岩等非常规油气藏的地层改造要求,研究了两项封隔器+滑套分段压裂管柱技术.一项是套管封隔器+滑套分段压裂管柱技术,攻关了逐级取出技术,实现了在51/2in套管水平井内一趟管柱完成8级分段压裂,措施后管柱可以安全起出,无需钻塞即可实现井筒清洁,成功应用28井次,最高施工压力达到92.34MPa,最高施工排量5.6m3/min,工艺成功率100％;另一项是裸眼封隔器+滑套分段压裂管柱技术,攻关了管柱安全下入技术、裸眼井段封隔技术,实现了在6in裸眼水平井内一趟管柱完成18级分段压裂,成功应用3井次,最高分段数达到8段,最高施工压力达到88MPa,最高施工排量5.6m3/min,工艺成功率100％.封隔器+滑套分段压裂管柱技术与泵送桥塞压裂技术相比,可以实现一趟管柱分多段压裂作业,作业周期短,效率高.这两项技术实现了配套工具的国产化和系列化,为非常规油气资源的高效开发提供了有力支撑.
  • 摘要：水平井泵送复合桥塞与分级射孔联作分段压裂是实现页岩气有效开发的关键技术,研制出的复合材料桥塞达到了70MPa的工作压力和150℃的工作温度,可钻性良好.配套研究了桥塞与分级射孔联作技术、水力泵送施工技术、水平井钻塞技术及地面辅助施工装置.全套技术成功完成了12口井共94段的水平井分段压裂施工,形成了具有自主知识产权的泵送易钻复合材料桥塞分段压裂工艺主体技术系列.
  • 摘要：为适应我国页岩气开发压力高、排量大、井场面积受限、山路多路况差的特点,开发了额定功率达3300HP,重量只有8.8t,适用于车载的压裂泵.该泵用4.75in柱塞可以输出140MPa压力;该泵输出80MPa压力时排量可以达到1.7m3/min,输出50MPa压力时排量可以达到2.7m3/min;该泵采用目前国际上最长的冲程,因此降低了泵工作时的最大冲次;该泵具有国际上最大的连杆负荷能力,因此在同等柱塞直径下能提供最大的压力.为满足冲程长,连杆负荷大而体积重量严格限制的要求,在泵体结构和主要零部件材料方面做了深入研究,同时考虑到加工与维护保养的便利,设计了模块化三体动力端结构,优化了泵头体材料.目前该泵已通过最大功率和最大连杆负荷下的百万冲次试验,并已与整车集成,在多个油田进行了工业试验,效果良好.在油田的工业应用表明同时满足压力高排量大的压裂泵能减少现场压裂设备的数量,减少更换易损件的次数,降低压裂作业的成本.
  • 摘要：通过对苏家屯地区岩石矿物成分、地层流体、储层敏感性进行分析,提出压裂液研究技术措施,按照技术措施对添加剂进行优选试验,形成适应苏家屯地区的压裂液体系,并对压裂液体系的适应性进行评价.现场施工结果表明,研究形成的压裂液体系具有很好的区域适应性,并取得较好的增产效果.
  • 摘要：本文介绍新研制的耐高温有机交联剂CYS-2,通过在合成有机硼交联剂过程中,引入少量锆离子,增强有机硼胶态粒子络合键强度,提高压裂体系耐温性能,同时保持硼交联的优势.以羟丙基胍胶为稠化剂用量(0.4％～0.65％)、交联剂CYS-2用量(0.45％～0.65％)及助剂,满足140～170℃储层需要.在170℃,1000s-1高速剪切后具有剪切恢复能力,170s-1剪切120min保持黏度120mPa·s以上;体系破胶剂为过硫酸铵,破胶彻底,破胶液黏度低.
  • 摘要：采用自由基水溶液聚合法成功制备了丙烯酰胺(AM)多元共聚物.所设计共聚物的结构不同于传统的丙烯酰胺聚合物,而是引入了抗温基团、易水化基团和可交联基团,所得共聚物作为压裂液稠化剂,具有化学和热稳定性好、水溶性高、成胶性能好的特点.成功制备了一种复合交联剂,交联时间可调,所得聚合物压裂液在稠化剂浓度为0.4％时,在120℃、170L/s条件下连续剪切120min,黏度可保持在100mPa·s以上,耐温耐剪切性能良好.同时,该聚合物压裂液pH值为3～5,可用于碱敏地层;破胶彻底,破胶液黏度小于3mPa·s,表面张力低于22mN/m;稠化剂中不含水不溶物、破胶液中无残渣,具有对地层伤害小的特点.改变稠化剂和交联剂用量,还可形成用于地层温度为80℃、100℃、140℃等的压裂液体系,以满足不同压裂井需求,实验结果表明,研究所得压裂液配方与现场压裂用水配伍性好.
  • 摘要：开发浅层正韵律厚油层,后期会形成"次生底水".浅层油藏压裂裂缝容易呈水平缝,因此在压裂过程中注入堵剂,形成水平人工隔板.但利用压裂人工隔板措施进行后期挖潜,有必要对其影响因素进行优化研究.本文从隔板参数和地层参数两个方面研究了各个因素对人工隔板措施的影响,并对各个因素进行了优化.研究发现,隔板形状、隔板半径、隔板位置、隔板渗透率、隔板时机、隔板垂向水平渗透率比值、地层垂向水平渗透率比值Kv/Kh、油水黏度比、井距等都会对隔板效果有不同程度的影响.各个因素的影响程度为浅层油藏压裂堵水作业提供了指导意义.
  • 摘要：基于在三向地应力和气体压力作用下水平井筒周围围岩的受力特点,通过引入加权函数,并采用与时间相关的爆生气体压力分布方程,应用弹性力学、断裂力学理论给出了多级脉冲气体加载压裂水平井裂缝尖端应力强度因子计算式,建立了多裂缝起裂扩展准静态方程,该方程可以模拟爆生气体驱动下缝长、缝宽的变化过程.最后根据产能方程分析了不同裂缝参数对产能的影响.结果表明,多级脉冲爆炸压裂可沿着水平井筒轴线产生多条径向裂缝,裂缝沿着与射孔相位一致的方向延伸直到止裂,止裂后裂缝会发生一定程度的闭合形成残余缝宽;不同的裂缝条数会产生不同的最终缝长;多级脉冲爆炸压裂水平井能够显著增加油井产量,裂缝的长度对油井产量的增加起决定作用,在现场施工中应对此压裂工艺进行优化设计与控制,增加裂缝长度,减少裂缝条数.
  • 摘要：通过对"井工厂"开发的各个环节进行流程分析,划分出基于作业设备的流水作业模式和基于单井环节的流水作业模式两种不同的"井工厂"开发流程,并对两种流程下的特点进行分析.在"井工厂"开发流程特点剖析基础上,结合中国非常规油气"井工厂"现场试验现状,提出了"井工厂"开发亟需解决的技术和问题.针对亟需解决的各项技术或问题提出针对性的发展方向.并对"井工厂"开发的前景进行了展望.寄希望本文研究成果能够为中国非常规油气"井工厂"开发提供借鉴.中国的油气资源需求也日益快速增长，这对油气资源的开发提出了加快速度的要求。中国的非常规油气作为重要的开发对象，市场已迫切需要加速非常规油气的规模化的快速开发。“井工厂”开发技术正是以流水线型的作业模式规模化的快速开发非常规油气。因此，由于市场需求和促进，“井工厂”开发技术将从以目前的现场试验为起点，全面发展“井工厂”布局设计技术，升级作业设备和相应的控制技术，建立起规范的作业程序，并真正形成流水线型的“井工厂”开发模式。
  • 摘要：致密低渗油气藏胶结致密,孔隙度小、渗透率低,黏土含量相对较高,压裂改造过程中,因压裂液滤液大量进入油气藏,会造成压裂液滤液在近井地带和储层中的水相滞留伤害、水不溶物伤害、流体不配伍产生的二次沉淀伤害和气藏敏感性伤害.为了降低油气井压裂施工过程中压裂液对储层的伤害,研制开发了新型的耐高温的加重醇基压裂液体系,并配套研制了高温交联剂等添加剂,配套了压裂工艺技术,并在致密深层油气井压裂施工中获得成功.现场实验表明:该技术可以有效的降低因水相滞留产生的水伤害,提高支撑裂缝的导流能力、降低二次沉淀伤害.本文系统的介绍了加重醇基压裂液的研制和性能评价指标,并详细的介绍了现场的应用情况.该技术将为深层致密油气藏的压裂改造工作,做出积极的贡献.
  • 摘要：大庆长垣处于松辽盆地中央坳陷带中部,长垣内的萨、葡、高油层纵向迭加,单井有63～136个小层,储层最发育的萨尔图油田南部共有9个油层组,41个砂岩组,136个小层(这些小层最大厚度21m,最小厚度不足0.2m).至十一五末,长垣老区采收率已达到51.2％,综合含水已经达到92％以上.为适应特高含水期水驱进一步精细挖潜,"十二五"以来,在压裂改造方面,针对水驱开发层系多、多数低渗透油层没有得到有效注水开发的问题,以"调整注采剖面、压裂控水、挖潜剩余油"为目标,从"纵向"和"横向"上攻关研究,改进工艺,突破了对未动用层的准确识别,解决了精确定位改造难题,压裂隔层厚度由1.8m降至0.4m,薄差小层压开率由44.2％提高到96.3％,缓解了油田开发矛盾,适应了大庆长垣水驱二次开发精细挖潜的需求.
  • 摘要：针对二连盆地阿尔油田低孔、中低渗、高泥质含量储层特点,以提高水平井改造针对性和有效性为目的,引进使用了TAP Lite压裂工艺.详细叙述了TAP Lite多段压裂工艺的基本原理、管柱结构、施工步骤、关键技术和工艺特点.在阿尔3平13井进行了现场应用,压裂时排量最高6.0m3/min,施工压力小于20MPa.改造效果显著,投产初期日产液20.98t,油16.6t.TAP Lite多段压裂工艺的试验成功对高泥质含量储层改造有一定的借鉴意义,应用前景广阔.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地规模开发的长X、长Z储层是典型的"三低"油藏,经过长期注水开发,大量剩余油分布于注水压力驱替不到同时常规重复压裂裂缝又难以企及的人工裂缝两侧区域,致使最终采收率降低.为了提高油井单井产量和最终采收率,利用储层脆性较强、天然微裂缝较发育的特点,结合长期注水条件下平面两向应力差值变小、主应力方位变化的规律,开展了低渗透油藏老井混合水体积压裂技术研究与试验,在储层内形成多条裂缝,显著增加裂缝与储层的接触体积,以达到大幅度提高产量和最终采收率的目的.通过研究与试验,得出了影响老井混合水体积压裂措施效果的主要因素,提出了混合水体积压裂的选井选层标准,根据不同储层地质和开发特征刻画了5种储层改造模式,配套形成了4种工艺技术及配套工具,形成了3种压裂液体系.目前共试验265口井,平均日增油较常规重复压裂提高了一倍,实现了"提液增油"的目的,并取得了重要认识.
  • 摘要：煤层气井排采初期,由于地层压力还没达到临界解析压力,所以在此阶段内气井无气体产出,处于排水阶段.随着排采进行,地层压力达到临界解析压力时,有煤层气产出,并随着排水的增加,压力的释放,解析出的气体增多,水力压裂增产措施能够提供较大的渗流通道,近井地带由于地层压力系统没有造成破坏,能够维持一个较好的压力系统,造成近井地带的相对气体富集区,能维持一个较短时期内高产量产出.再随排采进行,随着压力波的传播,地层压力系统遭受破坏,不能维持一个较有利的生产环境,此外还由于地层排采区域离井筒越来越远,不能形成一个高渗流通道,此时日产气量递减.基于Eclipse建立的煤层气模型,模拟计算了煤层气井压裂裂缝导流能力与产能的关系,分析生产过程中导流能力变化规律及其对产量的影响.分析得到:地层渗透率越大,气井无因次产量越高;随着裂缝无因次导流能力的增加,无因次产量也是逐渐增加的,但每条曲线存在一个增幅的拐点,大于改点之后无因次产量增加的幅度逐渐减小;地层渗透率越大,曲线拐点所对应的裂缝无因次导流能力越小;地层渗透率分别为0.3md、0.75md、1md、1.75md时,裂缝无因次导流能力拐点分别为20、10、6、4.8.计算结果表明:裂缝半长越长产能越高;裂缝的导流能力越大产能越高,当裂缝导流能力超过20D·cm后,对于不同的煤层气井在投产时,应合理优选压裂缝半长和导流能力.

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