压裂试验

压裂试验（精选7篇）

压裂试验 篇1

1 基本概况

目前某油田已连续三年稳产300万t以上,但随着产建井数的逐年减少,油田稳产难度逐渐加大。在查层补孔、井网调整、精细注水等综合治理基础上,储层重复改造的作用至关重要,新工艺新技术的试验与推广成为新时期某油田稳产的重点方向之一。

2 体积压裂工艺体系

2.1 造缝机理

根据机理分析不难看出,要成功实现裂缝网络的搭建,须满足以下基本条件:

(1)地层基质岩石需具备一定的脆性特征;

(2)具有一定的层理与天然裂缝构造;

(3)满足裂缝净压力达到一定的限制,或通过射孔、缝内转向、排量优化等保证水平两向应力差与天然裂缝形成一定的角度,实现天然裂缝的开启且与人工裂缝的有效沟通。

2.2 工艺参数

通过模拟排量与净压力关系,采取6.0m3/min的排量基本能够满足天然裂缝开启所需的净压力,但为了产生更多的横向分支缝,需进一步提高缝内净压力。但并非是排量越大净压力越高,在8m3/min以后,净压力提升幅度变缓。因此,体积压裂排量的适用范围在6.0~8.0m3/min之间。

2.3 液体体系

由于体积压裂追求的不仅是原始裂缝的开启,同时要求形成一定规模的缝网,这就要求压裂液要满足以下几个条件:

(1)在改造初期,压裂液不能形成滤饼,应依靠液体的弹性携砂。这就要求压裂液体具备高滤失、高弹性、低粘度的特性,保证液体的有效作用距离及波及体积;

(2)由于施工排量大,应配备具有良好流变性能且降阻效果好的液体,可通过在基液中添加降阻剂实现;

(3)较大的压裂规模要求压裂液的成本较常规压裂降低,配置方便,存放要求低,酸碱腐蚀性小;

(4)对储层伤害小,易返排。

3 杏18-A井方案设计

根据地应力场分布判断,该井最大、最小主应力方向并未发生变化,此次压裂通过开展混合水体积压裂工艺,一方面开启主裂缝规模,延伸原有裂缝长度,增加裂缝导流能力;另一方面通过体积压裂工艺原理,沟通更多天然裂缝,扩大裂缝网格,增加泄油面积。

结合储层物性及初次改造程度,进一步提高加砂强度及施工排量,降低产层与隔层应力差值,增加纵向改造程度;增加入地液量,结合低砂比追求缝长,更多地沟通天然裂缝。降低基液粘度,液体体系采用滑溜水,要求基液粘度在170S-1下不低于9MPa·s。泵注前期石英砂支撑剂采用40~70目规格,后期采用20~40目,砂比逐渐增大,铺砂浓度逐步提高,确保在闭合应力下主缝优势。

4 现场应用

4.1 施工概况

2012年8月对杏18-A井实施混合水体积压裂施工,同时开展嵌入式震点探测实施裂缝监测。地层破裂压力17.8MPa,破压后工作压力14~16MPa,停泵压力9.5MPa,施工过程顺利无异常。裂缝监测显示压裂产生了一条NE55.2°主裂缝,裂缝总长245.8m,两翼相比,裂缝向东翼延伸较多。裂缝的影响高度为36.7m左右,产状为垂直。

4.2 压裂效果

杏18-A井重复压裂12h后开始抽汲排液,2d后抽深稳定在1150m,每天抽次保持在110次,日产油8.8m3,日产水10.6m3,连续抽汲三个班氯离子稳定在1 9300左右,于2012年9月7日下泵投产。

5 结论

结合微地震裂缝监测结果,该工艺从裂缝体积本身有了较大程度的突破,增大了泄油面积,导流能力的增加恢复了油井正常生产能力,较常规压裂裂缝体积扩大了126.7%,增油效果增加了1.7倍,且含水上升幅度较常规压裂低2个百分点,在储层重复压裂方面表现出较明显的改造优势。

摘要：以某油田杏18-A为例,通过研究表明,较常规压裂而言,重复压裂工艺形成的裂缝体积增大了126.7%,平均单井日增油提高1.7倍,重复改造效果显著,可在某油田等致密砂岩油藏推广实施。

关键词：体积压裂,致密砂岩油藏,工艺体系

参考文献

[1]SY5397-91,油气储层评价方法[S].

[2]姬伟,申坤,张育超,等.安塞油田致密砂岩井体积压裂现场先导试验[J].石油与天然气化工,2015,(04):83-86.

[3]马旭,郝瑞芬,来轩昂,等.苏里格气田致密砂岩气藏水平井体积压裂矿场试验[J].石油勘探与开发,2014,(06):742-747.

[4]吴翔.奈曼油田低渗稠油油藏压裂工艺研究[D].大庆:东北石油大学,2012.

[5]任闽燕,姜汉桥,李爱山,等.非常规天然气增产改造技术研究进展及其发展方向[J].油气地质与采收率,2013,(02):103-107;118.

[6]党勇杰.柴西北复杂油水薄互层分层压裂改造技术研究与应用[D].成都:西南石油大学,2014.

[7]黄凯.套管完井水平井分段压裂管柱配套技术研究[D].荆州:长江大学,2014.

压裂试验 篇2

五阳煤矿煤层透气性低,矿井现有瓦斯抽采效率不高,回采过程中瓦斯浓度超限频繁,安全隐患严重。因此,在五阳煤矿提出采用水力压裂增透技术,拟采用现场试验的方法确定压裂施工参数和压裂增透影响半径,以期为该矿提高煤层瓦斯抽采效果提供理论指导。

1 试验地点概况

试验巷道选在75 - 5#水仓下部通道中,75 - 5#水仓下部通道从75 - 5#水仓通道停掘位置开口,与75- 5#水仓泵房通道呈100°夹角,巷道沿顶板布置,矩形断面,巷道高3 m、宽4 m。巷道附近煤层透气性低,瓦斯抽采效率低,钻孔平均瓦斯抽采浓度10% ~20% ,抽采纯流量0. 008 ~ 0. 02 m3/ min。该区域煤层赋存稳定,平均厚度6. 3 m,煤层顶板以细砂岩、砂质泥岩为主,底板以细砂岩、泥岩为主,地质构造简单,适宜水力压裂技术的实施。

2 水力压裂试验方案设计

2. 1 水力压裂工艺

煤层水力压裂系统主要由压裂泵组、水箱、压力表、流量表、高压管路等组成,如图1 所示。

2. 2 水力压裂钻孔布置

在压裂孔一侧布置1 个测试孔和6 个观测孔,通过测定含水率、抽采浓度和瓦斯纯流量,综合判断水力压裂增透影响半径。压裂钻孔布置在75 - 5#放水巷开口处460 m,孔径115 mm,孔深80 m,采用高压封孔器封孔,根据巷帮应力集中带宽度确定封孔长度为40 m。压裂前在压裂孔一侧40 m处打1 个测试孔,压裂后在同一侧按5 m间隔打抽采观测孔,孔径94 mm,孔深80 m。测试孔和观测孔均采用马丽散封孔,封孔长度12 m。钻孔布置见图2。

2. 3 水力压裂的起裂压力确定

水力压裂时注水压力和流量的确定对于压裂的效果至关重要,压力、流量过小,注入的水通过煤体滤失作用散失,只能湿润煤体; 压力过大,裂缝扩展延伸不充分,同时还有诱发突出的可能性。

孔壁起裂需要克服煤体抗拉强度和地应力,压力计算公式如下[8,9]:

式中: k为地层应力系数,k = σs/ q0; σs为实际铅垂方向应力,MPa; λ 为侧向应力系数,根据文献[10 - 11]和矿井实际地质条件,λ 取1. 5; Rt为煤体抗拉强度,MPa; q0为铅垂方向主应力,k Pa,q0= γH ; γ 为上覆岩层平均重力密度,k N/m3; H为煤层埋深,m。

压裂试验地区埋深505 m,煤层上方岩层平均重力密度25 k N/m3,铅垂方向最大主应力平均11. 6 MPa,水平方向最小主应力平均8. 6 MPa,煤体抗拉强度2 MPa,代入上式可得起裂压力为19. 5 MPa。

压裂泵组选用额定压力31. 5 MPa、额定流量500 L / min的BRW 500 /31. 5 型矿用乳化液泵,并配备1 600 L水箱。

3 煤层水力压裂增透工业试验

压裂前首先调整泵压为8 MPa,系统试运行10 min,检验压裂系统各部分是否正常工作,然后开始压裂,将泵压缓慢调升至17 MPa,运行30 min,观察并记录泵压及流量变化,如图3 所示。泵压为15 MPa时,注水管路内压力一直低于15 MPa,说明此时滤失量大于泵流量,因此缓慢加大泵压至19. 5 MPa,管路压力逐渐增大但始终远低于泵压; 继续缓慢调升泵压,当泵压调整至21 MPa时,管路压力迅速上升,达到峰值后立刻下降; 保持该泵压继续注水,先后又产生多个波峰,且其幅度逐渐减小。压裂200 min后,注水压力保持在17 MPa左右,无明显波动,同时出现若干轻微煤炮声响,为保证安全,停止压裂,判断压裂结束。

此次压裂共持续3. 5 h,最高注水压力20. 8 MPa,略高于计算压力,这主要是由于管道摩擦阻力、煤层的非均质性造成的。总注水量59. 67 m3,注水流量100 ~ 490 m3/ min。压裂至200 min时,出现若干次轻微煤炮声响,说明水力压裂已使一定范围内压力集中区域卸压,压力得到释放。压裂前后对煤层顶底板和煤壁位移进行测量,结果表明压裂过程中巷道及顶底板未发生变形。

4 水力压裂增透影响半径的确定

4. 1 瓦斯抽采浓度及流量变化规律

压裂结束后,对压裂钻孔放水3 d,然后施工抽采钻孔,测定煤层含水量,同时并网抽采。压裂前测试孔与压裂后6 个观测孔30 d的瓦斯抽采纯流量和浓度对比见图4 ~ 5。

由图4 ~ 5 可知,压裂后1#~ 4#观测孔瓦斯抽采浓度和抽采纯流量较测试孔都有较大增长,压裂前测试孔最大瓦斯抽采浓度和纯流量分别是37% 和0. 025 m3/ min; 压裂后,1#~ 4#观测孔最大瓦斯抽采浓度和纯流量分别是80% 、65% 、62% 、62% 和0. 066、0. 053、0. 055、0. 044 m3/ min,瓦斯抽采浓度和纯流量分别增加1. 7 ~ 2. 2、1. 7 ~ 2. 6 倍。15 d后测试孔瓦斯抽采浓度和纯流量基本稳定在15% 和0. 01 m3/ min,而1#~ 4#观测孔抽采浓度在第30 天时仍维持在测试孔初期抽采时的水平,5#观测孔平均瓦斯抽采浓度和纯流量较测试孔稍有降低,6#观测孔瓦斯抽采浓度和纯流量与测试孔基本一致。

6 个观测孔前30 天平均瓦斯抽采浓度和纯流量较测试孔改善情况如图6 所示,压裂后1#~ 4#观测孔平均瓦斯抽采浓度增加2. 3 倍,纯流量增加2. 6 倍,说明水力压裂增透只影响到4#孔至5#孔之间,不超过25 m。

4. 2 煤层含水率变化规律

6 个观测孔和测试孔的煤样含水率对比见表1。煤层原始含水率为1. 23% ,1#~ 5#孔压裂后含水率为1. 72% ~ 2. 96% ,平均2. 2% ,是原始含水率的1. 78 倍; 6#孔压裂后含水率1. 21% ,是原始含水率的0. 98 倍。

由表1 可知,随着压裂孔距离增大,煤层含水率增加幅度逐渐减小,距离压裂孔30 m处时,煤层含水率接近原始含水率,说明压裂后,压裂水影响范围接近30 m。但是综合抽采情况会发现距压裂孔25 m处时,抽采效果已与未压裂时较接近,说明增透范围明显小于25 m,这主要是由于压裂后期已形成很多张开裂缝,在裂缝端面和裂缝面处造成大量滤失,裂缝无法继续延伸,此时压入的水通过滤失作用润湿周围的煤体、排挤瓦斯,但是并未使煤体增透。因此,结合瓦斯抽采效果和煤层含水量变化情况判定,水力压裂卸压增透影响半径为20 ~ 25 m。

5 结论

1) 确定出适合五阳煤矿的水力压裂工艺及压裂参数。由于管道摩擦阻力以及煤层非均质性影响,五阳煤矿3#煤层水力压裂注水压力实际为20. 8 MPa,比理论计算值19. 5 MPa略大,可为五阳煤矿水力压裂工程应用提供理论指导。

2) 水力压裂后增透范围内瓦斯平均抽采浓度增加2. 3 倍,纯流量增加2. 6 倍,煤层含水率平均增加1. 78 倍,水力压裂增透效果明显。

3) 水力压裂后,1#~ 4#孔瓦斯抽采浓度和纯流量显著提高,1#~ 5#孔煤层含水量显著增大。由于水力压裂后期已形成很多张开裂缝,在裂缝端面和裂缝面处造成大量滤失,裂缝无法继续延伸,此时压入的水通过滤失作用润湿周围的煤体,但未使煤体增透。因此综合判断水力压裂增透影响半径为20 ~25 m,为五阳煤矿水力压裂钻孔布置提供一定依据,同时也可作为类似矿井确定水力压裂增透影响半径的有效参考。

摘要：在分析煤层水力压裂增透机理的基础上,根据五阳煤矿地质条件,经现场试验确定出适合五阳煤矿的水力压裂工艺及压裂参数。水力压裂后,在增透影响半径内煤层瓦斯平均抽采浓度和平均抽采纯流量较原始抽采增大2.3倍和2.6倍,煤层平均含水率增大1.78倍。通过综合测定钻孔瓦斯抽采纯流量、抽采浓度和煤层含水率得到水力压裂增透影响半径为20~25 m,压裂湿润煤体范围略大于压裂增透范围。

水平井穿层压裂技术研究及试验 篇3

1 地质特征

静17块构造上位于静安堡油田中部, 为一东南面被断层切割形成单斜构造, 主要目的层为沙河街组三段, 属岩性-构造油藏, 油藏埋深为-2069~-2230m, 探明含油面积5.3km2, 地质储量642.7×104t。静17块S34亚段是扇三角洲前缘沉积, 平均孔隙度为11.8%, 平均空气渗透率为126.5×10-3μm2。油层平面分布受沉积相带、储层物性和构造等多重因素控制, 油层厚度在20m~40m之间;纵向上油层主要发育在Ⅲ油组上部和Ⅱ油组下部, 一般为50m~100m。

2 产能特征

(1) 静17块由于储层低渗, 利用直井开发效果较差, 储量动用程度低。投产油井37口, 目前开井22口, 平均单井日产油1.5t/d, 采油速度仅0.19%, 采出程度仅6.89%。 (2) 压裂增产效果明显。压裂作为低渗透油藏的主要增产措施, 在静17块的应用见到了较好效果。1991年至1993年, 实施了整体压裂, 初期日增油69.2t/d, 增产效果明显。 (3) 储层注采物性差, 注采井距大, 不能建立有效的驱动体系。静17块目前300m井距注水基本不见效, 累注水5×104m3以上的注水井周边油井普遍表现为低产液、低含水。

3 水平井穿层压裂试验

(1) 试验井部署通过对该块油藏特征综合研究得出, 静17块为一砂体集中发育的密集多层砂岩油藏, 纵向上含油井段一般在50~100m, 主要集中在S34Ⅱ油组下部和S34Ⅲ油组上部, 油层较为集中, 内部泥岩夹层一般1~2m, 不利于直井开发。为探索该类型油藏有效的开发途径, 通过研究发现, 水平井部署在主力含油层位中部, 利用穿层压裂技术, 沟通上下含油单砂体, 实现纵向上的整体动用。为探索水平井穿层压裂在该类型油藏中的应用效果, 2012年部署实施了第一口试验井静17-H201井。

(2) 穿层压裂可行性分析静17-H201井压裂层段为泥岩和砂岩交互沉积, 影响压裂裂缝延伸的主要因素是不同小层间的地应力差和泥岩小层与砂岩层之间的复合层效应。从计算结果来看, 压裂目的层段内的砂泥岩地应力差异不大, 闭合应力值在32MPa至36MPa之间, 通过提高压裂施工排量和压裂液粘度, 可以提高裂缝垂向延伸达到穿层压裂的目的[3]。

(3) 穿层压裂设计为满足静17-H201井穿层压裂施工需求, 水平段采用套管完井, 尾端下入三根筛管。

(1) 纵向上要求压裂缝高不得低于45m, 能有效沟通上下7个含油单砂体; (2) 平面上不同部位选择不同的压裂规模;a.B点距离注水井较远, 且西部存在较大的未动用区, 实施大规模压裂。b.A点为防止压穿水层, 要求裂缝延伸距离小于108m, 实施较大规模压裂。c.A、B之间距注水井较近, 要求裂缝延伸距离小于73.6m, 实施较小规模压裂。

(4) 试验井效果 (1) 压裂效果。按照穿层压裂设计, 分4段进行压裂, 共加入砂量86m3, 液量1381m3。第1段加入砂量40m3, 液量502m3, 压裂监测解释缝长≥270m, 缝高大致为50m;第2段加入砂量15m3, 液量277m3, 缝长≥200m, 缝高大致为40m;第3段加入砂量16m3, 液量219m3, 缝长≥140m, 缝高大致为30m;第4段加入砂量15m3, 液量383m3, 缝长≥400m, 缝高大致为50m。监测结果表明, 穿层压裂达到了设计要求, 实现了穿层压裂目的。 (2) 投产效果。静17-H201井2013年4月14日投产, 初期日产液18m3/d, 日产油8.1t/d。目前日产液28.4m3/d, 日产油17.6t/d, 含水38%, 效果较好。与该块2007年实施的常规水平井和直井对比, 穿层压裂水平井产能是常规水平井初期的2~5倍, 是直井4~8倍。穿层压裂试验水平井的成功实施, 证明该块利用水平井穿层压裂技术整体开发动用可行。

4 结语

水平井穿层压裂试验证实, 在砂体集中发育的密集多层砂岩油藏中, 水平井部署在油层中部, 利用穿层压裂技术, 能有效沟通上下多个含油单砂体, 实现纵向上整体动用。

摘要：静17块为一砂体集中发育的密集多层砂岩油藏, 油藏主力层S34Ⅲ含油井段50m左右, 集中发育78个含油单砂体, 泥岩夹层厚度小于3m。由于储层低渗, 直井低产, 常规水平井[1]由于隔层影响纵向上动用程度低, 油藏开发效果较差。为探索该类型油藏有效的开发途径, 通过研究发现, 水平井部署设计在主力含油层位中部, 利用穿层压裂技术, 沟通上下多个含油单砂体, 实现纵向上的整体动用。

关键词：低渗砂岩油藏,水平井,穿层压裂

参考文献

[1]王家宏.中国水平井应用实例分析[C].北京:石油工业出版社, 2002:18-48.

[2]万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M].北京:石油工业出版社, 1997:45-57.

非常规压裂返排液处理的现场试验 篇4

近年河南油田进行了非常规压裂返排液处理的现场试验及回注回用工艺技术试验研究工作。对泌页HF1、安HF1、泌页2HF井、泌264井、泌416井压裂返排液水质情况进行了分析。具体工作包括:对返排液中包含的K+, Na+, Ca2+, Mg2+, Cl-, SO2-4, CO2-3, HCO-3, S2-, Fe2+, Fe3+, Fe, B等进行了分析;对返排液中的细菌、悬浮物以及返排液的粘度、密度和p H值进行了分析。该油田压裂返排液的主要特征有:p H值6左右, 呈弱酸性;铁含量不高, 范围在4 mg/L~16 mg/L;COD随排液时间逐步增大, 最高值达到11 840 mg/L;总矿化度高, 其中Cl-, K+含量高, 原因为压裂液中含大量KCl;总硬变化很大, 无特定变化规律, 数值在100 mg/L~900 mg/L之间;压裂返排液中油含量变化较大, 最大值527.9 mg/L;压裂返排液中几乎不含硫;压裂返排液中悬浮物含量变化较大, 最大值726.1 NTU;由于不同压裂井采用的压裂液配方不同, 导致排出的压裂返排液水质差别较大。

河南油田压裂返排液处理设计规模为100 m3/d, 合3.65×104m3/年。该项目实施后节约的费用主要包含回注费用和清水配置压裂液费用两个方面。回注成本约为18元/m3、清水成本约为4.1元/m3。预计年均节约费用80.7万元。现场试验包括絮凝沉降试验、药剂除硼实验、反渗透膜除硼实验及杀菌剂评价试验。通过这些试验制定了处理技术方案, 包括压裂返排液处理后回注工艺方案和回用工艺方案。

压裂是页岩气 (油) 等非常规资源开发的重要手段, 而且压裂液用量较大, 每段压裂液用量约为1 000 m3~2 000 m3, 一般10段~12段压裂时压裂液总用量达10 000 m3~20 000 m3, 利用压裂返排液配置压裂液可以节约大量清水资源。压裂返排液成分复杂、水质稳定、排液量较大, 国内迄今尚无成熟可靠的处理工艺。设计出性价比较高的技术方案是河南油田当务之急。探讨适合河南油田应用的非常规压裂返排液处理工艺技术, 为非常规资源开发提供强有力的技术支撑, 对该油田来说具有重大的经济效益与环保意义。

2 现场试验

1) 絮凝沉降试验。

针对安HF1、泌页2HF井压裂返排液处理, 利用絮凝剂0701、絮凝剂0901、絮凝剂0903-1#、絮凝剂0903-2#进行效果评价。现场试验表明, 絮凝剂0903-1#对安HF1以及泌页2HF井压裂返排液适应性较好, 可满足要求。最佳加药量:絮凝A剂投加量500 ppm, 絮凝B剂投加量160 ppm;絮凝剂只是针对总悬浮物, 对影响总矿化度的阴、阳离子的去除效果不明显, 絮凝剂投加前后水质指标见表1。作为回注水, 已能部分满足要求。如果要达到再利用的目标, 还需除去水体中的其他离子[1,2]。

2) 反渗透膜除硼实验。

在压裂液中, 由于用到硼盐作为破胶剂, 在压裂返排液中含有少量的硼盐, 回用的过程中会影响瓜胶带粘度。另外, 在碱性条件下, 大量的硼会使交联剂产生无效交联, 所以除硼尤为必要。由于硼元素的特殊性, 一般的化学方法无法生成沉淀将其去除。复合除硼剂是利用络合原理, 即利用除硼剂对硼元素的双络合作用进行去除。采用多滤料过滤, 对一些细微固体悬浮物也有较好的过滤作用。试验发现, 药剂除硼效果不好。投加药剂前后硼含量见表2。

mg/L

3) 反渗透除硼实验。

在反渗透除硼的实验过程中, 需要用到两种膜:超滤膜和反渗透膜。泌416井压裂返排液水样中硼含量50 mg/L。现场试验结果表明, 在多滤料复合过滤方法的辅助下, 其絮凝过滤后总矿化度大大降低, 说明阴、阳离子的去除效果很好;硼含量经一级反渗透出水值为7 mg/L~12 mg/L, 经过二级反渗透, 硼含量基本为零, 二级反渗透除硼效果见表3;其他离子如铁、硫含量不高, 经絮凝可以达标, 即使个别项目超标, 经超滤、反渗透也能去除并达标。针对河南油田非常规压裂返排液 (适应现有压裂液配方体系特点) 的处理推荐使用二级反渗透膜处理工艺。

mg/L

4) 杀菌剂评价试验。

该油田常用杀菌剂有FH-7, 1227两种, 其中FH-7杀菌剂抗低温效果较好且价格较低, 因此对FH-7进行了评价实验。分别进行药剂浓度为0 mg/L, 50 mg/L, 80 mg/L, 120 mg/L和150 mg/L杀菌效果实验。对测试对象中的硫酸盐还原菌 (SRB) 、腐生菌 (TGB) 、铁细菌 (FB) 数量进行细菌测定, 测试结果见表4。使用FH-7杀菌剂, 在加杀菌剂浓度为50 mg/L时, 即可满足细菌总数小于100个/m L要求。

个/m L

3 结语

1) 压裂液体系往往需要多种添加剂, 如稠化剂、交联剂、杀菌剂、高温稳定剂等, 作业后的压裂返排液成分复杂, 这些废液含有原油、地层水、生物难以降解的高分子水溶性聚合物等有害物质, 是石油天然气企业的主要污染源。处理后的返排液用于配置压裂液可大大减少对环境造成的危害。因此河南油田开展此项目作用与意义重大[3,4]。

2) 安HF1井、泌页2HF井等压裂井返排液的絮凝试验结果表明, 絮凝剂0903-1#的有效性和适应性较好, 其最佳加药量为500 ppm。

3) 河南油田现场试验结果表明, 针对该油田非常规压裂返排液的处理, 采用二级反渗透膜处理工艺是适宜的。采用“气浮+过滤”处理工艺处理后水质可满足回注水质标准:含油不大于10 mg/L、悬浮物不大于10 mg/L、含硫小于2 mg/L、总铁小于2 mg/L, 细菌总数小于100个/m L, p H值7~8。处理成本不大于5元/m3。

摘要：河南油田通过非常规压裂返排液处理的现场试验制定了处理技术方案, 包括压裂返排液处理后回注工艺方案和回用工艺方案, 并进行了絮凝沉降试验、药剂除硼实验、反渗透膜除硼及杀菌剂评价试验, 结果表明, 采用二级反渗透膜处理工艺是适宜的;采用“气浮+过滤”处理工艺处理后水质可满足回注水质标准:含油不大于10 mg/L、悬浮物不大于10 mg/L、含硫小于2 mg/L、总铁小于2 mg/L, 细菌总数小于100个/m L, p H值78, 处理成本不大于5元/m3。

关键词：油田,非常规压裂返排液,现场试验,二级反渗透膜处理工艺,标准

参考文献

[1]GB 50428—2007, 油田采出水处理设计规范[S].

[2]冯永训, 彭忠勋, 何桂华, 等.油田采出水处理设计手册[M].北京:中国石化出版社, 2005:126-135.

[3]马云, 何顺安, 侯亚龙.油田废压裂液的危害及其处理技术研究进展[J].石油化工应用, 2009, 28 (8) :2-3.

压裂试验 篇5

1. 试验装置及材料

裂缝模拟试验装置主要是压裂返排模型:基本尺寸为长350cm,宽120cm,高30cm。

其它配套的试验设备有:恒流柱塞泵(0~1500ml/min);液压机(0~150m Pa)。

试验材料:支撑剂选用吉林现场20/40目陶粒;模拟试验装置出口端流出36L液体。

2. 试验方法

利用裂缝导流能力模拟试验装置,模拟压裂施工的返排过程,通过改变不同的参数条件,分析返排液速度、返排液粘度、作用于支撑剂的有效应力等因素对支撑剂回流的影响程度,为压裂施工合理返排制度优选提供依据。

3. 试验操作步骤

(1)支撑剂的铺置

(2)压裂液的制备

(3)测量过程

①将试验装置装载到液压机上,加载试验方案中设计的有效应力,连接好管线;②在大流量恒流柱塞泵上设定流量20ml/min,开通前侧和上下两侧的开关,启动柱塞泵,以小流量将压裂充填模型室充满液体,模拟施工停泵后压裂液和支撑剂在地层中的情况;③将大流量恒流柱塞泵的流量设定为方案设计的相应返排速度,根据不同返排时间,在试验装置出口端收集流出的支撑剂,当返排液量达到设计数值时停泵,返排结束;④沉淀、过滤、烘干、称量回流出来支撑剂质量;⑤完成上述试验步骤后,再进行下一组试验;⑥每组试验重复3次,结果取平均值。

4. 试验结果与分析

(1)返排液粘度影响试验分析

铺砂浓度10kg/m2,返排液速度从50ml/min增加到1000ml/min,试验结果如下。

随着返排液粘度的增大,支撑剂回流量增大。相同粘度下的流速越大,回流砂量越大;当粘度在5mpa·s以内,回流量较小;当粘度大于5mpa·s,曲线的斜率增大,粘度影响程度增强,回流量随返排粘度的增大而迅速增多。返排液粘度越大,使得裂缝中压裂液的压力梯度越大,压裂液的粘滞阻力增加,压裂液返排速度越大,压裂液的粘度越高,流动过程中流动阻力就越大,这相当于使支撑剂回流动力增加,使得支撑剂回流量越大。

因此,将5m Pa·s粘度定为控制支撑剂回流临界值,返排粘度需控制在5mpa·s以下。

(2)返排液速度影响试验分析

铺砂浓度10kg/m2,返排液速度从50ml/min增加到1000ml/min,返排时压裂液的粘度5mpa·s,作用于支撑剂的有效应力10m Pa(作用于支撑剂上的应力)。测量不同返排速度的支撑剂回流量。试验结果如下。

从图1中可以看出,随着压裂液返排速度增大,支撑剂总回流量逐渐增大。当返排速度为50ml/min时,总回流量为2.20g,当返排速度增大到1000ml/min时,总回流量达到62.41g,是前者的28.3倍。压裂液返排速度越大,压裂液对支撑剂的拖曳力作用越强,导致回流量越大。压裂液返排速度是影响支撑剂回流的一个决定性影响因素。

随着返排速度的增大,支撑剂回流量增加的幅度增大,影响程度增强。返排速度在50ml/min至100ml/min和300ml/min至400ml/min,曲线斜率增幅均变化较大,当返排速度大于50ml/min时,曲线斜率增幅较大,100ml/min至300ml/min,曲线斜率平缓,大于400ml/min时,曲线斜率增幅较大。因此可以确定返排速度300ml/min为控制支撑剂回流的最大临界流量。

(3)不同返排时间段影响试验分析

铺砂浓度10kg/m2,返排液速度500ml/min,其它参数同上。测量不同返排速度的支撑剂回流量。试验结果如图2所示。

从图2可以看出,支撑剂回流量主要阶段集中在压裂液返排初期,当返排液时间60min内,支撑剂回流量随着时间的增加迅速降低,返排时间超过60min后,随着返排时间增加,支撑剂回流量明显降低。返排时间210min之后,支撑剂回流量几乎为0。分析在返排初期,支撑剂充填层还没有完全压实,因此在返排初期尤其60min内,控制放喷速度可以减少支撑剂返排,后期可提高返排排量。

综上所述,应考虑在压裂液返排初期选用小油嘴控制支撑剂回流,裂缝基本闭合后可考虑返排,在不出砂的前提下,可以适当增大返排速度以实现压裂液尽快返排,减少对地层的伤害。

(4)有效应力影响试验结果分析

铺砂浓度5kg/m2,压裂液返排速度取值为200ml/min,返排液粘度5mpa·s,闭合压力取值0~10m Pa,试验结果如下图所示。

从图3可以看出,随着作用于支撑剂的有效应力的增大,支撑剂总回流量逐渐减小。从图中可以看出当有效应力小于m Pa时,支撑剂回流量较大,当有效应力大于6m Pa后,200ml/min条件下,回流量从0.86g减小至0.47g,回流量的减小在该点发生跃变,而后随有效应力的增大而近似呈线性减小。在现场压裂返排施工时,应选择作用于支撑剂的有效应力达到6m Pa后,再安排返排工作,有利于控制支撑剂的回流量。

(5)加入纤维后的试验结果及分析

铺砂浓度10kg/m3,有效应力6m Pa,压裂液粘度20mpa·s采用的返排速度从50ml/min增加到1000lm/min,试验结果如图所示。

从图4中可以看出,返排速度低于300ml/min,没有支撑剂流出,当返排速度大于300ml/min后,仅有几个支撑剂颗粒流出,在返排流速1000ml/min时候,也仅有很少支撑剂流出,说明加入纤维能够很好的控制支撑剂回流。

试验还发现,其它条件不变,即使返排粘度达到100mpa·s时,也仅有少量支撑剂流出,说明加入纤维能够很好解决粘度较高的返排液的支撑剂回流。

5. 结论与建议

(1)压裂液返排速度是影响支撑剂回流的决定性影响因素。初期返排速度应小于50ml/min为宜。

(2)压裂返排液彻底破胶,返排时粘度控制在5mpa·s以下为宜。

(3)支撑剂返出主要在返排初期,返排时间应控制在裂缝基本闭合后,在不出砂的前提下,可以适当增大返排速度以实现压裂液尽快返排。

(4)现场压裂返排施工时,应选择作用于支撑剂的有效应力达到6m Pa后,再开始返排,有利于控制支撑剂的回流量。

(5)压裂液中加入纤维,能够极大地降低支撑剂回流。

摘要：试验结果显示,合理的返排液体粘度应小于5m Pa·s;支撑剂回流主要发生在排液初期;初期合理的返排速度控制在0.2m3/min,控制油嘴不大于3mm;作用在支撑剂有效应力大于6m Pa后,返排出砂状况明显降低;若压裂过程加入纤维,可更有效控制支撑剂回流。试验结果对压裂液返排施工具有很好的指导意义。

压裂试验 篇6

之前多项研究,通常只对穿层压裂过程中周边围岩影响及压裂后抽采情况、掘进情况、防突情况进行效果考察,未对水力压裂前后压裂煤层基本参数的变化规律进行深化研究。本次深化试验考察的主要内容有: 压裂前后煤层基本参数( 包括瓦斯含量、 含水率、压力等) 变化规律; 压裂影响范围; 压裂增透效果。

1压裂地点基本情况

同华煤矿井田属上二叠统龙潭组,含煤11层, 开采K1、K3b煤层,煤层倾角23° ~27°,埋藏深度343 ~ 428 m; K1煤层厚度0. 55 ~ 1. 20 m,平均厚度0. 7 m, 属一般性突出煤层,作为下保护层首先开采,煤层原始瓦斯含量19. 581 4 m3/ t,瓦斯压力1. 0 ~ 2. 5 MPa, 煤层透气性系数D为0. 18 ~ 1. 00 m2/ ( MPa2·d) ; K3b煤层为强突出煤层,作为被保护层开采。

考察试验地点位于二区 ± 0 m阶段水平,煤层埋藏深度390 m。试验煤层为3121回风巷掘进条带及2127 - 3回采工作面,属K1煤层,其坚固性系数f为2 ~ 3,地质情况复杂,断层多,煤层起伏大,煤层倾角23°~62°,平均倾角31°。

2压裂钻孔及考察钻孔布置

压裂钻孔施工3个,其中:2127-3工作面穿层压裂孔2个,间距90 m;3121回风巷掘进条带穿层压裂孔1个。压裂孔兼作压裂前基本参数考察孔。

考察钻孔包括2127-3工作面穿层1#压裂孔及周边检验孔8个(兼实测压力孔)、2#压裂孔及周边检验孔16个、3121回风巷掘进条带6#压裂孔及周边检验孔10个。钻孔布置如图1和图2所示。

3压裂钻孔压裂情况

从2013年6月11日开始,分别对2127-3工作面1#、2#压裂孔,以及3121回风巷掘进条带6#压裂孔进行高压水力压裂施工,压裂情况如表1、图3 ~ 4所示。

4基本参数考察

使用中煤科工集团重庆研究院有限公司生产的DGC型瓦斯含量快速测定仪对压裂孔、检验孔进行瓦斯含量及含水率基本参数指标测定,结果见表2。 1#压裂孔周边8个检验孔安装压力表实测压裂后煤层瓦斯压力。

4. 1瓦斯含量参数考察

压裂前后煤层瓦斯含量分布及变化规律如图5、图6所示。从图5和图6可知,压裂时高压水冲击扰动煤体,破坏煤层原始物理特性,煤层瓦斯含量重新分布,其规律大致如下:

1) 沿煤层倾斜方向: 距压裂孔倾斜方向以上10 ~ 30 m区域内瓦斯含量增大46% ~ 59% ,距压裂孔倾斜方向以下10 ~ 20 m区域内瓦斯含量增大22% ~ 70% 。

2) 沿煤层走向方向: 距压裂孔走向南10 ~ 40 m区域内煤层瓦斯含量增大39% ~ 58%,距压裂孔走向北10 ~ 40 m区域内煤层瓦斯含量增大22% ~ 79% 。

4. 2含水率参数考察

压裂前后进行煤层含水率测定,结果表明,煤层含水率受压裂变化规律不确定,有的地点增大、有的地点减小,其变化幅度为: 最大增加15. 48% ,最大减小37. 36% 。

4. 3实测瓦斯压力考察

压裂后在1#压裂点距走向方向南面、倾斜方向上面按孔间距10 m施工8个检验钻孔,实测压裂后煤层瓦斯压力值,其测定情况如图7所示。

由图7可知: 距压裂孔沿走向方向40 m、倾斜方向30 m范围煤层瓦斯压力较大,最大压力值2. 4 MPa; 走向方向压力值大于倾斜方向压力值。

压裂后煤层瓦斯压力以压裂孔为中心走向长半轴40 m、倾斜短半轴30 m的椭圆范围内沿四周呈逐渐降低趋势分布,如图8所示。

5增透效果考察

5. 1抽采工程量考察

压裂后施工3121回风巷掘进条带及石门揭煤穿层钻孔,从2013年7月至2013年9月整个3121回风巷掘进条带及石门揭煤走向640 m施工451个钻孔,钻孔间距由5 m × 5 m增大为8. 34 m × 8 m,钻孔工程量由35 942 m减少为23 738 m。整个抽采钻孔工程量减少33. 95% 。

5. 2抽采效果考察

2013年7月至11月3121回风巷掘进条带施工钻场13个、接抽钻孔451个,累计抽采纯量41. 18万m3, 钻场平均抽采纯流量0.253 8 m3/ min,单孔平均抽采纯流量0.007 4 m3/ min。3121回风巷掘进条带经高压水力压裂增透与同等条件2125 -3运输巷经水力割缝增透相比: 单个钻场平均纯流量由0.063 8 m3/ min提高到0. 253 8 m3/ min,提高297. 81% ; 单个钻孔平均纯流量由0. 001 7 m3/ min提高到0. 007 4 m3/ min,提高335. 29% 。

6结语

压裂试验 篇7

六中区克下组油藏为山麓洪积扇沉积,油层中部深度480m。沉积厚度31m~77m,砂砾岩平均厚度40m,分为S6、S7两个砂层组,细分为S61、S62、S63、S71、S72、S73、S74七个砂层,试验前期主要开发油层S73层。洪积扇沉积以严重非均质而著称,由于受沉积环境的影响,砂砾岩体横纵向变化剧烈。在纵向上多以正韵律为主,层内多见粒序层理、复杂堆积和洪积层理结构。粒度变化大,层内冲刷多,粒序不连贯。

该油藏的水淹特征与储层非均质性和沉积相带有较大的关系。当注水井处于高渗透区时,注入压力传导较好,注入水量多,相应油井采油量大,动用程度高,但油井易过早水淹;而相对低渗区域水淹程度相对较低,剩余油富集,为主要的潜力区域。

作为2007年股份公司重大试验项目,在新疆油田六中区克下组油藏开展砾岩油藏二次开发试验。在酸化、挤液解堵效果差的状况下,六中东区二次开发试验区开展压裂破堵试验。考虑井距较小(六中东区采用125m井距反五点注采井网),为尽量降低注水水窜风险,压裂按照小规模、高砂比、造短缝、破堵思路实施。实施压裂80多井次,取得较好的生产效果,但同时也发现一些问题。

该油藏压裂人工裂缝主要为水平裂缝,因为储层纵向上的非均质性,压裂液总是优先进入高渗透层。但高渗透层在改造前已经是处于动用程度、水淹程度双高状态,人工裂缝对注入水具有引效作用,会加剧剖面油水矛盾。另一方面,低渗透层无法得到有效改造,剩余油潜力挖掘困难。

综上所述,结合地质特点,提出利用人工暂堵的方式堵旧缝压新缝实现换层压裂的研究思路,从而提高剖面动用程度,提高单井产量。

1 人工暂堵换层压裂工艺原理

人工暂堵压裂是在压裂过程中实时加入暂堵剂,以暂堵老缝,通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化使起裂位置发生变化,从而造出新缝。其提高压裂效果的机理是使压裂产生的新裂缝沿与前次人工裂缝不同的位置起裂和延伸,在油气层中打开新的油气流通道的同时,更大限度沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层。

在旧缝张开后,基于流体遵循向阻力最小方向流动的原则,暂堵剂颗粒会随压裂液进入与原有裂缝或高渗透层连通的炮眼,部分进入地层中的裂缝或高渗透层,在炮眼处和高渗透带聚集并产生高强度的滤饼桥堵,使后续压裂液不能进入裂缝和高渗透带,这必然会在一定程度上升高井底压力,产生二次破裂进而改变裂缝起裂位置以产生新缝。

2 暂堵剂选择及性能

基于堵剂应具有较强的封堵性同时又对地层污染较小的考虑,选用了水溶性的暂堵剂。该堵剂是在地面高温高压条件下,经交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型堵剂,是化学反应与物理势能相互催化的复合体。其一次交联是在生产时完成物化反应,形成颗粒。在应用时,颗粒随液体进入炮眼和裂缝后,在压力差下获得势能后继续反应交联,形成高强度的滤饼。

暂堵剂密度为1.5 g/cm3,分大、中、小粒径不同产品。含水率小于0.5%,耐压15MPa,50℃溶解时间低于1小时。它既具备颗粒性的高强度,又具备了交联型堵剂的良好封堵率。具备了用量少,形成压差大(10~25MPa/m以上),压后完全溶解无污染的特点。

3 压裂参数优化

试验区采用125m注采井距、五点法面积井网形式布井。古地磁测试结果,该区克下组油藏最大水平主应力方向为156.6°~183.2°,与注、采井连线方向基本平行。因此,在该既定的井网条件下,水力裂缝优化即为优化水力裂缝的缝长及其导流能力,以适应目前的井网系统。应用数值模拟优化软件进行压裂规模优化设计,数值模拟单元体为五点法一个井组中的2口井,1口注水井,1口采油井(见图1)。

设计压裂规模控制裂缝的长度在50m以内。试验区储层孔渗性好,采取高砂比、高铺砂浓度,以更好的提高裂缝的导流能力,提高单井产能,同时达到延长油井有效期的目的。

在上述压裂规模下,应用模拟软件对导流能力进行了优化。随着导流能力的提高,稳定产量增大,但当导流能力提高到30um2·cm以后,稳定产量增加减缓,导流能力提高到35um2·cm以后,稳定产量基本持平。同时,由于随导流能力增加,对压裂砂及压裂工艺要求相对提高,施工难度及成本相应增加。综合考虑上述因素,设计试验区块压裂施工导流能力为30μm2·cm~35μm2·cm。

利用全三维水力裂缝模拟软件,对施工排量、前置液、平均砂液比和加砂程序进行了优化设计。优化的目标水力裂缝系统为支撑缝长控制在50m以内的短宽缝,并能够提供30μm2·cm~35μm2·cm的导流能力。推荐采用水基胍胶压裂液,0.45mm~0.90mm的新疆石英砂。前置液百分比为30%,排量控制在2.5 m3/min~3.0 m3/min,平均砂比在30%以上,阶梯式加砂。在主压裂开始前,泵入暂堵剂,按射孔厚度计算6~8kg/m。

4 人工暂堵换层压裂技术的应用

2007年度,试验区在5口井上开展了人工暂堵换层压裂工艺试验,从各井现场施工曲线上看,各井压裂过程中在加人暂堵剂后均出现了明显的升压,有新的破裂点产生。另外,为尽量降低注水水窜风险,压裂按照小规模、高砂比、造短缝、破堵思路,加入堵剂前后的加砂强度均控制在1m3/m。

根据压裂后产液剖面测试数据,实施人工暂堵换层压裂的5口井,剖面动用程度显著提高,由单层动用到两层甚至三层全部有效动用。压裂后1口井高含水,其它井主要以自喷状态生产,平均日产油8.9t,含水46.5%(见表1),同比试验区普通压裂井日产油3.2t,含水66%有显著改善。

5 结论

5.1 利用屏蔽暂堵压裂工艺可以实现换层压裂的目的,可在纵向剖面上动用新层,改善油藏产出剖面;

5.2 屏蔽暂堵压裂工艺的应用需根据具体井层的特点,在充分分析物性、井网特征和生产动态等基础上,优化施工程序和施工参数。

参考文献

[1]MJ埃克诺米德斯等著,张宝平等译.油藏增产措施[M](第三版).北京:石油工业出版社,2002.