油气压裂

2024-10-22

油气压裂（精选7篇）

油气压裂篇1

1 运用压裂技术常见的主要问题

早期的压裂技术主要通过将大量的粉砂加入到前置液当中以降低对裂缝产生的不良影响, 但是这种做法会对裂缝导流能力产生负面作用, 最终造成压裂效果特别差劲。随着经济发展速度的提升生产力度也随之提高, 压裂技术也有了显著的进展, 但压裂技术在实践运用过程中依然存在很多不足, 具体体现在如下几点:

(1) 管柱存在不匹配的情况。存在单层压裂管柱下错的情况, 造成封隔器在射孔井眼处下不去, 水力压裂液会顺着封隔器上面的孔进到套管当中产生套喷;如果多层压裂管柱存在不匹配的情况, 就容易发生牙列故障, 带来十分严重的损失, 会发生套喷、压不开、油管打洞、卡管柱、封隔器损坏等许多严重的情况。

(2) 压裂过程会产生砂堵的情况。主要体现为前置液特别少, 动态缝宽不充足;受设备发生损坏或仪器出现故障的影响, 使得加砂过程中出现停车更换或修理的事情, 延长了中途停泵的时间。故障具体情况十分多样, 包括井口设备出现损坏、有压裂车抽空、混砂车零部件产生故障等;压裂液在过滤过程中发生十分严重的流失现象, 砂比增长速度过于迅速。这些都是造成砂堵现象发生的主要原因。

(3) 压裂封隔器有问题产生。大致体现在如下几方面:水力锚爪回复机构发生故障;封隔器胶筒没有达到耐温耐压标准;封隔器座封不符合标准;封隔器在加砂孔位置发生脱落现象;

(4) 稠油对压裂技术过程产生影响。在压裂管柱坐封后, 地层稠油受等压裂时间过长上返的影响, 致使油管发生堵塞, 压裂封隔器坐封以后要想进行反洗井使不可能的, 这就使得工作人员在技术操作过程中容易判断错误, 增加了压裂技术操作过程的复杂程度;

(5) 压后放喷的时候有意外情况发生。包这些情况主要有:操作过程不能达到标准要求, 千型闸门球阀受损。放喷阶段, 没有以相关标准要求为指导对开关闸门进行操作。对开关千型闸门用力不恰当, 用力过大或者过小都会造成千型闸门球阀受损。

2 影响压裂技术效果的相关因素分析

2.1 对压裂技术产生影响的主要因素

油气田要想实现增产对压裂技术能否做到合理的应用将会产生重要的影响。随着实践生产的深入发展, 很多影响因素表现得格外突出。具体体现在两大点:第一为油井因素。全井日产油量与全井含水率是两大主要方面, 油井含水率和产油量两者呈现出反比例关系。所以积极采取合理的措施促进采收率提高十分必要与关键。压裂技术在油产量十分低的油井当中应用比较广泛。第二为小层因素, 主要涉及孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度、地层压力五大方面。其与优选指数具有正比例关系, 也就是说含油饱和度越高、孔隙度越大、渗透率越高、有效厚度越大、地层压力越大的小层优选指数越大, 如果相反, 就越小。通过对众多的油田油井压裂情况实验观察, 可以确定对油井压裂效果产生影响的因素主要有压裂层地层系数、全井射开有效厚度、压前产液量、压裂层数、压前含水率、总加砂量六大参数。

2.2 压裂效果影响因素分析原则

在对压裂措施效果影响因素进行分析的时候需要把握如下几个原则:

第一个为独立性原则。独立性对各因素影响效果的分析将产生十分重要的作用, 确保选择的因素能够在相对独立的条件下展开效果评价。简而言之, 对某影响参数的影响效果进行评价分析时, 别的因素全部作为相同的因素参与研究。

第二个为全面性原则。透过上面的关于影响因素的分析, 可以确定能够对一口井压裂效果产生影响的参数主要有地层系数、油井参数、技术水平等。不同的影响因素对压裂技术运用产生的影响具有差异性。例如对油井剩余可采采收率进行分析判断全井含水率是十分关键的参考依据, 随着含水率的提高压裂效果会下降。地层系数为压裂井提供流动保障与物质基础, 压裂效果会随地层系数的提高而变大。通过加砂量可以对压裂措施、压裂规模对地层的改造能力做到掌握, 加砂量越多压裂效果越好。

第三个原则为泛化性原则。选择的决策因素对研究经费多少及工作量大小深受泛化性影响, 泛化性对工作取得效率具有积极的作用。

3 压裂措施的科学运用

通过上面关于压裂技术运用过程中显现出的不足展开分析, 对压裂技术的实践操作步骤进行规范十分必要, 如此有利于压裂施工取得成功。在改进方法上可以从如下几方面着手:

(1) 对下井管柱进行十分精确的计算与丈量, 避免发生管住配错或者下挫的情况, 一旦有套喷现象发生, 应当对压裂操作立即停止, 对井场管柱记录进行核对, 对根本问题进行确定。

(2) 一旦发生砂堵情况应马上反循环洗井或放喷, 直到压力恢复正常以后, 再对前置液注入量提高, 待压力稳定以后再恢复压裂操作。

(3) 反洗井解卡, 压裂封隔器发生故障必须即刻停喷, 利用本区污水反洗井后对压裂管柱起出。

(4) 在压裂施工没有开始阶段, 用特热水循环洗井后坐封, 防止稠油上返后导致油管发生堵塞。

(5) 将双翼总闸门加装在井口, 防止押后放喷意外发生。通过压裂施工管汇在压裂操作过程中实施井口泄压, 在抢装井口总闸门失败的条件下加装双翼总闸门, 对防止押后放喷意外发生很有作用。当放喷管汇另一翼放喷分流期间, 冒喷抢装大闸门, 完成关井后, 连双翼闸门进流程放喷。

4 结语

对深层低渗透油藏开发来说, 压裂是其中最为有效的一种技术, 这一技术对于断层油藏、高含水期油藏等具有十分复杂油水关系的油田也十分有效。根据上述探讨, 通过对已选压裂措施油井分析, 通过新的思路与方法更加深入地了解了压裂措施效果以及各影响因素之间所具有的关系。总体思路为:以所选油井的相关基本资料为依据, 以其影响参数资料评判各因素相关的效果为参照, 构建关于油井压裂效果预测的样本集, 为油田实现创造条件。在对剩余油, 油藏剩余地质储量分布特点综合分析的前提下, 受压裂工艺技术不断进步的影响, 提升改造方式的优化性与合理性, 对于油田实现增产同样具有显著的效果。

参考文献

[1]王文霞, 李治平, 黄志文.页岩气藏压裂技术及我国适应性分析[J].天然气与石油, 2011, (01)

[3]刘贵宾, 孟庆平, 刘桂君, 王红霞.苏里格深层气田压裂技术应用研究[J].油气井测试, 2009, (01)

低渗透油气藏压裂应用情况简析篇2

中国东部某油田主力含油层位主要为中生界侏罗系上侏罗统九佛堂组, 油藏埋深850~1420m。该块为水下冲积扇扇中-前缘沉积, 物源方向为东南方向。九上段储层孔隙度为17%, 渗透率为33.9×10-3μm2, 泥质含量16.15%, 属于明显的低渗透油气藏, 受储层物性及裂缝发育影响, 造成该区开发效果较差, 单井产量低, 经济效益有限。

随着技术的发展, 压裂技术逐渐被应用到改造低渗透储层当中, 压裂技术也随着技术的发展逐渐被大量应用, 压裂加沙量由九十年代的加沙量十几方, 到现在的几百方, 液量由原来的几百方到现在的几千方, 逐渐从那种小型的压裂方式转变为大型的压裂方式, 压裂规模逐渐变成千方沙万方液, 从对油藏改造效果来看, 对于低渗透油气藏都能取得较好的效果。

2 开发简况

1997年该块某井试油获工业油流, 同年6月区块按300米井距、正方形井网、一套层系投入开发, 共部署并投产油井17口;为提高储量控制程度, 提高采油速度, 1999年对原井网进行加密, 井距由300m加密到210m, 2000年以反九点面积注水方式实现全面注水开发。2001年~2006年, 在对该块九佛堂组油层进行储层反演预测的基础上, 先后在断块西部、西南部、北部、东北部成功实施四次扩边部署, 共实施扩边井89口, 新增地质储量XXX万吨。

3 开发中存在的主要问题

3.1 裂缝发育, 平面及层间矛盾突出

区块九上段发育有两组裂缝方向, 即Ⅰ油层组发育北西-南东向和南西向两组裂缝;Ⅲ油层组发育北东向一组裂缝;压裂后的主要裂缝方向为北东向。受此影响注入水沿裂缝突进, 主向油井产液量变化不大, 但含水上升速度快, 水淹快;侧向油井见效程度低, 油井低压低产。统计4口井的微地震水驱前缘测试资料, 水驱波及长度在120~180米之间, 水驱波及宽度在80~95米之间, 水驱波及范围较小, 优势水驱方向明显, 测试结果与实际生产中注水见效情况基本符合, 反映了区块水驱方向性强的注水特点。

统计2009~2010年吸水剖面资料, 注水厚度为997.9米/397层, 吸水厚度为484.5米/163层, 水驱储量动用程度在41%左右。其中Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅰ3和Ⅲ组吸水厚度占射开厚度的比例分别为29.3%、38.2%、55.2%、33.7%, 纵向上各层位水驱储量动用程度最大相差20%, 层间矛盾突出。

3.2 目前开发方式效果差, 不能有效解决区块开发矛盾

自区块转入注水开发以来, 积极探索适合区块开发特点的注水方式, 细化注水参数, 分区域、分层位进行“二分”注水, 并在区块西南部进行线性注水试验, 均取得了一定的效果, 但仍无法有效解决区块的开发矛盾, 区块自然递减率居高不下, 在30%左右, 根据甲型水驱特征曲线预测区块的水驱采收率为17.7%, 达不到标定采收率, 开发效果较差。

4 压裂选井

4.1 一次压裂选井依据

针对该块储层低渗, 油井产能低、注水注不进的现状, 研究低渗透油藏整体改造方案, 整体提高区块储层渗流能力。通过研究认为, 纵向上压裂层位选择:以储量规模大, 油层相对发育、集中的I油组作为开发的主要目的层。[1]

实施的压裂选井选层的总体思路是:从正常生产的油井中, 本着先肥后瘦、先易后难的原则, 先期选取2-3口油层发育较为集中, 储层段不宜过长, 储层物性较好, 有一定厚度泥岩隔层的低产油井作为试验井。

通过井史综合资料、动态数据和油水井对应关系分析对比, 调查各井油层发育、泥岩厚度、储层渗透率及含油饱和度等地质参数的情况, 发现某1井、某2井、某3井三口低产井储层在980~1230米井段比较集中, 储层35~55米, 上隔层厚度15~25米, 符合选段压裂的施工要求, 依据三口井的地质动态情况, 最后确定为该区块的优先选段压裂试验井, 且作业后有注水能量补充。

4.2 一次压裂效果分析

根据研究的压裂选井依据, 先期试验的3口井均获得了良好的措施效果。其中某1井措施初期日产液17.0吨、日产油6.9吨、含水59.4%;某2井措施初期日产液12.0吨、日产油4.8吨、含水60%;某3井措施初期日产液14.2吨、日产油4.3吨、含水69.7%, 与措施前相比, 日产油均有大幅度增加。目前三口井日产油与措施前相比仍增加了12.8吨, 含水与措施前相比下降了27个百分点, 三口井措施增效明显, 措施有效率100%。

5 结语

针对各个低渗透油气藏开发困难的问题, 本文主要通过压裂这种油藏改造方式, 提高单井产量。这对低渗透油气藏开发提供了理论基础和技术指导。

参考文献

油气压裂篇3

健全制度, 筑起安全环保防御之盾

完整的管理体系是安全管理的基础。该大队根据自身特点, 形成了大队领导-职能办公室-基层队-班组-岗位五级责任体系, 明确各层级的职责, 完善管理体系。自编了《HSE管理员工作简易读本》、《安全管理责任流程图》等教材, 规范工作流程, 提高工作效率。严格执行“问责”制, 实行“谁主管、谁负责, 谁签字、谁负责, 谁执行、谁负责, 谁在岗、谁负责”的体系, 完善管理环节。创新建立“三个五分钟”管理制度行。即:“设备出队5分钟安全交底;施工准备会5分钟安全环保风险提示, 应急管理教育;施工总结会5分钟安全环保工作总结”的管理方法。大队同时转变传统的“生产—污染—治理”的运行模式, 转化为“使用环保材料—清洁生产工艺—达到最小污染或无污染”的绿色环保模式, 并制定出了包含3大类32条的《清洁生产管理规定》, 将清洁生产进一步规范化系统化。

科技创新, 实现安全环保效益双丰收

压裂是增储上产的“杀手锏”, 在川西会战中实施的近200多口开发井, 大多使用水平井分段压裂技术, 面对压裂次数和级数越来越多, 压裂规模和液量越来越大的挑战, 该大队通过不断更新技术, 实现了安全环保和经济效益双丰收。一是改进压裂液。通过和工程技术研究院合作, 对川西水平井压裂液多次取样、试验、现场应用等工作, 研发使用了“液氮+纤维”低伤害压裂工艺, 按单井使用压裂用液200方计算, 节约压裂原材料成本5-10万元, 储层伤害降低率约20%, 达到了更环保、更经济的压裂目的。二是重复使用压返液。在川西, 一次大规模压裂用液量在2500立方米以上。如何将压裂返排废液重复利用, 减低环保压力, 又变废为宝?大队和工程院通过多次试验, 最终形成了压裂返排废液循环重复利用技术和使用技巧, 使压裂返排废液再获新生, 实现一箭多雕。该技术亮点是低成本, 首创采用补充添加剂法, 回收重复利用压裂液, 既能大幅度降低同类添加剂的用量, 节约压裂液配制费用和污水处理费用, 同时不改变现有施工工艺。三是创新使用软体罐。该技术具有占地面积小, 重量轻, 造价低, 运输便捷等优点, 与传统钢制罐相比, 可降低75%运输费用, 减少44%占地面积及降低26%的购置成本。目前已有100多个软体储液罐在江沙10-2HF井、新页HF-1井等井场成功应用。

改进工艺, 打造施工现场“绿色”压裂

油气压裂篇4

1 酸化压裂技术的概述

酸化压裂技术是在足以压开地层形成裂缝或张开地层原有裂缝的压力下对地层挤酸的酸处理的一种工艺措施。在油气田开发过程中, 随着油气田开发的加快, 开发环境也越来越恶劣, 传统的油气田开发中, 人们主要是通过测井、录井以及钻井等方式来对储层的实际参数进行测定, 然而在实际测定过程中存在着很大的不确定性, 不利于油气田的开发。而酸化压裂技术的出现为油气田开发工程提供了技术保障, 在油气田开发中, 利用地面的高压泵组, 把压裂液在超过了储层吸收能力排量的情况下泵入井内, 然后在油井底部附近憋起高压超过岩石的抗张强度以及井壁周围的地应力的时候, 在储层中形成裂缝, 通过酸化和压裂途径, 达到油气开发的目的, 这种技术能有效地提高油气田开发的产量, 提高油气田开发的效率。

2 酸化压裂技术在油气田开发中的应用

2.1 前置液酸化压工艺

在油气田开发中, 随着油层开发的加深, 地下环境也越来越恶劣, 而要想更好地提高开发效率, 就必须对油气开发层进行全面的分析。前置液酸化压作为一种先进的工艺, 在油气开发中不仅可以提高油气开发效率, 同时也能有效地提高油气开发的安全性。在油气开发中, 通过向地层注入高粘度非反应性前置压裂液, 通过酸化、化压, 可以在地层形成裂缝。同时, 这种经过压裂酸化之后的裂缝就会在酸岩反应的作用下, 就会形成凹凸不平的岩石裂缝。在压裂酸化施工之后就会形成槽油、沟油的流通道, 从而提高了地层间的导流能力, 改善了油气井的渗流状态, 进一步提高了油气井的生产量。随着开发层的加深, 通过前置液酸化压工艺, 可以降低油气储层的压力, 使酸液流速比前置液快, 进而使得酸液失去指进酸压裂的作用, 进而方便油气开发, 为油气开发创造更好的开发条件[1]。

2.2 压裂液与酸液交替注入工艺

在压裂液与酸液交替注入工艺中, 其关键就是将酸液和高粘性的压裂液按照严格的顺序交替注入, 进而起到酸化压裂的作用。在油气开发中, 交替注入酸液以及前置液是由一定的顺序的, 如果不按照严格的顺序注入, 势必就会影响到油气开发进度和效率[2~3]。例如, 在油气开发中, 如果注入酸液, 后注入前置液, 很容易造成滤失速度比前置液和酸液速度要快, 一旦出现这种情况, 就会对油气开发造成困难, 严重的还会引发事故。为此, 在向储层注入的时候要严格艳照顺序注入, 先注入前置液, 再注入酸液, 进而确保酸液在前置液中形成连续多次的指进, 为油气开发创造有利的条件。

2.3 闭合酸化压裂工艺

闭合酸化压裂工艺作为一种性能最好的提高和改善井眼的一种工艺, 将其应用于油气田开发中能有效地提高油气开发效率和质量, 为我国现代社会开发出更多的油气资源。在油气资源开发中, 随着开发深度的递进, 油气出井难度也越来越高, 而闭合酸化压裂工艺的出现, 有效的解决了这一难度。在油气开发中, 在较低的储存油层的破裂的压力的条件下, 向紧密的裂缝中注入一定的酸液, 为了避免酸液将井底和井上的空气层分离开, 注入的酸液一定要控制量, 在井眼周围形成一圈开放的裂缝即可, 通过这个裂缝, 可以降低油气开发的难度, 使得井下的压力减小, 进而为油气开发提供保障[4~5]。

3 酸化压裂技术的发展方向

尽管我国酸化压裂技术取得了一定的成就, 有效地提高了油气田开发的产量, 但是与国外一些发达国家相比, 我国酸化压裂技术还有这一定的差距。为此, 我国酸化压裂技术还需经过不断的完善。不仅要改进支撑剂与压裂液, 同时还要完善复杂油气层酸化压裂技术, 发展丛式井钻井技术, 进而更好地为我国油气田开发工程提供服务。

4 结语

油气资源消耗的加剧使得我国社会面临着严峻的油气资源紧缺局面, 加大油气田的开发已迫在眉睫。酸化压裂技术作为一种提高油气田增产的重要措施, 尽管我国酸化压裂技术取得了较为显著的成就, 但是伴随着我国油气开发的加大, 我国要想更好地提高油气开发效率, 就必须加强酸化压裂技术的研究, 不断完善酸化压裂工艺, 进而为我国经济社会稳定发展提供保障。

摘要：酸化压裂技术作为一种油气田增产的重要措施, 在油气田开发过程中应用酸化压裂技术可以有效地提高油气田开发效率, 为油气田开发企业带来更好的经济效益。本文就酸化压裂技术在油气田开发中的应用进行了相关的分析。

关键词：酸化压裂技术,油气田开发,应用

参考文献

[1]李雁峰, 李英豪, 许黎明.酸化压裂技术在油气田开发中的应用探讨[J].化工管理, 2014, 11 (14) :143~145.

[2]韦文, 尚养兵, 石磊, 师志虎, 李彦秋.试析酸化压裂技术在油气田开发中的应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 16 (13) :179~182.

[3]李沙白, 解宇, 郭丹.油气田开发中酸化压裂技术的应用分析[J].石化技术, 2015, 10 (05) :120~122.

[4]韩演涛, 张永国, 岳翰林.酸化压裂技术在油气田开发中的现状及应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 11 (10) :175~179.

油气压裂篇5

1 酸化压裂技术在油气田开发中应用的作用

之所以要研究这么多的油气田开发技术, 其根本目的都是为了提升油气田开发效率, 实现稳产高产。因此, 酸化压裂技术也不例外。酸化压裂技术在油气田开发中的直接作用是通过改善井筒周围的渗流特性以降低其附近汽油流动阻力, 从而减少钻井对地层的伤害, 使油气田产量得到恢复或提升。酸化压裂技术在应用过程中必须要尽可能地减少对油气田及周边环境所造成的危害, 也即是在无负面影响的情况下实现油藏增产。

2 酸化压裂技术在油气田开发中应用的流程

酸化压裂技术在应用前首先需要对油气层的具体情况进行仔细勘查和检测, 并做出科学的评价, 以明确掌握层井分布情况和具体构造等, 找出油气田低产的主要影响因素。在此基础上, 方能找到利用酸化压裂技术实现油气田开发稳产高产的突破口。换句话说就是通过准确的前期评估为酸化压裂技术在油气田开发中的应用提供科学的依据。其次在实际作业中, 酸化压裂技术的相关施工参数和优化设计方案都需要通过结合各种实际因素如井筒、井口、周边环境、材料以及设备等因素来进行具体确定, 充分考虑到油气田改造的限制性和适用性, 以保障技术的良好应用。再者还应在实际应用中加强质量监控和环境保护管理, 对酸化改造后的最终效果进行科学评估。

3 酸化压裂技术在油气田开发中的实践应用

(1) 压前诊断分析环境因素是导致油气田开发低产的主要原因之一。由于自然环境条件的不同, 油气田开发的产能也各不相同, 若想提高产能, 实现增产, 就必须采用酸化压裂技术等油藏增产技术。然而, 如果仅依靠酸化压裂技术是没办法从根本上解决问题的, 只有通过深入分析油气井层, 结合井层实际情况, 并在经济性原则的指导下制定具有针对性的改造计划, 才能够达到目的。酸化压裂技术在油气田开发中的应用虽然具有很大的优势, 但同时也存在一些缺陷, 因为利用该技术容易对油气储层产生一定的伤害, 而当这个伤害超过了其所带来的有利效用时, 结果会是得不偿失的, 不但无法实现油藏增产, 反而还会造成减产。因此, 在压裂前对油气储层的敏感特性进行明确诊断和分析是非常有必要的, 这样才能够事先了解油气层的情况, 以便在实际开发中做好保护工作。酸化压裂技术在实际应用中通常会受地层的孔隙、渗透、压力、温度、有效厚度等多种因素的影响, 而压前诊断分析的主要对象就是这些参数。也即是说, 在酸化压裂技术应用之前, 需先通过压前诊断分析来掌握油气田的地质勘探资料, 以为实际施工提供科学的依据。

(2) 材料选择酸化压裂技术在油气田开发中的应用需要一些重要的酸化材料, 而这些材料的质量往往影响着最终压裂效果, 所以必须要慎重选择酸化材料。具体来说, 在选择酸化材料之时, 应当要根据油气田的具体环境、条件、相关参数及设备等因素而选择与之相适应的材料, 例如压裂液的选择必须要充分考虑到粘度和悬砂性能, 以满足其压开地层、延伸裂缝以及输送支撑剂的作业需要。若采用质量不过关或参数不匹配的压裂液, 则可能会对地层造成较大的损害。另外再如支撑剂的选择需要充分考虑到裂缝导流能力、酸液的选择要充分考虑到溶蚀能力和滤失特性等等。

(3) 施工参数优化施工参数影响着酸化压裂技术的施工成果, 所以必须要对施工参数进行不断优化。经济、高效的酸化改造计划必须要通过结合各项参数进行不断完善来实现, 例如地层破裂压力、延伸压力、滤失系数等, 都对其有重要影响。通过实时跟踪分析施工参数, 可以及时、准确地获得井层资料, 以便不断修正。相关施工参数的获取一者可以通过测试压裂来获取, 二者可以通过多级降排量测试来获取, 另外还可通过泵注压浆探测来获得。

4 结语

综上所述, 随着当前社会对于油气需求量的不断增加, 为了尽可能地发掘油气资源, 提高油气产量, 必须要不断完善和改进酸化压裂技术。通过改进酸化压裂技术, 不但能够提高油气田的开发效率, 同时还能够减少油气田开发对环境的损害。本文通过对酸化压裂技术在油气田开发中的应用进行分析, 提出了几条相关注意事项, 未来仍需在实践当中不断验证。

参考文献

[1]武文涛.浅析油气田开发中酸化压裂技术的应用[J].化工管理, 2016, 11:207.

[2]刘育晋.酸化压裂技术在油气田开发中的应用[J].化工管理, 2016, 08:149.

油气压裂篇6

关键词：水力压裂,油气田,勘探开发,作用

油气田给社会的发展提供了必须的能源, 尤其在当今发展迅速的社会, 人们的生产生活对油气田的依赖程度非常大。因此, 加强油气田勘探开发, 尤其水利压裂在油气田勘探开发中作用的探讨具有重要的现实意义。

一、水力压裂技术原理及重要性

水力压裂技术在油气田勘探开发中具有广阔的应用空间, 我国根据油气田藏实际环境, 将水力压裂技术应用在相关油气藏勘探开发过程中, 一定程度上提高了油气藏开发质量与水平。

1水力压裂技术原理

水利压裂技术原理为:使用高压泵将粘度较高的压裂液挤注在油层中, 使其在井底油层上产生较大压力, 使油层因被压而产生裂缝。最后高粘度压裂液会自动排除井筒外, 通过在油层中留下若干裂缝, 提高油气井产量。水力压裂技术由酸化压裂、加砂压裂之分, 其核心内容是严格依据设计标准进行造缝, 很显然在实际应用过程中涉及诸多技术, 包括压裂后评价、现场实时监测以压裂工艺设计等内容。水力压裂技术虽诞生于美国, 但随着我国科技水平的不断提高, 以及多年的实践, 我国已经掌握了能够应用于渗透率不同、温度不同储层的压裂材料, 并掌握了水力压裂技术应用的相关工艺, 为油气藏勘探开发提供了有利的技术支撑。

2水力压裂技术重要性分析

油气田勘探开发重要性不言而喻, 主要表现在以下几个方面:首先, 使勘探风险大大降低。油气田勘探过程中存在较多不确定因素, 导致勘探开发的难度加大。例如, 无法准确把握成藏、储层、圈闭等相关参数, 导致勘探开发工作面临较多风险。而采用水力压裂技术在降低勘探开发难度的同时, 可大大提高开发效率。其次, 促进低效储层开发。我国拥有丰富的低渗透油田, 将水力压裂技术应用到低渗透油藏开发中, 可使开发效率得以显著提高。最后, 有助于掌握储层情况。目前来看, 勘探油田时尽管采用的技术比较先进, 但部署探井的成功率仍比较低, 究其原因在于尽管对储层的构造情况比较熟悉, 但对储层的含油气性、物性等参数把握不准。而水力压裂过程中利用的压后评价技术、动态监测等, 能准确的获得地应力场、地层压力等参数信息, 为评价油藏质量提供有效的参考。

二、水力压裂在油气田勘探开发中的作用

通过分析当前油气田开发技术不难发现, 水力压裂不仅是发展较快的技术, 而且是油气田开发应用较为广泛的技术。通过研究发现, 根据压裂技术在不同油田开发中的应用, 可将其作用归纳如下:

1提高低渗透油气藏开发效率

我国低渗透油气藏资源丰富, 但受油藏渗透率、孔隙度以及岩石致密性影响, 导致低渗透油气藏开发难度大大增加。在低渗透油田勘探开发过程中使用水力压裂技术, 不仅能大大提高低渗透油田勘探开发效果, 而且提高开发产量, 为低渗透油气田的开发提供了便利。即, 水利压裂技术不仅是一种提高油气田产量的方法, 更是低渗透油气田开发过程中应用的关键技术, 因此被广泛应用在我国很多低渗透油气田开发中。

2稳定常规油气田产量

我国早期的一些油气田属于常规油气田, 尽管在开发过程中进行了压裂操作, 但随着油气田开发工作的深入油气田产量有所降低。因此, 怎样保证常规油气田产量是一个值得深思的重要问题。

为稳定常规油气田产量, 通常将重复压裂技术应用到油气田开发中。重复压力技术包括两种操作:其一, 在原裂缝的基础上加以延伸并不转向, 通过扩大压裂规模实现泄油气面积的增大;其二, 转向压裂。通过转向压裂将新的流体流动通道打开, 进一步增加未动用油气层等面积, 在显著提高油气产量的同时, 使油气藏开发效果得以优化。

3可充分挖掘高含水油藏潜力

对于高含水油藏, 油水关系比较复杂, 因此, 对剩余油进行综合研究, 在充分把握剩余油藏层间分布规律的前提下, 对压裂工艺进行适当优化, 可充分挖掘油田潜力。

高含水油藏开发时使用压裂技术应注重:首先, 对油井进行充分研究, 确保选井选层的科学、合理性;其次, 为充分发挥压裂作用, 实现油藏整体开发水平的提高应注重选择采油方式、压裂改造实施以及高压注水的合理性等内容。

4增加特殊油藏开发产量

近年来, 我国发现一些碳酸盐岩油气藏, 因无自然产能的油井占有较大比重, 因此, 需使用压裂技术实现投产的目的。研究表明, 将酸化压裂技术应用到碳酸盐岩油气藏开发中取得了较好的经济效果。因此, 在实际油气藏勘探开发过程中应注重压裂技术在特殊油藏开发中的应用。同时, 在实际应用时需要注意的内容包括:对于缝洞型碳酸盐岩油藏, 应准确把握缝洞体的分布规律;掌握油藏裂缝起裂与延伸特点;严格依据相关标准, 保证相关工艺及控制方法的实施效果等。

结语

水力压裂技术是油气田勘探开发应用的关键技术之一。油气田勘探开发过程中根据油气井实际情况, 对压裂技术进行适当的优化与改进, 不仅提高了采油效率, 而且确保了油气田开发产量。为进一步提高压裂技术在油气田勘探开发中的应用, 我国应加强压裂技术方面的理论研究, 克服压裂技术应用难点, 为我国油气田勘探开发奠定坚实的基础。

参考文献

[1]康红普, 冯彦军.定向水力压裂工作面煤体应力监测及其演化规律[J].煤炭学报, 2012 (12) .

[2]王瀚.水力压裂垂直裂缝形态及缝高控制数值模拟研究[D].中国科学技术大学, 2013.

[3]富向.井下点式水力压裂增透技术研究[J].煤炭学报, 2011 (08) .

油气压裂篇7

大规模压裂加砂量60m3以上, 注入液体500m3以上, 泵注时间两小时以上, 是常规压裂的2~3倍, 要求压裂液有更好热稳定性和携砂能力, 抗滤失能力。由于注入压裂液量大, 为防止对地层二次伤害, 与地层的配伍性更好, 表界面张力更低, 有助于返排。采用变粘、分段破胶工艺, 以缩短压裂液在地层中滞留时间, 若辅助气体增能排液工艺, 更会提高施工效果。

1 压裂液温度剖面研究

压裂过程中地层温度随着压裂液注入逐步降低, 裂缝地层温度随着注入时间和体积变化, 根据低渗透油藏储层压裂过程中温度场变化规律, 绘制出不同的地层温度剖面, 处于裂缝前沿的压裂液温度始终最高, 后续注入的液体对地层裂缝面有较大的降温作用。

2 变粘度压裂液体系技术

大规模压裂液体注入时间长, 由于压裂液的降温作用, 不同阶段压裂液所接触的裂缝壁温度相差较大, 同时各段压裂液的作用不同, 配方采用高、中、低温三种液体体系, 前置液为高温体系 (80~120℃) , 注重压裂液的耐温抗剪切性, 用于压开地层充分造缝和降低地层温度;携砂液注重其携砂性能, 高温压裂液的热稳定, 除选择合适的稠化剂和交联剂外, 还使用添加热稳定剂的方法。热稳定剂包括缓冲剂和凝胶稳定剂。携砂液分为两段, 前期采用中温体系 (60~80℃) , 后期采用低温体系 (≤60℃) , 液体工艺上采取延迟交联、梯度变粘技术和分段破胶技术以保证施工中压裂液的整体性能。主要性能指标见表1。

3 低滤失压裂液体系技术

实验表明在压裂液中加入降滤失剂可使滤失系数降低20~30%左右, 一方面可提高液体工作效率, 造长而宽的裂缝, 提高加砂可靠性, 另一方面减少滤液侵入对地层的伤害。

影响滤失性能的主要因素: (1) 基液类型; (2) 降滤失剂、稠化剂类型和浓度; (3) 地层渗透率和温度。滤失性能以初滤失量和滤失系数表征, 不同的降滤失剂控制初滤失量和滤失系数的能力不同。常用降滤失剂有柴油、油溶性树脂和硅粉。在徐家围子压裂液方案中选用了柴油作为降滤失添加剂, 并辅以WLD烃分散剂以保证在施工及配制过程中柴油能够均匀分散在压裂液体系中, 效果明显。

4 低摩阻压裂液体系技术

深层压裂难点是压裂液在井筒流动距离长、摩阻高, 导致地面泵压高。为解决这一难题, 研制开发了无机硼高温延迟交联剂, 该交联剂通过在水基压裂液中, 缓慢释放出所含的无机硼, 将植物胶交联起来, 最后达到较高的粘度。并可通过调节pH添加剂的浓度, 控制交联速度, 延迟交联时间大于1 0 m i n, 降低摩阻。

为了适应不同温度下的深层压裂要求, 经室内研究和评价, 形成了130~180℃系列压裂液体系, 见表2。经现场应用证明, 具有良好的降阻效果, 见表3。

5 分段破胶压裂液体系技术

处于裂缝前沿的压裂液温度始终最高, 对压裂液的耐温性能要求最高, 后续液体所需粘度要低, 加砂状态下, 通过调整交联比及破胶剂浓度使压裂液的耐温性、携砂性及破胶性相匹配。1) 、通过调整基液和交联剂的比例, 调整压裂液的粘度和耐温性及携砂性。2) 、采取程序调整注入破胶剂量, 破胶剂用量的多少直接影响压裂液的破胶速度及支撑剂沉降的剖面。因此, 沿着温度剖面及注入砂比的变化, 以及返排液体的需要, 通过破胶剂加入程序变化而实现。

6 增效助排配套技术

地层压力系数相对较低的油井压裂, 快速返排, 减少压裂液滞留时间, 避免油层二次伤害, 一直是人们关注的问题。国内外应用了泡沫压裂液技术, 取得较好的效果。由于泡沫压裂液的密度低, 摩阻较高, 地面泵压也随之升高, 增加了深层大规模压裂的难度。为实现快速返排, 结合现场实际, 研究应用了高效助排液和多功能处理液。其原理是, 高效助排液可产生氮气, 多功能处理液一方面可以起到疏通地层孔隙作用, 另一方面对支撑带具有良好的净化作用。应用增效助排配套技术技术, 返排率明显提高。见表4。

7 氮气伴助技术

地层压力低、排液困难的井层, 可以在前置液中伴助氮气, 通过在前置液中加入适量的起泡剂, 氮气和前置液可均匀地混合成具有一定泡沫质量的泡沫压裂液, 泡沫压裂液不但具有较低的滤失性, 更主要的是氮气的体积膨胀使其具有增能助排的功效, 利用氮气体积的膨胀, 可以把注入到地层中的压裂液携带出地面, 提高返排率, 在苏10区块的氮气助排应用过程中, 使压后放喷的自然返排率在80%以上, 不但减少了下泵排液的作业环节, 也减少了压裂液对地层的伤害, 见表5。

8 强制闭合快速返排技术

采取强制放喷工艺技术, 在保证储层不吐砂情况下, 充分利用压裂液在裂缝内形成的“高压区”能量, 在关井0.5h左右, 低排量放喷使压力下降裂缝闭合, 尽快排出储层内液体, 减少压裂液在储层滞留时间, 同时采用气体增能辅助排液工艺, 更会提高返排率, 2006年在苏10块施工70多井次, 均采取强制闭合快速返排技术, 取得较好的效果。

9 支撑剂段塞技术

一是加砂前支撑剂段塞技术, 主要消除裂缝在近井筒的扭曲;在前置液中加入粉砂, 不但起到降滤失作用, 而且也起到对近井筒扭曲的打磨作用, 二是加砂后段塞技术, 主要是出现砂堵征兆时采用, 这时停止加砂, 进行顶替, 利用前期支撑剂段塞堵塞作用, 继续注入前置液, 蹩起高压, 迫使裂缝变宽, 或延伸出新裂缝, 后继续注入携砂液, 从而提高导流能力。在阜新煤层气井的压裂改造过程中, 均采用支撑剂段塞二次加砂技术, 从而达到改造规模。

1 0 支撑剂多粒径组合技术

深井压裂支撑剂的选择, 要满足强度高、破碎率低, 能形成一条高导流能力的裂缝。支撑剂强度低, 部分破碎颗粒运移, 以及支撑剂粒径选择不当会影响裂缝导流能力。为提高加砂规模, 增大支撑缝长和支撑带导流能力, 先加入粒径为0.40mm~0.70mm支撑剂, 再加入0.45mm~0.90mm的支撑剂。由于支撑剂在裂缝中的运移并不是段塞式的, 前段加入的小粒径支撑剂将有一部分不能被携带到裂缝远处, 而与后段加入的大粒径的相混合, 而影响导流能力, 为此室内对混入部分小粒径的支撑剂组合进行了导流能力和渗透率的测试。测试结果见图4。从测试结果看在0.45~0.9mm粒径组合的支撑剂中混入10%的0.4~0.7mm粒径组合的支撑剂, 对导流能力影响不大, 随着混入量的增多, 影响增大, 但是大于0.4~0.7mm粒径组合的支撑剂的导流能力。当在0.45~0.9mm粒径组合的支撑剂中混入20%的0.4~0.7mm粒径组合的支撑剂, 在50MPa的闭合压力下导流能力下降18.4%。因此在深井压裂施工中, 要优选支撑剂粒径组合, 达到保证压裂施工成功的同时, 又保证了裂缝的高导流能力。

1:0.45~0.90mm中密度支撑剂导流能力曲线

2:0.40~0.70mm中密度支撑剂导流能力曲线

3:0.45~0.90mm混合10%的0.4~0.7mm中密度支撑剂导流能力曲线

4:0.45~0.90mm混合20%的0.4~0.7mm中密度支撑剂导流能力曲线

结论

1) 、延迟交联压裂液, 延迟交联时间1 0 m i n以上, 能满足130℃~180℃深井低渗透油藏压裂工艺要求。

2) 、助排技术应用提高了液体返排率, 减少了压裂液对油藏的伤害。

3) 、变粘度高中低温压裂液综合应用, 既保证压裂液携砂性能, 又保证破胶彻底, 提高返排率。

4) 、分段破胶强制闭合快速返排压裂工艺技术的应用, 保证了同一基液性能的压裂液在存在温度梯度剖面的条件下破胶彻底, 强制裂缝闭合, 抑制支撑剂回流, 利用泵注过程产生的地层能量, 提高返排率。

5) 、支撑剂段塞技术的应用, 增加了加砂规模, 保证人工裂缝得到饱充填, 提高裂缝导流能力。

6) 、支撑剂多粒径组合技术, 增大加砂规模, 既保证压裂施工的成功, 又保证支撑裂缝的导流能力。

参考文献