摘要：南泥湾采油厂浅层致密油储层采用滑溜水分段压裂取得初步成效,但产量递减快,原因之一就是油藏能量不足。针对浅层致密油藏增能需求,采用大排量、大液量、低砂比的驱油型滑溜水压裂液滞留地层,补充地层能量,通过焖井进行油水置换,形成驱油压裂技术。根据施工排量控制总射孔数,按照每孔排量最少0.3 m^(3)/min进行压裂,压后焖井,通过优化压裂缝模拟设计形成较大的储层改造体积,达到体积压裂的效果。评132井区平2井现场试验结果表明,该工艺实施简单,整个施工泵压较低且平稳,排量稳定,取得了较好的增产效果。

摘要：CO_(2)泡沫压裂是提高致密砂岩气藏开发效果的有效手段。苏里格气田苏X区块中部为下一步稳产重要接替区,相对于北部主产区,其储层连续性、物性均较差,可动水饱和度较高,导致常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大。以苏X-A3井为例,基于CO_(2)泡沫压裂地质工程一体化理念,首先应用建模数模一体化,研究储层物性、含气性与可动水分布等生产特征选井选层,避水布井射孔;其次应用地质压裂一体化,研究储层物性与压裂工艺匹配性,优化压裂液体系与压裂规模、泵注程序;最后应用评估修正一体化,根据返排试气试采资料,评价压裂效果与工艺的适应性,修正压裂前地质模型,完成地质工程一体化技术闭环。研究结果表明:地质工程一体化理念应用于CO_(2)泡沫压裂优化设计,能够更全面准确地认识储层品质与生产动态,提高CO_(2)泡沫压裂设计的针对性,为CO_(2)泡沫压裂效果提供保障。现场实践表明,该方法较以往常规水基压裂设计更符合实际需求。

摘要：页岩气在致密储层中的流动介质主要以水力裂缝及压裂后诱导裂缝为主,由于页岩储层及压裂气井生产方式的特殊性,其渗流机理及渗流特征的认识目前还不够全面。为此,本文针对页岩气藏的动用特征及裂缝分布和形态,建立了考虑页岩气吸附特征的多组分双重介质数值模拟模型,其中以双重介质系统描述压裂后密集分布的微小裂缝;以离散大裂缝来表征从主裂缝衍生出的次裂缝网络,并在此基础上使用扩展朗缪尔等温线充分考虑了页岩气时间依赖吸附和扩散过程。基于页岩气数值模拟模型,系统分析了储层改造体积,储层横向/纵向动用程度以及裂缝参数,如裂缝导流能力,裂缝半长等对页岩气泄气面积和气井产能的影响。研究结果表明,增大储层改造体积SRV有利于提高产能,提高裂缝储层横向动用程度和纵向动用程度可使得泄气面积波及范围更广,页岩气的解吸更为充分,最终采收率可以明显增加。如果能够压出具有高导流能力的主要裂缝,同时开启或者沟通天然裂缝,从而使裂缝网络和井筒之间形成更好的连接,大幅度降低成本,但需要考虑裂缝间距对产能干扰的影响。建议在压裂的初期和末期泵入大粒径的支撑剂,促进主要裂缝的形成,并提高主要裂缝的导流能力。研究对页岩气压裂改造设计提供了一定理论指导。

摘要：低渗透致密砂岩油藏已成为油气开发建设主力军,但受低孔隙度、低渗透率、低储量丰度“三低”特征影响,常规开采自然产能低,无法达到工业油流要求,需要开展压裂工艺技术攻关研究。本文以L区块为例,结合储层物性、成岩作用、原油粘度、隔夹层发育状况等多方面分析,明确压裂过程中存在技术难点,如压裂液体系低伤害性能、防乳、破乳要求高、压裂液破胶困难等,在此基础上,开展技术攻关研究,包括优选新型低温压裂液体系、优选破胶剂类型、优化压裂参数设计,重点对破胶剂助剂性能进行分析评价,明确生物酶破胶剂性能,表明生物酶破胶性能远于化学破胶剂、微胶囊破胶剂。同时结合区块特点,对前置液用量、加砂量、压裂液排量等,指导现场实施压裂井35口,措施有效率100%,平均单井初期日产油量10.5吨,目前日产油量7.5吨,阶段累增油7.0万吨,创效1.0亿元,预计全措施周期累增油量10.5万吨,取得较好现场应用效果。同时以探井L35井为例,全面剖析压裂效果,可有效指导区块井位开发部署8口,增加可采储量8.5万吨。本文在致密砂岩油藏压裂液体系及施工参数优化设计方面取得成果和认识,可为同类型油藏提供借鉴经验。

摘要：针对连续介质理论研究水力压裂需预设裂缝界面单元的不足,引入离散元—颗粒流方法模拟低渗透储层的水力压裂行为。采用圆形颗粒模拟低渗透储层,通过Navier-Stokes方程描述压裂液的流体运动,建立了考虑流固耦合作用的低渗透储层水力压裂颗粒流数值模型。分析了颗粒间平行连接断裂的失效判据,讨论了基于N-S方程的低渗透储层水力压裂PFC-CFD流固耦合求解方法,揭示了不同参数对水力压裂裂缝起裂及延伸行为的影响。结果表明:起裂压力与最小水平主应力、颗粒法向接触刚度、颗粒法向及切向连接强度近似呈正比例关系,而裂缝最大长度及宽度与上述参数呈反比例关系;起裂压力、裂缝长度、宽度与最大水平主应力、切向接触刚度基本不相关。

摘要：黔北正安区块常压页岩气藏广泛分布,具有岩石脆性好、裂隙原始尺度小、含气丰度低、吸附气比例较高、储层厚、压力系数低等特点 ;改造体积有限,长期导流能力保持不足等难题[1],正安区块安场向斜前期投产井采用常规的高压页岩气压裂工艺收效甚微。为提高区块压后测试产量实现效益开发,基于区块地质情况,从射孔工艺、暂堵工艺、压裂针对性设计、段簇划分、压裂液体系、支撑剂组合上进行优化并形成了一套常压页岩气储层改造模式,在获得最大ESRV体积的同时降低作业成本。该方案在安场向斜常压页岩气井进行了应用,压后取得良好的改造效果,单井测试产量突破3万方/天,为区块后续勘探开发提供了有力的技术支撑。

摘要：威远地区页岩气是近年来开发的非常规能源,在研究国内外页岩气压裂理论与技术的基础上,优选压裂材料、优化压裂设计及配套工艺,针对页岩储层非均质性、低孔低渗、裂缝发育和脆性易形成网缝的特点,采用"复杂缝网+段塞加砂支撑主缝"的压裂方法,增大页岩储层的改造体积,有效地提高了储层的整体渗透率。现阶段的研究成果,对进一步了解该地区页岩气储层特性,促进页岩气的商业开发具有重要意义。

摘要：压裂作业过程中,高压管件主要负责输送加压后的压裂液体,其现场主要是采用大锤敲击由壬头翼形螺母的方式进行高压管件的拆卸和安装作业。由于管件连接节点较多,敲击作业强度大、危险系数高,费时费力,而且多次敲击会引起翼形螺母变形,降低使用寿命。针对敲击作业的弊端,设计了一款高压管件扳手,利用杠杆原理进行安装和拆卸作业,省时省力,现场应用效果显著。

摘要：对比分析了国内外可溶桥塞的性能指标及优缺点。详细阐述了国产化可溶桥塞的关键技术,包含可溶卡瓦表面处理、卡瓦破碎力设计、可溶胶筒技术以及下接头设计。按照页岩气压裂施工情况,首次提出了可溶桥塞耐压试验时的"耐压时效"概念。耐压时效指桥塞入井至压裂的时间间隔。按照现有页岩气施工模式,认为耐压时效24 h可兼顾现场施工和压后溶解的需要。

摘要：针对目前页岩气井使用速钻桥塞和大通径桥塞存在综合成本高、压后需作业、施工风险大等问题,研制了基于可溶镁基金属和水溶橡胶的可溶桥塞工具。从可溶材料的合成制备、可溶卡瓦和水溶胶筒的结构设计2个方面阐述了自制可溶桥塞的特性。在四川威远、黄金坝等区块页岩气井开展了现场试验,共实施36段可溶桥塞,施工成功率100%,压后一段时间内桥塞溶解可实现套管内通径生产,满足四川页岩气井现场施工要求,达到了国内外同类工具的水平。