压裂技术（共12篇）
压裂技术 篇1
传统的压裂酸化诊断技术已经无法适应当前各个油田发展的需求, 所以需要在改进、提升这些技术的基础之上, 开发创造出一些新的更具活力的诊断技术。特别是近年来, 随着计算机网络的高速发展, 各个行业、各个领域都将其利用到了自身的发展中。对于油田的压裂酸化技术来说, 也应该实现与新技术的融合。
一、压裂酸化诊断技术
将计算机技术和压裂酸化的诊断结合起来之后, 不仅可以在很大程度上满足油田进行生产资料的数字化和信息化管理的要求, 而且也能有效提高工程技术人员决策的科学性与合理性。具体来讲, 将这两者结合之后的一项新的诊断技术就是压裂酸化实时监测曲线。这种监测曲线可以将施工前、施工过程中套压、排量以及砂浓度等参数的变化、走势等及时的显示出来, 以为研究人员决策的确定提供必要的参考依据。除此之外, 压裂酸化实时监测曲线还可以对施工之后的效果、状况等作出预测, 以便相关人员及时的发现问题继而解决问题。因此, 从这个角度来说, 压裂酸化实时监测曲线已经逐渐发展成为压裂酸化施工前、施工期间以及施工后对工程进行决策和评价的基础。
以上论述主要是从宏观方面对压裂酸化诊断技术以及压裂酸化实时监测曲线的作用与意义进行了总体的说明, 接下来, 将对其意义与作用进行具体的阐述。
首先, 它是现场指挥进行施工监控、处理紧急情况的依据。压力波动, 哪怕是很小的一个压力波动都有可能造成施工事故的发生, 所以在施工的过程中, 为了保证施工的成功, 要增强利用实时监测曲线正确判断压力波动是正常的还是事故前兆的能力, 以便及时找出压力波动的原因, 并采取有效的措施加以避免和补救。
其次, 它为主压裂酸化提供施工的参数。我们知道, 小型压裂可以在某种程度上反映主压裂的情况, 鉴于对主压裂酸化的实时监测相对麻烦和困难, 我们完全可以首先对小型的压裂测试曲线进行实时监测与分析之后, 得出一些相关的参数值, 然后再由这些参数值推断分析出主压裂酸化的情况。
最后, 它能有效反映施工过程的正常与否以及其是否按计划执行。由压裂酸化实时监测曲线我们可以很清楚地就看到整个施工过程中有无操作事故、压窜以及封隔器失效等情况的发生, 同时, 这一实时监测曲线还能通过对各阶段液量、砂量等的计算以及设计值与实际值之间的差别, 判断出施工作业队伍是否按照既定的设计进行了作业, 起到一种很好的监督促进作用。
二、压裂酸化设计
目前, 我国石油工业面临的一个总体形势是新区的勘探开发困难, 老区的增产挖潜工作琐碎。再具体点来讲, 也就是对压裂酸化技术的认识不够, 增产措施改造的对象比较复杂等等。可以说, 压裂酸化不管是在技术方面还是在设计方面都还存在着不少的困难和挑战。那么在进行压裂酸化设计时, 具体应该采用哪些方法和技术呢?
2.1重复压裂技术
重复压裂与常规的人为的在第一次压裂无效之后进行不同层段的压裂不同, 其关键在于所压裂的对象必须处于同一地方的同一层位, 而且还是同一口井。其核心在于六个字, 即“堵老缝, 压新缝”, 也即是对已经成为储水通道的缝进行堵塞, 对已经完全或者是大部分产出老缝的控制区域进行堵塞。
2.2复杂结构井压裂机理和技术
这一技术的关键是对压开裂缝的条数进行合理设计, 并对裂缝的长度进行优选。最新的完井思想完全颠覆了传统的观点, 它认为水平井只有在做完增产措施之后才能有效发挥其产能。所以, 考虑到压裂酸化设计, 在完井的方式上应该首先考虑这一技术是否有利于裂缝的形成。
2.3压裂酸化新观点
一般来说, 传统的观点认为, 为了避免矿物脱落对裂缝和空隙的堵塞, 在选取增产措施时, 应该选择酸压与基质酸化, 不过这个观点现在已经被实践结论所推翻。压裂酸化的新观点认为要想取得较好的增产效果, 可以采用酸基压裂液、砂岩储层酸压以及冻胶酸的碳酸盐岩水力压裂等。
2.4低渗低压油田
这种方法的目标就是要减少水锁和水相圈闭, 要达到这一目标, 有以下途径可以选择:首先, 减少进入气层的液量;其次, 减少滤液的表面张力;最后, 减少毛管的阻力。目前, 在采用低渗低压油田技术的过程中, 有三个比较可行的措施, 也即提高返排速度;压裂二氧化碳泡沫;压裂表面活性剂。
结语:压裂酸化作为一种比较主要的增产措施, 在油气田的开采中应用得比较多。特别是近年来, 随着各个油田井次的增多, 这种技术更是显示出了其无与伦比的优越性, 不过在具体的实践中, 这种技术还是存在着不少的问题。本文主要从压裂酸化诊断技术以及压裂酸化设计两个方面进行了阐释, 希望可以为以后的研究和实践提供参考。在论述的过程中, 肯定存在不少的错误和漏洞, 需要在以后的实践和研究中加以规避。
参考文献
[1]欧阳传湘, 谭蓓.压裂酸化效果分析与决策系统断块[J].油气田, 2010, 25 (4) :487-490.
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[4]任勇, 管彬, 刘刚, 钱斌.新型压裂酸化实时监测系统及应用[J].天然气工业, 2007, 27 (8) :94-96.
压裂技术 篇2
因为页岩气这一气藏，实际上是超低渗超低孔气藏，在对其实施勘探开采的过程中，必须在首先对岩层实施体积的压裂，在此基础上形成一种立体的缝网。所以，选取何时地层段展开射孔也就显得异常重要。在本文中我们充分地结合国外的一些页岩气具体的开发事例，对我国的页岩气展开一次综合性的积极评价。就涪陵的页岩气田来说，该气田起初的压裂前提是在每口井的20段左右实施压裂，并通过一些参数的积极优化选择性，其标准是每段2~3簇。此处的射孔孔眼实际上就是进行压裂液注入处。当压裂液注入到压裂孔后，在压裂液的作用下，继而形成裂缝。
2.2页岩气的水平井分段压裂技术
在页岩气的勘探开采中，由于页岩气井在开采中越来越长，而对其造缝要求上，其困难越来越大，这就给压裂工具、压裂工艺，以及压裂液等的选择提出来更高的要求。就压裂工艺来说，在目前所采用的压力工艺是：裸眼封隔器预制管柱+投球滑套分段压裂、泵送桥塞+射孔联作分段压裂，以及套管预制滑套无极限分段压裂技术等。在压裂过程中，压裂液是其重要的组成部分，它是对岩石进行压裂作用的重要的媒介物。通过压裂液的作用，促使压裂缝得以延伸。就压裂液类型来说，有常规非常规之分。在压裂过程中，还需要一定的返排。该支撑剂主要是依靠压裂液的作用一起带入到裂缝中。当压裂液在压裂泵不工作反排中，支撑剂会滞留于裂缝中，积极维持裂缝状态，为页岩气提供良好的生产通道。
2.3实施连续油管钻磨桥塞操作
在压裂操作完成以后，为了完成后续工作中的排液测试和投产，则要用专业的工具来对桥塞实施钻磨操作。在当前来说，页岩气塞所进行的钻磨桥塞工艺，主要是采用连续油管钻磨桥塞。在钻磨中，主要是通过地面的泵车机械设备，以此为动力提供动能，有效地对井下的马达进行驱使实施旋转，继而让井下的磨鞋达到高速旋转，最后促使钻塞磨成碎屑。并被带出到地面上。
2.4进行试气
在获取产能的主动环节中，页岩试气投产为重要的环节。作为页岩气井，在通过一系列的施工――泵送桥塞以及射孔联作，以及对水平井实施压裂等施工之后，然后就是进行试气投产环节。就涪陵页岩气为例，主要是以套管固井为其准则。鉴于页岩气井的不断加深，必然会致使试气工艺随水平要求之而不断升级。在试气中，处于地面上的工具有：两相分离器压采气井口，地面放喷管线和热交换器和锅炉，还有节流管汇和法兰线等设备。其工序为：第一步，对采气树进行安装和试压。第二步，进行套管放喷排液操作。第三步，在带压下进行完井管柱。第四步，进行油管的放喷排液处理。第五步，正式进行测试的投产。第六步，在地面进行关井工序的操作。
3结束语
综上所述，就我国的新能源来说，页岩气无疑是一种清洁的能源。开采页岩气的时候，随着勘探开发步伐的不断加快，积极地降低页岩气的开发成本是关键所在。在页岩气的开发过程中，由于页岩井的加深，出现了高风险、高温、高压等严峻环境状况，进而对压裂式技术提出了更加严峻的挑战，为此应当对压裂试气技术给予进一步升级提高，才能够适应页岩气的勘探开采。
参考文献
浅谈水平井压裂工艺技术 篇3
水平井压裂原理
水平井的压裂设计与直井的稍有不同，强调要全面合理地考虑各种影响因素，如岩石力学性质、储层流体性质、压裂前后的储层性质等。压裂水平井时，裂缝的起裂方向取决于井筒与最小主应力方向的关系；当井筒轴线与最小主应力方向平行时，产生了横向裂缝；当井筒轴线与最小主应力方向垂直时，产生了纵向裂缝；当井筒轴线与最小主应力方向既不是0€啊⒁膊皇?0€笆保虿牧逊炜赡苁欠嵌暮蚐形的。若产生的裂缝是横向裂缝，裂缝与井筒间的无效接触会产生拟表皮效应，造成裂缝与井筒之间的附加压降，直接影响产能。但横向裂缝也具有两个明显的优点，一是产生一条以上的裂缝；二是能获得较大的泄油面积。若产生的裂缝是纵向裂缝，产能增加不明显；但当无因次导流能力低或水平井段的长度与油层厚度比较高时，纵向裂缝能增加水平井的产能。
利用水力压裂产生纵向裂缝的方法，是一种有效地用于酸无效地层、水敏地层消除地层损害或增大油藏渗透率的补救处理方法。这是因为纵向裂缝有以下几个优点，一是与井筒的接触面积大，不需要较高的近井筒；二是纵向裂缝不像横向裂缝那样受流量收敛作用的影响；三是在一个补救情况中，无需辨别最小主应力方向；纵向裂缝诱生不用知道精确的最小主应力方向就可完成；四是它有一个相当短的穿透深度，故容许用于它的设计的油藏渗透率误差更大一些；五是在强化处理作业是消除井筒损害或消除垂向渗透率污染时，纵向裂缝与井筒的接触面积更大，减少了流量收敛影响，能更好的完成上述任务。
水平井压裂工艺技术
·水平井多裂缝同时压裂技术
目前，在对水平井进行多裂缝同时压裂时一般都采用限流法压裂。在对多区段进行压裂处理时，应利用限流控制技术控制各压裂区段的液体和支撑剂的吸入量。限流压裂是通过严格限制射孔炮眼的数量和直径，并采用尽可能大的注入排量施工，用最先被压开部位的炮眼限流，一次性压开欲压裂的全部裂缝。在进行实际压裂处理之前，应使每个压裂液入口处的每组孔眼解堵，并确定注入速度。为了完成这种作业，使用了一种双跨式封隔器，该封隔器可提供在压裂液离开油管之后和进入射孔孔眼之前的最小摩阻阻力。该作业对同时进行多入口水力压裂处理是相当重要的。该作业应确保所有的入口获得等量的压裂液和支撑剂。同时，还需要计算管子的摩阻，确定是否可以达到同时有效地处理多区段的排量，而又不会危及套管或油管。
·水力喷射加砂分段压裂技术
水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井中进行加砂压裂,也可以在套管井上进行,施工安全性高,可以用一趟管柱在水平井中快速、准确地压开多条裂缝,水力喷射工具可以与常规油管相连接入井,也可以与大直径连续油管(60.3 mm)相结合,施工更快捷,国内外已有数百口井用此技术进行过酸压或加砂压裂处理。
·新型低伤害化学暂堵胶塞分段压裂技术
新型伤害化学胶塞应采用低浓度成胶剂,成胶后强度高,封堵已压层段不用填砂,成胶与破胶时间可控,压后可彻底破胶水化,施工结束后无需冲砂或钻塞等作业,直接排液求产,对地层伤害小。
·定点分段多级封隔器分段改造完井技术
既可以用于裸眼井,也可以用于水泥完井。封隔器是遇烃膨胀封隔器。喷砂器使用的是滑套喷砂器。比如压裂四层,就在一趟管柱上把四层所需要的封隔器(8套)连接下到位,第一层采用普通喷砂器,后三层采用滑套喷砂器,压完第一层后打开上一层的滑套喷砂器压上层,这样也能实现分层压裂。最多可以对10个层进行不动管柱的分压处理。
·高性能压裂液与支撑剂技术
由于水平井压裂施工周期较长，要求压裂液低伤害或无伤害。为适应长期关井降低伤害的要求，水平井压裂液应加强超低表界面张力技术、无滤饼或滤饼可降解滤饼技术等研究。近年来，国外支撑剂回流控制技术不断完善，包胶支撑剂的适应能力、应用范围和性能指标也在不断提高。正在开展低密度支撑剂、纤维与热塑膜覆膜等技术研究开发。
（贾保奎，马晓伟单位：长庆油田分公司第五采油厂；延婷单位：长庆油田分公司第三采油厂）
压裂技术 篇4
关键词：页岩气,压裂液,压裂技术
1 引言
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中, 以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气, 成分以甲烷为主, 是一种清洁、高效的能源资源。近几年, 美国页岩气勘探开发技术突破, 产量快速增长, 2013年产量超过3000亿立方米, 成为世界最大的天然气生产国。对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响, 世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。
依据国家能源局数据, 我国页岩气储量约为25亿立方米, 页岩气资源丰富。2013年美国页岩气产量达3000多亿立方米, 约为同年我国常规天然气产量的2.5倍。目前我国页岩气开采处于试开采阶段。开发利用我国丰富的页岩气资源, 仍对缓解我国天然气供需矛盾, 调整能源结构, 促进节能减排, 国民经济和社会发展有重要的促进作用。
由于页岩气储层具有低孔、低渗的特点, 勘探开发难度大, 大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量[1]。目前, 国外主要利用滑溜水压裂液进行体积改造。滑溜水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种压裂液体系。主要由水、减阻剂、助排剂和杀菌剂 (视水质含菌情况添加) 组成, 造缝能力强、经济成本低;但也存在携砂能力差, 滤失大的缺点。本文深入调研美国、加拿大等国页岩气压裂过程中采用的新型压裂液和先进压裂技术;对其技术特点、施工工艺、存在的问题和应用效果进行了剖析, 针对中国具体情况进行了适应性分析, 以期把握国外技术新动向, 借鉴先进经验, 拓宽中国自主研发思路。
2 滑溜水压裂液发展历程
滑溜水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂等添加剂的一种压裂液, 又叫做减阻水压裂液。减阻水最早在1950年被引进用于油气藏压裂中, 但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的一二十年间, 由于非常规油气藏的开采得到快速发展, 减阻水再次被应用到压裂中并得到发展。1997年, Mitchell能源公司首次将减阻水应用在Barnett页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果[2], 此后, 减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用, 2004年数据显示, 减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上 (表1) [3]。早期的减阻水中不含支撑剂, 产生的裂缝导流能力较差, 后来的现场应用及实验表明, 添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果, 支撑剂能够让裂缝在压裂液返排后仍保持开启状态[4,5]。
目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水和支撑剂为主, 总含量可达99%以上, 其他添加剂 (主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下[6], 尽管含量较低, 这些添加剂却发挥着重要作用 (表2) [7]。
3 新型页岩气压裂液及技术
分析美、欧各国页岩气压裂过程中出现的新技术, 着眼于解决实际问题、提升改造效果, 从研发背景、工艺原理、技术特点和应用效果等方面介绍以下5种新型压裂液, 以期把握技术要点、借鉴成功经验和促进自主研发方面起到积极的作用。
3.1 混合压裂液及技术
清水压裂液经济成本低, 造缝能力强, 但滤失大。而混合压裂液则是显著改善清水压裂液的滤失大、携砂能力差的缺点。该压裂液是通过下面的步骤实现的。首先是先泵入滑溜水, 充分利用清水的强造缝能力, 之后再泵入交联凝胶前置液, 利用凝胶和一定粒径支撑剂的混合液在先前形成的长裂缝中发生黏滞指进, 减缓支撑剂沉降, 使支撑剂分散均匀, 保证压裂效果[8]。
混合压裂液的技术特点:首先可以获得比清水压裂更长的有效裂缝, 同时具有更好的携砂能力和较低的滤失。其次在储层伤害方面, 该技术介于清水压裂和凝胶压裂之间, 伤害程度远小于交联凝胶压裂, 且可节约部分用水量。
混合压裂液技术在实际油田应用中, 取得较好的效果。例如:在Barnett页岩黏土含量较高的地区应用, 单井产量可提高27.7%[9]。另外, 贝克休斯在Anadarko盆地进行清水压裂和混合压裂, 数据显示, 清水压裂成功率为39%;而混合压裂成功率高达86%。尽管混合压裂费用较清水压裂费用高, 但从长期生产效果来看, 混合压裂的经济效益更高。还有, 阿纳达科石油公司在美国Haynesville页岩气开发中, 采用压裂诊断技术来对比混合压裂和清水压裂的应用效果。结果显示, 小规模清水压裂的平均有效裂缝半长为25m, 混合压裂的有效裂缝半长是其三倍。因此, 采用混合压裂可显著增长裂缝, 提高裂缝影响范围。
3.2 纤维压裂液及技术
纤维压裂液是一种新型压裂液, 通过在压裂液中加入纤维物质来改善石英砂等支撑剂的悬浮状态, 有利于形成有效的裂缝长度, 避免了增加稠化剂的粘度来改善支撑效果, 从而在提高导流能力时, 减少残余物对地层的伤害[10,11]。
其中, 海丁顿公司在纤维压裂液及技术方面做得比较好。2006年美国《哈特勘探与开发》杂志评选出“纤维压裂液流体技术”为石油工程技术创新特别贡献奖。
该技术在美国Barnett页岩气开发过程中, 表现出良好的工程应用优势。数据显示, 纤维压裂的有效裂缝较清水压裂长度更长, 体积更大。页岩气产能数据显示:纤维压裂后产能是清水压裂作业的2倍, 120d页岩气产量提高80×104m3。墨西哥国家石油公司也进行了相关的应用研究, 选用临近的2口井进行对比, 发现, 纤维压裂技术处理后的气井产量是清水压裂处理后产量的7倍多。
该压裂技术曾于2002~2004年在国内涩北气田[12]进行了12口井的防砂先导性试验, 压裂后不出砂, 产量平均增产1.7倍以上, 取得了很好的经济效益。截止2005~2010年, 涩北气田已将该项技术推广应用到47口井, 大多数防砂井日产气量有了明显提高, 单井日产气量平均增加40%以上。在扶余油田也进行了现场施工试验, 选择东+5-33、东43-20、松原采气厂老4-24三口井进行实验, 设计用液总液量68.3m3, 其中纤维压裂液基液为20m3, 采用单罐循环方式配液, 在加砂最后两段加入。优选纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.2% T-3纤维+ 0.035% 过硫酸铵+ 其他添加剂+ 0.04%SD2-2有机硼交联剂, 调配pH值为9~10。试验效果参见表3[13]。
3.3 高速通道压裂液及技术
2010年, 斯伦贝谢公司推出通道压裂通道技术, 该技术通过在支撑裂缝内部创造开放性流动通道, 在整个支撑剂填充区形成高速通道网络, 将裂缝导流能力提高几个数量级。该技术的压裂液中, 除混入支撑剂还将掺入特制纤维材料, 通过专业混配设备和操控系统将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下, 泵送完成后支撑剂收缩成柱, 保持裂缝开启, 高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接[14]。
由于该压裂液及其技术的特点, 经过高速通道压裂作业后, 可得到更高的导流能力, 这些通道从井筒一直延伸到裂缝尖端, 从根本上改变裂缝的导流能力, 进而大幅度提高油气采收率。
高速通道压裂液技术具有广泛的适应性, 可用于砂岩、碳酸盐和页岩气藏。截止2012年6月数据统计, 高速通道压裂技术在非常规气藏的开发中进行了4000多次作业, 统计数据表明, 该技术与常规增产技术相比, 初期产量提高53%[15]。以美国Jonch气田为例, 共选择13口井进行作业试验, 其中5口井进行高速通道压裂[16,17]。具体设定值:高速通道压裂每层采用120°相位, 4~6簇射孔, 交联压裂液、20/40目石英砂, 最高支撑剂浓度720kg/m3, 平均单层注入支撑剂39.4t, 压裂液342m3;常规压裂平均单层注入支撑剂70.8t, 压裂液423m3。高速通道压裂返排率为62%, 常规压裂仅有42%, 压后初期产量较常规压裂总体提高23%, 两年累计产量提高17%以上。统计常规压裂施工净压力为5MPa, 高速通道压裂净压力为3.34MPa, 减小了34%, 使压裂砂堵的风险大大降低, 施工中高速通道压裂未出现砂堵, 而常规压裂则有3层砂堵。
3.4 二氧化碳压裂液及技术
二氧化碳压裂液是一种液包气乳状液, 是大量气体在少量液体中的均匀分散体。其组成一般包括:起泡剂、稳泡剂、粘度稳定剂、酸性交联剂、破胶剂、助排剂。泡沫体按气体含量的多少分为两种体系。泡沫质量fg tp<52% 的为增能体系, 一般用作常规压裂后的尾追液 (后置液) 帮助返排;52%< fg tp< 96% 的称为泡沫体系。通常施工所用的泡沫压裂液, 泡沫质量 (井底温度压力条件下) 多在65%~85%之间。二氧化碳压裂液已发展到了第四代, 更强调内相气泡的分布和体积的控制, 具有抗温耐剪切性更好、气泡寿命更长、粘度更大、携砂能力更强的特点, 携砂浓度可达1440kg/m3以上, 加砂规模可达150t以上, 可满足大型加砂压裂施工的需要[18,19]。
二氧化碳压裂液特别适合于低压、低渗透、致密、水敏性强等复杂油藏及污染严重、含水率较低、相对稠油的油气层, 新井和老井初压层效果更好。2000年美国压裂公司在Ohio页岩气开发过程中进行了试验和应用, 2002年伯灵顿公司在Lewis Shale进行页岩气藏二氧化碳泡沫压裂喜获成功并取得重大突破。中国二氧化碳压裂技术始于20世纪90年代, 分别在吉林、大庆、长庆、辽河、江苏等油田进行试验, 均取得了较好的效果。其压裂效果参见表4[20]。
3.5 液化石油气 (LPG) 压裂液及技术
液化石油气压裂液使用的是丙烷、丁烷或二者混合液, 即压裂介质为非清水基液。该压裂液体系在室温和中等压力 (1.4 MPa) 环境下呈液体状态。对于不同的储层温度, 选用不同的液化石油气配方。在储层温度≤96℃时可以选择100% 的HD-5丙烷作为压裂液, 而当温度>96℃时则需要加入一定比例的丁烷以保证施工过程中压裂液处于液体状态, 若选用100% 的丁烷作为压裂液则体系可以运用于150℃的高温储层。
2008年, 在加拿大McCully首次开展了100% LPG压裂施工的先导性实验[20], 压裂施工试验顺利, 压裂改造效果很好, 测试有效裂缝长度达到100m以上, 远高于常规水基压裂液获得的有效裂缝长度[21]。
目前, 掌握丙烷压裂技术的公司主要是加拿大Gasfrac Energy Services。该公司拥有10组作业队, 在加拿大Cardium、Mannville、Viking地层和美国Niobrara、Eagle Ford、Permian、Marcellus页岩地层中均取得了成功, 气井投产后经济效果显著。2012年GeoScout Industry Database公布了该公司液化石油气压裂与清水压裂效果的对比结果, 结果显示丙烷压裂初产量提高50%~80%, 累计产能提高103%以上。
总之, 页岩气压裂液及其技术的发展是逐渐革新的过程, 每次创新都给页岩气开发带来了革命性突破。压裂液及其技术的优选是一个系统性工程, 不同的压裂技术适应性不同, 高效开发页岩气常需要多种压裂技术的综合应用。
从目前的研究成果来看, 页岩地层和常规地层类似, 需要与储层相配伍的成本和效益兼顾的液体。目前页岩最常见的流体体系是中性低浓度线性凝胶减阻水。一般情况下, 压裂液要根据储层条件和性质来选择, 岩石从高渗塑性变化到低渗脆性时压裂液选择要发生变化 (图1) 。
4 结论和认识
(1) 页岩气井压裂一般具有大规模、大排量、大砂量和低砂比的特点。经过一二十年的发展, 减阻水压裂液在开采页岩气过程中具有一定的优势。
(2) 对于新型压裂液:混合压裂技术综合了清水压裂技术和凝胶压裂技术的优势, 使得具有强造缝和高携砂能力, 进而能产生高导流长裂缝;纤维压裂技术对厚度大, 闭合压力高, 出砂严重的低-特低渗储层有良好的应用效果;二氧化碳泡沫压裂和液化石油气压裂可直接减少清水用量, 对于我国西部缺水的页岩气藏具有较高的优势。
煤层气实施体积压裂施工 篇5
首次在煤层气领域引入“整体压裂”
为实施多种压裂工艺有重要意义
中国石油网消息（通讯员朱丽静 秦利峰）12月13日，华北油田煤层气分公司首次实施的体积压裂施工在郑村区块完成。郑村98、郑村99和郑村105三口井压裂和裂缝监测施工一次完成，施工总液量2300立方米，加沙120立方米。压裂是提高煤层气井开发效果的重要环节，研究煤层气井压裂适用性工艺对煤层气井的高效开发具有重要意义。体积压裂常用于页岩气开发，通过压裂手段改造基本地层条件，从而高产煤层气。
此次压裂施工中，技术人员注重压裂工艺动态分析，强化压裂效果，首次把“整体压裂”理念引入煤层气压裂领域，从井号筛选、施工设计编制和现场组织施工上都进行了精心部署，确保压裂一次成功。本次整体压裂施工是对煤层气井压裂工艺的一次探索与尝试，对今后煤层气井压裂施工工艺的改进及优化具有重要指导意义。
东方物探华北经理部亮剑煤层气三维地震勘探
中国石油网消息（特约记者孙红燕 通讯员郭双）11月初，东方物探华北经理部完成了山西沁水盆地煤层气田郑庄区块三维勘探项目点试验钻井及微测井工作，标志着国内煤层气三维勘探进入实质阶段。
由于煤层气勘探与常规的找油找气存在很大的差异，受装备、技术、地质等条件的限制，国内煤层气勘探一直停留在二维采集上。为了打破煤层气勘探的沉寂局面，华北油田首次在山西沁水盆地郑庄区块部署了100平方公里煤层气三维地震勘探任务。
水平井分段压裂技术的研究与展望 篇6
一、水平井压裂技术的现状
水平井分段压裂工艺技术已在中国石油塔里木、辽河、长庆等多个油田进行了应用，并取得了一定效果。2010年，水平井裸眼分段压裂酸化工具及其配套技术在中国石油自主研发并生产成功。大力发展水平井技术是高效开发复杂油气藏特别是低渗透、稠油和裂缝性气藏的重要举措。我国页岩气资源前景广阔，包括海相页岩分布区和陆相页岩分布。水平井分段压裂改造等技术是爪点突破。未来页宕气的开发将主要是靠小井眼钻井和先期裸眼完井降低工程成木、靠水平井分段压裂技术提高单井产量、靠长水平段水平井延长油气井生产周期的开发模式，最终实现页岩气的效益开发。
二、国内水平井分段压裂技术的分类
（l）化学隔离技术
化学隔离技术通过油竹压裂，用液体胶塞和砂子隔离己压裂井段。施工安全性高，但是储层会造成伤害，而且施工工序繁杂，作业周期长，使得综合成木高。
（2）机械封隔分段压裂技术
机械封隔分段压裂技术包括：机械桥塞+封隔器分段压裂；环空封隔器分段压裂：双封隔器单卡分压。
（3）限流压裂技术
压裂时通过低密度射孔、大排最供液，形成足够的炮眼磨阻，实现一次压裂对最多5个破裂压力相近的油层进行改造。适用于油层多、隔层小、渗透率低、可以定点低密度射孔的油水井完井压裂。
（4）水力喷砂压裂技术
水力喷射压裂是一种综合集水力喷砂射孔、水力压裂和水力隔离等多种工艺一体化的新型水力压裂技术。水力喷砂压裂技术不用封隔器一与桥塞等隔离工具实现自动封隔。通过拖动竹柱，将喷嘴放到下一个需要改造的层段，可依次压开所需改造井段。水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井，进行加砂压裂，也可以在套管井上进行，施工安全性高，可以用趟管柱在水平井中快速、准确地压开多条裂缝，水力喷射工具可以与常规油管相连接入并。施工更快捷，国内外己有数百口井用此技术进行过酸压或加砂压裂处理。
国内学者在以下几个方面做了研究：
1、分析了水平井段分段地应力分布特征的基拙上，提出了优化分不允压裂限流射孔的方法；研发的小井眼专用水平井压裂工其，实现了水平井段机械封隔分段压裂；同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行了优化，筛选出适合水平井压裂改造的工作液体系。
2、对水平井埋藏深、笼统全相位射开井段长、原油私度高、水平井筒与油藏最大地应力方向不完全平行的特点。通过储层地质精细划分、压裂水平井裂缝参数优选、投球分段压裂和施工压力预测等技术，形成了适合水平井长射孔段的低成本综合优化设计方法和分段压裂技术，获得了良好的增产效果。
3、水平井分段压裂产能影响因素研究，建立了油藏与裂缝的物理模型和数学模型，并对其进行了差分求解、编程。分析了裂缝长度、数量、间距和不均匀分布等因素对产能的影响。
4、为了能更有效地利用水平井裸眼完井压裂技术开发苏里格低渗透气田设计了开启阀式裸眼封隔器。
5、水平井机械隔离分段压裂技术进行了研究，并在吐哈油田牛平17一14井水平段进行了试验，采用封隔器+机械桥塞隔离井筒方式，时三段水平段逐段进行了压裂改迭，现场施工均一次成功，并见到良好应用效果。
6、针对已大段射孔、无法下井下工其的水平井，提出了水平井投球分段压裂技术。
7、提出一种新型水平井不动管柱封隔器分段压裂工艺技术.利用ABAOUS有限元分析软件对工艺管柱进行力学分析。
三、水平井分段压裂技术的研究与发展方向
常规水平井压裂技术方面，哈里伯顿连续油怜水力喷砂环空加砂压裂技术指标：温度150℃；深度3000米：油管直径6o.3mm；施工层数43层。在国内中石油西南油田技术指标：油管直径So.smm；深度1105m：施工层数3层，石化在该技术方面处在试验阶段。
连续管压裂技术（14-17）是国外90年代以来发展最快的技术。连续油管（或环空）压裂是一种新的安全、经济、高效的油田服务技术。压裂层位址人深度约1万英尺。该技术特别适合只有多个薄油、气层井进行逐层压裂作业。该技术优点{1）起下压裂管住快，从而大大缩短作业的时间；（2）可以.单井作业，成木低；（3）能在欠平衡条件下作业，从而减轻或避免油气层的伤害；（4）能使每个小层都得到压裂改造，整口井的增产效果好。
连续油管分层压裂技术有连续油管注入分层压裂技术和连续油管环空注入分层压裂技术。从90年代后期开始在油、气田上得到应用，连续油管压裂作业已经在加拿大应用多年；现在美国的几个地区，主要是科罗拉多、德克萨斯、亚拉巴马和弗吉尼亚，也已进行连续油管压裂作业；在英国的英格兰和爱尔兰也已经实施了连续油管压裂作业。连续油管压裂作业是在陆上的油、气井中实施的。现场实施证实了连续油管带封隔器环空分段压裂技术的先进性和有效性。该技术通过连续油管带喷射工具和定位器进行定点喷砂射孔实现了薄层精细压裂；通过喷射工具下的封隔器进行坐封后套管主压裂实现了较大排量注入；通过上提下放坐封解封的封隔器实现了多级压裂。
四、总结
总体来说，水平井分段压裂技术目前还存在着需要改进的空间，现场试验应用也出现了一些技术问题，现场应用经验较少。特别在水平井分段压裂工艺和井下工具等方面，与我国实际生产需求还存在较大的差距。我们要从水力裂缝优化设计、分段压裂工艺技术、分段压裂工具、压裂材料、水力裂缝动态监测等方，结合我国实际情况进行高新高能材料和精工制造方面的科技攻关，努力提升水平井分段压裂技术水平。
页岩气水平井水力压裂技术 篇7
1 压裂机理
页岩气资源丰度低, 最大限度增加储层的改造体积是压裂的主要目的。为达到储量的体积动用, 主要采用“缝网压裂”技术, 机理为:当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时, 容易产生分叉缝, 多个分叉缝就会形成“缝网”系统, 其中以主裂缝为“缝网”系统的主干, 分叉缝在距离主缝延伸一定长度后, 又恢复到原来的裂缝方位, 最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。
页岩气储层要实现体积动用, 主要取决于页岩的可压性。页岩的脆性越大, 越容易形成网状裂缝;而脆性越小, 则形成网状裂缝的可能性越小。脆性指数主要由矿物成分[2]和埋藏深度决定。水力压裂在富含硅质、钙质的页岩中要比在富含粘土质页岩中更容易形成缝网, 一般要求石英、长石、方解石矿物含量大于30%, 粘土含量<25%。脆性指数与埋深呈负相关关系, 埋深变浅, 脆性增加。
2 水平井复合桥塞多段分簇体积压裂
体积压裂通过优化段间距, 采用“分段多簇”射孔、加密布缝, 利用缝间应力干扰, 促使裂缝转向, 形成缝网。缝间距的优化是水平井体积压裂技术的关键, 若缝间距离过大, 影响页岩气单井产量, 缝间距离过小, 裂缝延伸困难, 当缝间干扰恰当时, 才能实现天然微裂缝大量开启、人工裂缝转向延伸与穿过延伸, 实现页岩气的体积开发。
水平井套管固井后, 第一级使用连续油管传输带射孔, 后续各段采用泵入式电缆传输桥塞与射孔联作工艺。桥塞与射孔枪的下入过程主要分为两个阶段, 直井段工具串依靠自重下入, 水平段采用泵注方式推到指定位置。通过分级点火装置, 座封桥塞, 再上提射孔枪到达上段射孔位置进行射孔作业。在分段压裂过程中通过逐级下入桥塞、射孔枪, 实现水平井分段压裂改造。分层压裂改造完成后用连续油管快速钻磨桥塞。
压裂时采用“大液量、大排量、小粒径、低砂比、段塞式”滑溜水注入方式。前期使用酸液溶解矿物质来沟通裂缝, 与大排量滑溜水构建远井复杂裂缝网络, 后期采用低浓度胍胶, 提高近井主缝导流能力。
压裂液主要为滑溜水和低浓度胍胶液, 滑溜水成本低, 可以在不减产的前提下节约30%的成本。同时, 滑溜水是一种低粘度流体, 表现为剪切特性, 剪切力使2个裂缝粗糙面产生剪切滑移, 停泵后粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置, 保持裂缝较高的导流能力。
3 水平井连续油管水力喷射分段压裂
水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、隔离一体化的水力压裂技术, 适用于套管、衬管、裸眼等完井方式, 主要用于需要定点压裂的水平井分段压裂。利用连续油管进行水力喷砂射孔, 然后再通过油套合压提高施工排量, 实现射孔-压裂联作。连续油管压后上提进行多层压裂, 大大提高了工作效率, 降低了施工成本。理论上不受完井方式限制, 可实施定点、分段、分簇改造, 改造后井内无工具残留。
管柱结构主要有安全接头、不同形式的水力锚、喷枪、封隔器、单流阀、筛管和导向头构成。压裂时油管、套管同时注液增压, 喷射处的孔眼内裂缝最先起裂、扩展, 通过油套环空加砂, 支撑剂将沿起裂的裂缝进入地层, 实现裂缝仅在水力喷射形成的孔眼位置处破裂和扩展, 而在其它层位处的环空压力低于地层起裂压力, 裂缝不再扩展, 达到分簇射孔体积压裂效果。
4 水平井多井同步体积压裂
同时对配对井进行压裂, 使压裂液及支撑剂在高压下从1口井向另1口井运移距离最短, 促使水力裂缝扩展过程中相互作用相互影响, 以产生更复杂的缝网, 增加裂缝密度, 增加改造体积, 提高单井产量。同步压裂最初是两口距离小, 且深度大致相同的水平井的同时压裂, 目前已发展到3口、甚至4口井的同时压裂。
5 结论
(1) 压裂增产技术是开发成功的关键, 针对页岩气储层特性采用了水平井复合桥塞多段分簇体积压裂、连续油管水力喷射分段压裂、同步压裂等, 且北美已普遍应用套管阀分段压裂、“快速压裂系统”、多种分段工艺组合压裂等, 应加快技术的引进与转化。
(2) 工厂化压裂模式可加快施工进程、降低压裂成本, 大规模改造技术对压裂材料低成本、高性能、储层的良好配伍性及回收利用提出了更高需求, 应针对大规模改造研发新型压裂材料及添加剂。
摘要：中国的页岩气资源量非常丰富, 但页岩气的开发起步比较晚, 目前还处于最初阶段。本文详细的介绍了页岩气压裂改造机理, 以及目前页岩气开发中常用水平井压裂工艺的原理和主要做法, 包括水平井复合桥塞多段分簇压裂技术、连续油管水力喷射分段压裂技术、水平井多井同步体积压裂技术, 通过对各种工艺详细分析, 在页岩气开发上又取得了一些新的认识。
关键词：页岩气,水平井,缝网压裂,体积压裂
参考文献
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[3]刘洪林, 王红岩, 刘人和等.中国页岩气资源及勘探潜力分析[J].地质学报, 2010, 84 (9) :1374-1377[3]刘洪林, 王红岩, 刘人和等.中国页岩气资源及勘探潜力分析[J].地质学报, 2010, 84 (9) :1374-1377
压裂裂缝探测技术的应用 篇8
压裂施工中, 所用的压裂液相对于地层为良导体。由于压裂液的压入, 目标层的压力场、内部介质、喉道等都将发生改变, 目标射孔层内的电阻率将降低。通过被测井套管和远供电电极向地层供以稳定的强电流, 这部分压裂液在地层中即可看成一个场源, 由于它的存在, 将使原电场 (注压裂液前的地面电场) 的分布形态发生变化, 即大部分电流集中到低阻体带, 使地层表面的电流密度减小, 造成地面的电位发生变化。
鉴于此, 若在被测井周围环形布置多组测点, 采用高精度的电位法压裂裂缝方位测试系统, 测量在注入压裂液前后的地面电位变化。实际上, 根据测量得到的电位差不能直接判断裂缝方位。
原因包括:
1. 裂缝深度较大, 供电功率有限, 由压裂液引起的外电场变化很小。
2. 地层中介质的不均匀性, 引起地面本身的电位分布不均匀。
3. 测量电极的接地条件不同, 导致不同测点间的电位差存在较大差异。
4. 供电电流的影响。经验表明:长时间供电, 供电电极表面发生氧化, 供电电流减小。
二、数据采集
1. 为保证测试数据的准确性和有效性, 现场测试要求:
(1) 测量线和供电线的接地电阻接近0Ω。
(2) 对地绝缘电阻大于30MΩ。
(3) 复查测点的重复测量相对误差在±0.5%以内。
2. 野外施工工作步骤:
(1) 井位现场踏勘。包括确定电法仪器放置位置、采集井口准确坐标、设计施工方案等。根据压裂时间安排, 制定好工作计划。
(2) 布设测点。采用导航仪和测绳, 准确定位各测点, 每个测点打入1根铜电极, 确保所有电极都打入实土中。供电电极一端固定在井口金属架上 (A极) , 一端距离井口1200m, 压裂目的层深度为1000m, 设计的远电极极距大于目的层深度。远电极共2根, 呈“一”字形排开, 各电极通过导线连接。
(3) 将所用测点通过导线与设备连接好, 确保导线完好。
(4) 设备优化。启动设备开始测试, 保证供电电流达到6A且稳定, 观测OM、ON间电位差, 对不能满足设计要求的测点进行整改。整改的测点包括:电位差不稳定, 或者与其它两点间的电位差差异大。整改途径:换一根导线、增加电极、将电极深埋等。确保所有测点工作正常, 测得稳定的数据。
(5) 背景电场测量。压裂前, 进行设备的连接调试, 设置测试参数。在保证仪器工作稳定条件下, 采集数据时间为1.5h, 在压裂施工前对被测井地面人工电场进行正常场测试, 测量内、中、外测点间的电位差。测量正常场阶段, 现场分析测量数据, 绘制时间-电位差曲线, 若电位差的变化率小于3%, 视为正常。
(6) 压裂施工过程中, 不间断测量异常场, 与压裂前基准电位场测试装置一致, 测试压裂过程中, 测量内、中、外测点间的电位差, 取得与压裂前对应相对应的电位差数据。整个测量期间, 电流出现下降趋势, 采用增大供电电压或者增加供电电极方法, 确保供电电流稳定。压裂过程持续2h, 现场时刻观察电位差的变化率, 分析引起电位差变化的原因。测量期间出现导线被压裂车辆弄断现象, 一旦发现故障, 立即采取处理措施, 将导线接好, 确保所有测点工作正常。
(7) 压裂完成后, 再测量3h, 继续记录电位场的变化。在压裂裂缝方位, 压裂液回流, 本方位测点间的电位差的变化率逐渐减小, 最终在零值附近小范围波动。
(8) 最后将所有设备整理好, 完井。
三、资料处理与解释
压裂裂缝探测技术选用的电位法测试压裂裂缝资料解释依据是, 根据电位法理论以及正演模拟可得出:改变压裂层段电阻率值后, 裂缝方向 (或高渗透方向) 的测点测得的电位视纯异常值发生明显变化, 我们知道, 当高矿化度液体进入人工压裂后的地层段, 由于电流分配系数在沿着高矿化度液体扩散方向上急剧增大, 导致地面电流密度减小, 这样, 地面电位视纯异常曲线出现负异常变化;反之, 当低矿化度液体进入压裂层段后, 电流分配系数沿低矿化度液体的扩散方向明显减小, 地面电流密度增加, 地面电位视纯异常曲线出现正异常变化。
结论及建议
压裂裂缝探测技术选用的电位法测试压裂裂缝技术是一种地球物理探测技术, 采用高信噪比电法系统, 对地下进行电场透视, 利用地下电位差异进行成像, 直接探测压裂裂缝的几何参数。
现场生产及资料解释表明:电位法测试压裂裂缝技术可以快速、准确的得到压裂液推进方向和距离;本方法效率高且易于解释, 有利于及时指导开发方案的调整;测试工作全部在地面进行, 操作简便, 不影响生产。
然而, 目前本方法只求出视纯异常变化率, 仅能对压裂裂缝方位给出较好的解释, 对裂缝的长度及高度, 即压裂裂缝三维分布信息还不能给出好的解释, 数据处理工作有待于进一步研究。
摘要：针对低渗透油藏, 压裂是稳产的重要手段之一。监测压裂裂缝的走向、长度对于验证压裂效果、了解裂缝形态、分析裂缝泻油状况、分析地层主应力分布方向对今后勘探等都将提供重要科学依据。压裂裂缝探测技术是一种有效的直接测试压裂裂缝走向及长度的成熟测试手段。而监测压裂裂缝的走向、长度对于验证压裂效果、了解裂缝形态、分析裂缝泻油状况、分析地层主应力分布方向、为今后勘探等都将提供重要科学依据。压裂裂缝探测技术是一种有效的测试压裂裂缝走向及长度的成熟测试手段, 曾多次在我国油田各种类型的油藏上进行了现场应用, 取得了较好的应用效果。我们现在使用的压裂裂缝探测技术叫电位法测试, 以电性差异为基础, 人工建立地下稳定直流电场。压裂施工中, 由于压裂液的压入, 导致目标射孔层内的电阻率发生改变, 采用高信噪比电法仪测量这种差异, 达到解释压裂裂缝方位和评价裂缝形态的目的。
关键词：压裂裂缝探测,电位法
参考文献
[1]何芳.井间电位测试技术在大庆油田的应用.石油仪器[J].2009, 23 (3) :38-64.
[2]郭建春, 李永明等.电位法裂缝测试技术研究与应用.石油地质与工程[J].2009, 5 (6) :88-94.
井下压裂作业过程监测技术探析 篇9
井下压裂技术是目前油气井增产、注水井增注的一项非常重要的举措，尤其对于我国一些超低渗透油气层来说，井下压裂技术的高低已经成为了油气产量突破的掣肘点。而在压裂作业的过程中，对于压裂层段温度、压力、压裂液的密度以及被压裂的裂缝的产状、密度及分布等参数的检测也非常关键。比较传统的压裂检测主要是采用井口的温度和压力等数据进行测定，
而后通过经验或估算摩阻来得到井下温压等数据，实施监测。然而，由于摩阻是一个受压裂液、排量、砂比等影响的不断变化的动态值，且实际经验又存在很大的不准确性，因而，井口所测得的各项参数就很难真实地反映井下压裂作业的实际效果。本文中，笔者在进行大量的理论研究的基础上，同时结合自己多年的工作经验，提出了一种可以更准确地对井下压裂情况进行实时监测的技术，并为该技术编制了相关的程序。利用该技术不仅能够利用所设计的软件对已经录入的数据进行评价，还可以对井下的压裂过程进行监测与控制，因此能够对实际的压裂效果更加真实客观的表达。
1 系统的硬件部分设计
1.1 监测管柱
本方法中的监测管柱在跟随着压裂管被下入以后，可以利用软件对其进行监测，在预先设定的时间和采集频率之下，对井底各项数据进行采集并实施传输到井口控制系统中，从而，可获得整个压裂作业过程效果的数据。
该管柱具有以下优良特点：
1)可同时放置两支监测仪，保证监测数据的可靠性;
2)保证压裂投球的正常工作和正常监测;
3)降低在工作时的震动程度。
1.2 监测仪
检测仪主要由传导感应器、信号处理器及储存装置和电源等组成。
2 压裂实时解释处理软件
2.1 结构分析
压裂实时处理软件以所采集到的数据为基础，同时结合井位的基本情况，可以对相关参数进行解释计算，计算结果可以为压裂设计的优化提供参考。
2.2 软件分析
1)基本原理
该软件解释依据的基本原理是渗流力学和流体力学，根据地下岩隙中流体压力的变化对压裂过程产生的现象进行解释。
2)裂缝模型的判断
1)根据前置阶段压力和时间的关系对裂缝模型进行判断。即当k∈(1/8,1/3)为PKN模型;当k∈(-1/2,-1/4)为KGD模型;当k∈(-1/2,-3/16)为Radil模型;
2)根据地应力的大小进行判断。即当σz>σx>σy时，裂缝面与σy方向相垂直，而与σx的方向相平行;当σz>σy>σx时，裂缝面与σx方向相垂直，而与σy的方向相平行;当σx>σy>σz或σy>σx>σz时，则会有水平裂缝形成;
3)综合判断
也就是说可以先由第一种方法对垂直或水平裂缝进行判断，然后再由后一种方法对KGD模型和Radil模型进行判断。
模型判断完成以后，可以利用压力与时间的双对数曲线斜率对裂缝三个方向的情况进行解释。
3 现场应用情况
目前已将该技术广泛应用于辽河油田多口油气井的压裂过程，进行了多次施工，成功率高达95%以上。以下就以某井为例进行具体讨论。
1)裂缝闭合前
首先可得出压力的导数随采样时间呈一次线性变化，而后在某点处发生转折，趋于水平递减的特点(如图1所示)，表明裂缝在闭合过程中属于普通虑失。
2)裂缝闭合后
做出该井裂缝闭合后线性流曲线和径向流曲线，可算出地层压力值为25.32MPa，底层渗透率也有了明显提高，压裂效果比较显著。通过软件拟合有效裂缝，其半长为55.2m，导流能力为52.35。
4结论及认识
1)本文提出的井下压裂实时监测技术能够准确高效地监测施工过程中井下的各项参数，如压力、温度等，并且监测过程不会影响到正常压裂作业。实现了压裂作业监测的准确化、数字化和智能化;
2)本文提出的监测程序可精确计算出压裂过程中裂缝的闭合压力等各种参数;
3)提出的测试方法可精确计算出地层的渗透率、表皮系数、裂缝产状长度及体积等重要参数，将其应用于实践，在评价压裂效果上有着非常明显的优势，为技术人员了解地下储层情况和压裂效果提供了重要的依据;
4)该方法中的温压数据是在井底直接所测得的，相比传统的在井口测量而后折算为井下数据的方法，极大地避免了因井筒液体密度、泵压等参数的变化而导致计算不准确的问题;
5)虽然该方法具有很多优势，但是，目前此方法仍然只能分析得到裂缝半长，而不能很好地分析得出裂缝逢高等数据。笔者打算进一步研究实践，完善该方法，使得该方法在以后的实践中能够发挥更大的作用。
摘要：近年来,井下压裂技术已经成为了油气增产的主要手段。深入了解压裂产生的裂缝几何形状、产状、密度以及相关的其它参数对于了解地层地质情况、渗滤参数和改善低渗透油气藏具有极其重要的意义。传统的监测技术有远源裂缝监测技术和直接的压裂井裂缝监测技术,其都存在很大的局限性。本文中,笔者在理论研究和大量实地考查的基础上提出了一种井下压裂实时监测技术,并提出相应的数据解释处理软件。该方法在辽河油田新老区近50口井的压裂监测中都显示出了良好的效果,准确性高,误差小,参数稳定,能够精确反映出压裂作业的效果,并为同一地层同一压力系统此后的压裂方案设计提供参数和技术依据。
关键词：井下,压裂作业,监测技术
参考文献
[1]崔会贺,姚光宇,徐胜强.水力喷射定向射孔与压裂联作技术在水平井压裂中的应用[J].特种油气藏,2007,14(3):85-87.
深层气井试油压裂技术的研究 篇10
1. 射孔技术
深层气井中应用的射孔方式是电缆射孔及油管传输负压射孔, 本射孔方式安全可靠, 施工成功率高。油管传输时, 井筒套管的抗外挤能力和地层本身因素的影响, 如负压射孔负压值过大, 引起地层出砂, 堵塞井下工具;负压差值过低, 孔眼太脏, 影响油气的流动效率。确定合理的负压值, 对深层气井试油具有重要作用。为了防止采油出砂, 负压值要确定在15MPa左右。深层气井在射孔时, 为了能够穿透钻井污染带, 减少压裂在孔眼附近的摩租, 降低破裂压力;在布孔时, 储层相变快, 非均质强, 采用90度相位螺旋布孔。
深层气井试油时, 为了获得较高的产能, 根据井的构造位置, 井的断层、边界、含水情况、厚度等因素的影响, 应选择规模大的压裂施工作业, 才能压出高导流长缝。只有在储层内压出深穿透、高导流的长缝才能够彻底改造储气层。但是压出高导流的长缝受诸多地质条件的制约, 下面具体说明。 (1) 地层高压导致了施工的高泵压, 需配置更高的压裂设备、井口装置, 还要提高井下管柱的承受能力。 (2) 地层具有高温, 泵注时间长, 储层低渗, 要求压裂液具有耐高温、耐剪切性、粘稳、粘时性等强的特点。 (3) 储层的闭合压力, 需要承压能力强的支撑剂。 (4) 残液返排难度大, 根据储层情况优化设计压裂技术。
(1) 选择合适的压裂方式
深气层压裂方式有四种, 分别为油套合压、卡封压裂、投球压裂和限流压裂。根据气藏的特征选择不同的压裂方式, 油套合压用于施工压力较高、井筒状况好的井。套管压裂用于施工压力非常高, 井筒状况好的井, 但该压裂方式液体返排困难。卡封压裂用于井筒状况不好的井。
(2) 管串设计
根据井的深度选择合适的油套合压井, 以深度4000米的井作为界限, 大于或小于此界限时, 选择不同的油管组合管柱。
(3) 压裂液的选择
选择压裂液的基本原则:要与油气藏相适应, 减少对储层的损害;同时要具备较高的支撑裂缝导流能力, 耐高温、低摩阻、低伤害、好的流动性、粘温粘时性。结合实践, 一般选用东营油田化学联营公司生产的压裂液稠化剂, 它含残渣低、增稠能力强、粘度高等特点。结合深井的地层条件, 在压裂液中加入有机硼胶联剂, 粘土稳定剂。为了防止破胶后排液, 在压裂液中加入添加剂, 如破乳剂、助排剂、杀菌剂、高温稳定剂等。从而研制出耐高温、延迟胶联的深层气井压裂液。从而满足储层高温、压裂施工液体携砂高比的要求。
(4) 支撑剂的选择
深层气井所需支撑剂应具备的条件:选择具有足够强度的支撑剂, 防止在高闭合压力下保证裂缝的导流能力。保证低的破碎率, 不能影响裂缝的渗流能力, 保证压裂后维持时间长。由于是深井作业, 施工时泵压高, 为了方便液体携砂, 满足高砂比的施工要求, 选用低密度、高强度的支撑剂。
(5) 优化设计技术
根据深层井油气藏地质的特点, 分析研究水力压裂的基础参数, 优化设计方案, 研制出三维压裂模拟技术, 施工效果可佳。
(6) 小型测试压裂技术
小型测试压裂技术在压裂前能够搞清楚地层岩石的破裂性质, 压裂液的性质, 适用于高泵压以及长时间的压裂施工, 保证加砂压裂的施工。
(7) 压裂监测技术
根据压裂后井的温度, 裂缝的方位, 施工的动态, 以及施工结束后压力变化曲线, 进行压裂监测, 对压裂情况作出正确的评价。
2. 排液求产技术
适用于深层井的排液技术有很多种, 但目前最好的排液方式是液氮气举排液, 本排液方式效率最高, 安全性能最好, 速度快, 对地层的回压低, 污染小。
3. 储层保护技术
深层气井采用负压射孔技术, 压井液选用压裂预前置液, 这种压裂液能够减少对储层的污染。本压裂液由表面活性剂、助排剂、复合粘土稳定剂组成, 它能够疏通地层孔隙吼道的作用, 不损坏地层流体。压裂作业时, 在压裂液中加入破乳剂、助排剂, 在压裂过程中使用微胶囊破胶剂技术, 将压入地层中的压裂液快速的返排出来。减少压裂液在地层中的停留时间, 防止对地层造成伤害。
对压裂液进行过滤, 将粒径过大的杂质滤去, 防止对孔喉造成堵塞。压裂结束后要采用强制闭合技术, 减少压裂液对地层的作用时间, 采用液氮排液, 防止压裂液对地层过大的污染。
二、现场施工情况分析
1. 射孔情况
东濮深15号井, 该井有两层试油层, 采用102枪和102弹油管进行传输射孔, 负压差值为1648m和1600m的水柱, 井的射孔相位角为90度, 经过反复射孔后, 相位角小于90度, 减小了压裂时在近井筒处的摩阻, 利于压裂液向最大主应力方向的延伸, 降低破裂压力。
2. 储层改造施工效果评价
(1) 小型测试井压裂应用效果分析
对15号井进行小型测试压裂后, 将压裂方式改为空井筒套管注入方式, 对压裂液进行调整, 降低了压裂液的稠化剂浓度和交联比, 提高了PH值, 延长了交联的时间。调整后的基液粘度明显下降, 进而降低了施工的泵压, 提高了加砂压裂时的排量, 保证了施工。
(2) 压裂施工效果评价
对15号井进行压裂过程中, 采用的技术有直接放喷排液、连续油管液氮排液和液氮泵车气举排液。两层试油层均采用连续油管车、液氮泵车排出液体, 效果较好。有效的减小了施工泵压, 压裂后使液体快速排出。压裂前后效果明显, 压裂工艺成功。
三、结束语
压裂技术 篇11
摘 要：针对新疆油田压裂返排液回收利用过程中由于细菌引起的基液粘度下降过快问题，通过室内试验评价了杀菌剂加入时机、杀菌剂种类及杀菌剂用量等对杀菌效果的影响，并且通过配伍性试验及耐温耐剪切试验确定了适用于压裂返排液的最优杀菌技术。
关键词：压裂返排液；回收利用；杀菌剂
目前新疆油田返排液回收利用技术体系已趋成熟，但近期发现返排液配制的压裂液基液在存放12小时，由于细菌作用，基液粘度会大幅下降，严重影响了冻胶的交联效果，为施工带来了隐患。植物胶压裂液的基液黏度与压裂液的携砂性能有紧密关系[1]，为解决基液粘度稳定的问题，本研究通过试验分析杀菌剂种类、杀菌剂加量及杀菌剂加入时间对胍胶基液粘度的影响。
1 实验部分
①仪器和试剂。羟丙基胍胶、KNF杀菌剂、亚氯酸纳型杀菌剂、季铵盐型表面活性剂杀菌剂、37%～40%甲醛溶液、返排液（金龙18井）。安东帕便携式流变仪、哈克流变仪、混调器、烧杯、量筒、玻璃棒。②实验方法。按照SY/T6376-2008标准要求配置压裂液及对压裂液指标进行检测。
2 结果与讨论
2.1 返排液配制胍胶和清水配制胍胶的降粘分析 分别用返排液和清水配制质量分数为0.45%的胍胶基液，倒入烧杯中，放置 1、2、3、4、5、6d 后分别测定基液粘度，对比分析两种胍胶基液在降解过程中的粘度变化。实验结果得出，清水配制的0.45% 胍胶液放置 3d ，粘度降幅度仅为16.9%；而返排液配制的0.45% 胍胶基液在放置2d 后，其粘度降幅高达69.5%；而加入0.05%甲醛杀菌剂的返排液配制0.45% 胍胶液粘度稳定，降粘不明显，由此分析认为返排液中含有大量细菌，是致使胍胶基液粘度大幅降低的主要原因。
2.2 返排液杀菌时间对返排液配制的胍胶基液粘度的影响 分别取1000mL返排液，加入0.05%甲醛进行杀菌处理，分别放置2d、3d、4d后再配制0.45%的胍胶基液，胍胶配制好后，每天定时测量基液的粘度，得出的数据如图1所示。由图 1可看出，杀菌时间越长，基液粘度降低速率越慢。在用返排液配制基液前，提前两天在返排液中加入杀菌剂，配置好基液后放置2天，粘度降幅为29.4%；而杀菌时间为4天时，基液放置4天，粘度降幅为6.3%。由此结果分析认为返排液中含有大量细菌，短时间的杀菌只能杀灭其中的一部分，因此基液粘度会骤降，至少维持4天的杀菌时间才能使基液粘度在2天之内不发生较大幅度降低，方可保证基液从配液站到井场的运输过程的需要。
2.3 杀菌剂加入量对胍胶基液粘度的影响 分别取1000mL返排液，各加入0.05%、0.1%、0.15%的现场使用的KNF杀菌剂进行杀菌处理，放置2d后再配制0.45%的胍胶基液，配制好后，每天定时测量各基液的粘度，从实验结果看，杀菌剂加量越高，基液粘度降低速率越慢；杀菌剂加量为0.15%时，基液放置2天，粘度降幅为14.9%；杀菌剂加量为0.05%时，基液放置2天，粘度降幅为34.2%。由此认为，目前常规使用的杀菌剂不能满足返排液的杀菌要求，因此需要优选更高效杀菌剂。
2.4 不同种类杀菌剂的杀菌效果评价 分别取1000mL返排液，各加入0.05%甲醛、0.05%亚氯酸钠、0.05%季铵盐表面活性剂和0.05%KNF进行杀菌处理，放置2d后配制0.45%的胍胶，胍胶配制好后，每天定时测量基液的粘度，得出的数据如图2所示。由图 2可看出，亚氯酸钠杀菌剂的杀菌效果最好，基液粘度降低最慢，放置两天降幅为7.2%，而KNF的杀菌效果最差，基液放置两天，粘度降幅达到31.2%。
通过以上实验可知，返排液杀菌最好的组合条件是选择亚氯酸钠型杀菌剂，加量为0.1%，杀菌处理4天后开始配制基液。
2.5 杀菌剂对压裂液体系配伍性的影响 ①杀菌剂与其它助剂的配伍性。取100ml返排液，倒入烧杯，分别加入0.5%的助排剂MJ-1、0.5%的粘土稳定剂TH-2、0.5%的破乳剂PR-1，最后加入0.1%的杀菌剂亚氯酸钠溶液，混合搅匀后，静置观察。结果显示，2小时内混合液体无沉淀现象，也无絮状沉淀产生，说明所选用的杀菌剂与其它压裂液助剂配伍性良好。②杀菌剂对冻胶体系耐温性的影响。向返排液配制的胍胶基液中加入0.1%的杀菌剂亚氯酸钠溶液，取100ml基液，加入交联液，反应生成冻胶，将冻胶密封好，放入90℃的水浴锅内，4小时后观察冻胶无破胶迹象，说明亚氯酸钠型杀菌剂虽有一定的氧化性，但因为加入量适中并不能使冻胶破胶。这表明0.1%加量下的亚氯酸钠型杀菌剂不会对压裂液冻胶产生影响。
3 结论
针对压裂返排液易滋生细菌，目前常用的杀菌剂不能够将返排液中的细菌有效杀灭，通过实验筛选出了适用于压裂返排液循环利用可使用的高效杀菌剂，并且通过实验分析杀菌剂种类、杀菌剂加量及杀菌剂加入时间对基液粘度的影响，得出了保持基液粘度稳定的最优方案：杀菌剂种类选择亚氯酸钠型，返排液杀菌时间为4d，杀菌剂加量为0.1%。通过配伍性试验及耐温耐剪切试验，证明了亚氯酸钠型杀菌剂对目前使用的压裂液性能不產生影响。
参考文献：
[1]薛东圆，张洁，秦芳玲，等.压裂用瓜胶用杀菌剂筛选与作用效果评价[J].化工技术与开发，2015，44（4）：45-49.
浅析油井压裂增产技术及创新 篇12
关键词：油井,压裂,增产方法
所谓油田的增产就是指扩大地层孔道或开辟新的通道, 在油田的开采过程中, 油田的增产是一项非常重要的工作, 其中压裂方式受到人们广泛的应用, 一方面能够提高采用的效率, 另一方面还能提高采油量, 因此当前的首要任务就是要不断创新压裂方法, 提高油井的增产率, 保障增产的稳定性。
1 影响压裂增油的因素
(1) 施工质量增油的效果同材料的选择有着直接的关系, 在施工的过程中要重视材料的选择。设计施工涵盖了裂缝的长度和方向, 必须要符合设计施工的要求。
(2) 注采关系采油增油量同注采的关系是密不可分的, 也就是说, 提高增油量是离不开注采关系的完善, 完善注采关系一方面能够提高油井的利用率, 另一方面还能提高油井的使用寿命。
(3) 重复压裂重复压裂会导致油井的产量逐渐下降, 有些施工企业只注重压榨的次数而不注重质量, 导致油井资源的浪费。
(4) 地质因素泄油面积小造成压后油量增多, 不能很好的开发油井, 也提高了油井开发的难度, 另外油井的选取没有选在产油量大的位置, 导致采油出现困难。
2 油井增产途径
(1) 提高监督力度在开展施工的过程中, 石油企业要聘请专业的监管人员对施工进行全过程监督, 以此提高施工的质量, 主要的监督方向包括压裂砂的质量、压裂液的成胶时间、压裂支撑剂的使用量等。监管人员要真正落实跟踪管理和施工监督, 同时要进行详细的记录, 对记录进行分析、总结、评估, 得出能够提高石油产量的最有效的策略。
(2) 优化压裂设计关于油井压裂设计分为多种方案, 在设计时要坚持科学、合理的原则来优化压裂设计, 从优化压裂方式开始, 例如要优化选择施工管柱、压裂液、支撑剂的选择等。油井的产量同油井的裂缝长度之间没有太大的关系, 经过测得油井的含水率在裂缝变大的初期几乎没有变化。
(3) 优化地质条件要大量搜集压裂井的相关资料, 对资料进行分析, 从中总结出能够使油井产量最大化的压裂措施, 可以设计出很多种方案, 对这些方案进行参数分析, 对能够提高油井产量的压力参数做好记录, 以此提高油井的出油率, 在有限的地质条件下不断优化资源。
3 压裂低效井的控制方法
(1) 岩石厚度。压裂砂岩的厚度和有效厚度的界限同样决定了压裂的效果, 还有地层压力限制。 (2) 压裂井产液、含水界限。首先要对压裂井的各类资料进行分析、整理, 对压裂井初期的油量增长情况进行总结;其次要把压裂后增产效果显著的压裂方案进行记录;最后依照记录的数据进行对比分析, 以此提高油井增产的优化方案。 (3) 选井选层。对于一些需要反复压裂的油井来讲, 一项很重要的工作就是选井选层, 才能更好的提高油田的利用率以及油井的产油率。依照当前的油井的发展形势来看, 当前压裂的核心工作就是反复压裂, 因此一套科学合理的注采系统就变得异常重要, 同时选井工作也是需要重视起来的。在进行选井选层的过程中, 要尽可能选在分流河道的砂体突出位置, 这时的压裂效果会高于其它位置, 以带状和坨状的压裂砂岩为主, 提高压裂的效果和油井的出油率。
4 油井压裂的增产方法创新
所谓压裂就是通过压力把地层压开, 以此形成垂直或水平的裂缝, 然后通过支撑剂把裂缝支撑起来, 降低流动阻力, 扩大石油流动的通道, 以此实现石油增产的目的。
(1) 高能气体压裂方法创新高能气体压裂方法的工作原理在于通过迅速升压产生的裂缝, 这种裂缝的持久性较长, 不容易闭合, 在出现裂缝时会脱落一些碎屑, 这些碎屑能够自动把裂缝支撑起来。与此同时, 在高温中能够把孔隙中的胶质、沥青质以及蜡质溶解开, 高温还能够使石油的粘度下降。
(2) 水力压裂方法创新水力压裂的工作原理是通过改变流体的渗流状态, 减少能源消耗、降低地层中流体渗流阻力来实现的。水力压裂的工作过程是通过地面高压泵组, 把高粘液体以大于地层吸收力的排量灌入井中, 在井底就会形成较高的压力, 这种压力就会导致地层出现裂缝, 这时注入支撑剂来实现导流的作用, 因此提高油井的出油率。
(3) 酸化压裂方法创新酸化压裂就是不采用支撑剂、而以酸液充当压裂液, 依靠水的作用使地层出现裂缝, 然后注入酸液, 通过酸液在裂缝处进行溶蚀, 进而导致裂缝的表面凹凸不平, 当卸压之后, 裂缝不能紧密的闭合, 以此起到导流的作用, 提高了地层的渗透性。这种方法同水力压裂相比, 工作的原理和最终要实现的目的是一致的, 但是导流性的方法不同, 导流的能力同酸液对地层的溶解程度有着直接的关系。
5 结语
面对当前石油资源的紧张形势, 油井增产成为石油企业要解决的一大问题。油井压裂方式效果的好坏同施工因素、技术、地质等因素有着不可分割的联系, 因此各个部门要相互配合, 在试验中不断创新压裂技术, 提高油井产量, 保证油井长期高效的使用。
参考文献
[1]陈余平.压裂措施对油井增产贡献的研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, (03) :161.
[2]张庆峰.关于对压裂措施与油井增产之间关系的研究[J].中国新技术新产品, 2013, (02) :110.