压裂对策

压裂对策（精选十篇）

压裂对策 篇1

1 常见砂堵问题及原因

如何有效避免砂堵问题是压裂设计和施工作业中极为复杂的难题。要想剖析砂堵的原因机理, 需要综合考虑地层地质、施工设计、装备设施、工艺流程、入井材料、队伍素质等多种因子。其中常见问题及原因如下:

(1) 裂缝问题。天然裂缝和孔洞网络是压裂液滤失的常见病。通常情况下, 无需立即采取降滤失措施;但是, 天然裂缝渗透性强, 尤其是在受压后, 裂缝迅速张开, 加剧滤失现象, 形成不可控的局面;同时由于高砂比混砂液无法进入裂缝, 容易导致加砂初期砂堵。多条水力裂缝是压裂施工中的另一重大难题。这种现象往往引发压裂液的严重漏失, 主裂缝造缝的流量迅速降低, 造成主裂缝动态缝宽变小, 增加砂堵的风险。水力压裂形成的裂缝与最小主应力方向相垂直, 由于井斜或射孔方位的影响, 水力裂缝可能是非平面的或“S”型缝, 裂缝弯曲造成近井筒摩阻增加, 导致支撑剂桥塞或脱砂, 使得每条裂缝缝宽都非常窄, 裂缝变短, 缝内净压力上升, 提高了压裂施工压力, 形成脱砂。

(2) 压裂液问题。压裂施工难度大, 由于水平井段较长, 采用预置管住分段压裂的段数增加, 投球基数增大, 压裂施工的难度和风险也相应增加。在此背景下, 加上压裂液的抗剪切性能差, 压裂液摩阻也随之增高, 是泵压升高, 排量降低, 压裂液在裂缝内流动时受温度和剪切作用的有效粘度下降快, 悬砂性能差, 导致大量的支撑剂在缝口附近很快沉降堆积, 裂缝过流面窄, 限制裂缝的形成和延伸, 容易引起砂堵, 甚至会破坏设备。

(3) 压裂规模问题。砂堵容易受压裂规模影响, 依据储层物性和裂缝发育状况而定。对于天然裂缝发育的储层, 由于储层渗流能力强, 采用不压裂或小规模解堵性压裂, 而在现实施工过程中压裂段间距选择在80~120m, 因此压裂规模过大也是砂堵问题的一个诱因。

(4) 其他常见问题。除了裂缝问题和压裂液问题, 砂堵问题的引起原因还包括加砂不平稳、回流未关到位、砂子中杂物堵、射孔或地层、井下工具损坏导致分流等其他多种情况, 不稳定诱发因素极多。

2 斜井压裂特点及砂堵分析

对于斜井而言, 井筒通常与地层最大主应力方向不一致, 水力压裂形成的人造裂缝垂直于地层的最小主应力方向, 裂缝从井筒起始处的情况变得较为复杂。在这种情况下, 裂缝不可能是一个简单的单一平面裂缝, 可能导致靠近井筒的裂缝起始处为多裂缝, 或使得裂缝扭转并改变方向, 最后在远处与最小水平应力方向相垂直。

由于方位位置的影响, 井筒附近的裂缝通常不会随着井筒的裂缝延伸的方向而进行延伸, 会发生改变, 在大斜度井压裂中普遍存在着裂缝弯曲现象, 由于井斜方位与远处裂缝延伸方向不一致, 随着裂缝缝高的增长, 在起裂点的上下都将出现裂缝的拐弯。

井筒方向与裂缝方位不符, 压裂初始裂缝从多个射孔处起裂, 形成多裂缝;加上射孔相位及地层存在的天然微裂缝, 斜井压裂在近井筒处形成多裂缝是普遍存在的情况。只有井筒方向与裂缝面一致时, 各起裂点会在压裂过程中沟通合并形成单一的裂缝。

3 问题解决对策

(1) 优化施工设计, 超前谋划布局。在射孔井段尽量避免同时射开砂、泥岩互层段, 以避免造成多裂缝的形成。压裂施工的压力稳定区域是需要引起高度关注的, 要有合理的布局安排, 提前采取提高排量防止进入“临界压力”区域。在多裂缝频发的地段, 可以考虑在前置液中改进工艺技术, 通过技术创新, 提高压裂液粘度, 来进一步以缩短施工时间, 从而提高施工效率、尽可能避免多裂缝事故发生。

(2) 完善细节控制, 精益施工组织。结合地层实际情况, 实行“一井一策”的压裂精细管理模式。制作一井一策分析模板, 加强现场作业人员的知识技能, 让普通员工了解“一井一策”运行的各个环节, 着实掌握砂堵问题中应具备的研判技巧和能力。

(3) 加强技术攻关、创新技术引领。对地层漏失严重、井下复杂情况多、钻井周期长等突出问题, 成立多专业联合攻关小组, 统计分析资料, 经行现场堵漏试验, 提升对地层漏失机理的认识, 研发“可控膨胀堵漏剂”, 不断完善堵漏工艺技术, 定点堵漏效果持续完善堵漏工艺流程。

(4) 严格质量管控, 健全管理机制。要加大质量管控体系的构建, 通过完善质量体系制度上进行严格把控, 对于质量监督人员实行多角度、多专业、多方位的培训与考核, 切实保证压裂施工的每一个环节不留死角。

(5) 落实岗位责任, 加强现场监督。强化各级责任落实, 加强过程管控力度, 严格安全问责, 固化基本功训练, 提高施工操作人员的作业能力和水平。

4 研究结论

更安全的压裂 篇2

利用流体压迫地下岩石层并释放出天然气的水压裂过程可以安全地进行吗？当我的朋友读到把页岩气生产和水污染事故联系在一起的故事时，经常会问我这个问题。尽管经常有人指责压裂会污染地下水，然而研究表明，污染实际上可能来自于有缺陷的钻井建设和设计以及不合理的废水排放等更基本的问题。

无论污染的原因是什么，人们都不应该被迫用他们孩子的健康或生活质量来交换便宜的能源。一些关于天然气钻探对环境和公共健康影响的严重问题需要被认真对待。

不管论证页岩气开发不会污染水和大气，也不会破坏气候是业界还是监管者的责任，他们在这个问题上需要有清醒的头脑。天然气开发和任何工业活动一样存在风险。有很多种方法可以降低风险，但是仅凭业界少数人的一点好的意愿难以战胜数千家天然气生产商和支持他们的服务公司。没有任何东西可以替代有力的规章和警觉的执法。

压裂后卡管柱原因分析及对策研究 篇3

××油田隶属于吉林油田长春采油厂, 平均井深2900m, 投产方式为射孔后压裂投产, 由于地层水敏严重, 产量递减快, 年递减率达到20%以上, 年平均老井补压在30口井左右。自2010年3月份大规模开发以来至今, 在老井补压中共出现压后卡管柱8口井, 其中强拔解卡4口井, 大修处理4口井 (80万/口) , 直接造成经济损失300多万。由于受此问题的影响严重制约着油田的开发动用。

2. 压后卡管柱单井实例:伊××井

2.1 基础数据

斜井, 最大井斜15.77, 对应井段1200米, 钻井完井日期2009年11月6日, 人工井底2668.93米, 联入4.8米;油层套管P110*139.7/121.36mm。

该井于2010年2月8日投产, 投产层位为93-95号层, 射孔井段为2623米—2616.4米, 射开6.6米, 压裂前该井平均日产液5.8吨, 沉没度153米。

本次压裂为补孔压裂, 目的层段为68-72号层, 射孔井段为2388.8米—2368米, 射开13.4m, 设计加砂量50方。

2.2 管柱结构

井下管柱 (由上至下) :φ88.9mm*6.5mm N80平式油管——高压封隔器PSK344-107G (2350.16m) 上接高压水力锚——高压封隔器PSK344-107G (2390.1m) 上接无滑套喷砂器——2根φ88.9mm*6.5mm平式N80油管+高压丝堵 (2389.67m) ;

2.3 大修解卡处理过程

2011年2月11日:试提负荷达到75吨, 未能解卡;上下窜油管, 负荷在56---65吨之间波动, 总共窜10次以上, 加深的油管接箍下深最大达到7米, 当负荷达到35吨时, 开始起压裂管柱。起第3根时负荷降为24吨, 一共起出10根压裂管, 负荷不增, 起出油管超过油层段60米, 解卡成功。

起出封隔器后发现:水力锚收缩完好, 一封胶筒靠近上台阶的部分损坏, 二封胶筒全部脱落, 2根尾管内全是压裂砂。

3. 压后卡管柱原因分析

3.1 压裂后卡管柱井共有以下4个共性特点:

(1) 全部是老井补压, 莫里青油田有老井补压和新井压裂, 对于新井压裂从未发生过压后卡管柱的现象, 已经发生的8口压后卡管柱井全部是老井进行二次压裂时发生的。

(2) 压裂放喷结束后打开井口上提压裂管柱时, 强拔至50吨管柱没有任何伸长, 井口蘑菇头纹丝不动。 (正常起压裂管柱时吨位一般为30吨左右)

(3) 反循环洗井时, 没有憋泵现象, 均能正常洗通, 井内有一定的循环通道。

(4) 发生压后卡管柱的井管柱结构全部是双封单压井, 对于单峰单压井和双封双压井, 从未发生过压后卡管柱现象。

3.2 压裂施工因素分析

8口压裂后卡井的老井, 压裂施工过程中基本平稳, 均未出现砂堵现象, 后置液用量采用等量顶替, 可能造成二封以上有少量沉砂, 但卡井的8口井在洗井过程中均可洗通, 说明喷砂器以上通道是畅通的, 压后卡井与压裂施工质量关系不大。

3.3 压裂管柱结构与卡井的关系

伊通地区压裂延用近两年成熟做法:采用双锚定式水力锚 (544-114B) , 封隔器采PSK344-107G扩张式封隔器 (耐压70MPa, 耐温120℃) , 油管采用3寸平式油管, 同时为了避免井眼轨迹不直造成压裂工具串卡井, 封间距全部保持在20米以上, 为了避免因压裂过程中沉砂, 尾管采用20米。分析认为压后卡井与管柱结构无关。

3.4 二封距离油层底界过远是否可以导致卡井

从8口正常起出的双封单压井来看二封距离油层底界的距离有长有短, 在0.45-2.86m之间。8口卡管柱井二封距离油层底界的距离在0.68-2.73m之间, 可以排除二封距离油层底界过远引起砂卡的可能。

3.5 新老井对比

2010年至今新井已完成压裂施工60口井/81层, 其中单封缩径管压裂施工39口井, 双封双压21口井/42层, 均未出现压后卡井现象。而老井施工38口井/49层, 单封缩径管压裂8口井均未出现卡井, 双封压裂30口/38层, 卡井8口, 卡井比例高达26%。分析认为卡井与新老井有直接关系, 老井一方面受井内流体影响可以导致封隔器胶筒性能的变化, 但最重要的一点是补孔压裂的层压后与已投产层存在压力差, 目前伊通地区压裂停泵压力多数在20MPa左右, 而已生产层地层压力小的仅6MPa左右, 层间压差大势必造成压后高压层向低压层倒灌, 造成在二封上部形成砂桥卡井。

3.6 压后卡管柱综合原因分析及对策

要彻底的弄清楚压后卡管柱的具体原因, 必须首先弄清楚以下几个问题。

(1) 只考虑压裂砂, 不考虑其他因素, 压后出砂砂埋封隔器会不会导致卡管柱?砂埋封隔器肯定能卡管柱, 这毫无疑问。在单一压裂砂砂埋封隔器的前提下肯定会卡管柱, 但是管柱仍然有一定的活动能力, 不会被卡死。

从大修和强拔解卡后起出的压裂管看, 二封下两根尾管内均发现大量压裂砂, 可以肯定, 压后出砂造成二封上部形成砂桥是压后卡管柱的主要原因之一。

(2) 补孔压裂的层压后与已投产层存在压力差, 层间压差大势必造成压后高压层向低压层倒灌, 一是造成在二封上部形成砂桥卡井, 二是引起封隔器胶筒变形不易收缩卡井。

4. 结语

4.1 砂卡时砂子来源分析和预防措施

4.2 防止水力锚、封隔器下入位置不准引起卡管柱

海上小型压裂橇的研制 篇4

关键词：压裂橇；小型；海上；研制

中图分类号： TE952 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）11-161-2

0 引言

随着我国海洋油气田开发力度的加大，海洋压裂施工次数越来越多，需要的压裂装备也越来越多，但海上作业平台空间有限，因此在满足压裂工艺要求的同时，对海洋压裂装备提出了更加多样化、个性化的要求。针对上述要求研制了海上小型压裂橇，该橇占用空间小，吊装方便，并能实现比例混液以满足不同的压裂工艺对不同配比压裂液的需求。海上小型压裂橇主要用于海洋油气田的各种酸化作业，也可以用于洗井、注水等作业。

1 总体方案

压裂橇结构紧凑、功能性强，由橇架、动力系统、压裂泵、计量罐总成、管汇系统、吊架总成、润滑系统、控制系统等组成。其总体布置如图1所示。

2 主要部件及功能

2.1 动力系统

整橇的动力由一台DDC S60发动机提供，发动机额定功率为525hp，额定转速为2100r/min，变速箱采用Allison 4700变速箱，最大输入功率447Kw，最高转速2300r/min，最大扭矩2508N.m。发动机产生的动力通过液力变速箱和传动轴传到压裂泵动力端，驱动压裂泵进行工作。橇在工作的过程中，发动机和变速箱会发热，当温度过高时会影响其工作效率甚者损坏发动机和变速箱，因此动力系统配备有冷却系统，冷却系统由一套立式散热器系统和一套油水热交换器系统组成。为满足海上作业设备的防腐要求，本橇的燃油箱采用不锈钢（316L）材质。同时为了节省动力系统的安装空间，分别将消音器和空气滤清器安装在吊架总成和计量罐总成上。

2.2 管汇系统

为满足压裂施工的排量要求，吸入管汇主管路采用4″不锈钢管，并配有4个吸入口，其中有2个吸入口为了方便从橇外液罐吸液，分别布置在橇的尾部和侧面，同时在吸入口处装有4″手动蝶阀进行控制。为了方便对柱塞泵的吸入流量进行计量，在橇尾部的吸入口一侧装有4″电磁流量计。另外还有2个吸入口分别与橇上计量罐两室相连，在吸入口处装有4″气动蝶阀进行控制，计量罐两个舱室的液体可以单独或同时供给压裂泵。

排出管汇配备有耐震压力表、压力传感器、2″旋塞阀、高压三通、高压弯头以及机械式安全阀等，有双重安全保护装置（机械式安全阀和压力传感器），自动超压保护装置采用电控形式，施工作业前根据现场作业的压力需要设定压力保护值，当实际工作压力超过设定值时，超压保护装置给出控制信号，并在控制箱上出现超压报警，柴油机根据控制信号自动回到怠速状态，并使变速箱回空档。当超压设定解除后，可以重新启动发动机和压裂泵进行工作；机械超压保护安全阀是根据压裂泵橇的最高工作能力予先设定最高压力保护值，在自动超压保护装置失灵的情况下，工作压力达到设备最高压力的情况下，机械式安全阀卸压，起到安全保护的功能，双重安全保护装置确保了设备及人员安全。排出管汇一侧接入橇上计量罐，当关闭另一侧旋塞阀时，可以通过压裂泵将橇外储存的液体注入计量罐的某一舱室或同时注入两个舱室。

2.3 计量罐总成

计量罐分为2个室，总容积为3m3（800gal），每室1.5m3。计量罐内置不锈钢液位尺，用加仑单位标注，可以计量液体的容积和排量。计量罐两室的进液和排液可以通过4″气动蝶阀方便的实现分别控制：即液体可以只进其中某一个舱室，也可同时进入两个舱室；同样，两个舱室的液体可以单独供给压裂泵，也可以同时供给压裂泵。计量罐设有溢流管汇，当注入计量罐的液体快要溢出时，多出的液体会通过溢流管汇流回地面储液罐，使计量罐的液位一直维持在最高安全液位以下。溢流管汇的设置能有效防止因液体溢出计量罐造成电器元件损坏问题的发生。计量罐侧边设有伸缩式小平台，方便施工过程中观察液位。

2.4 压裂泵

压裂泵是一种往复、容积式、单作用柱塞泵，可广泛地用于间歇式酸化、固井、压裂等作业。该泵由动力端总成、减速器和液力端总成组成，柱塞直径3″（76.2mm）（根据不同压裂工艺的要求，柱塞直径可选用3″、3.5″、4″、4.5″四种不同规格）。减速器根据柱塞泵不同的安装位置有多种安装形式。动力端中曲轴、十字头套筒和活塞销上的所有轴承均通过润滑油润滑；液力端为锻钢整体式结构，配置有易于拆卸的吸入凡尔和排出凡尔、可换式凡尔及凡尔座、表面喷涂有耐磨材料的柱塞和可拆卸的盘根盒。

2.5 操作控制系统

压裂橇的操作控制通过机旁控制箱或远控箱进行。控制箱（远控箱）对发动机的控制主要包括：发动机启动、油门增减、停机和紧急停机等，同时有发动机高水温、低油压故障指示灯和实时数据显示、发动机转速显示等；对液力变速箱的的控制主要包括：变速箱换挡、闭锁和解锁操作；同时显示液力变速箱闭锁状态以及对液力变速箱高油温低油压故障指示灯和实时数据显示等；对压裂泵的控制主要是通过设置压裂泵最高工作压力值来控制压裂泵工作压力，同时在控制箱上显示压裂泵的工作压力和工作排量，并能显示压裂泵润滑油压和润滑油温等故障报警和实时数据显示等。

当压裂橇多台组成机组与其它设备联机作业时，每台设备通过数据线进行连接，设备之间相互串联形成环形网络，各台设备的发动机、传动箱、压裂泵等信号和数据通过网络进行双向传递，从而实现数据共享。

3 主要技术参数

选用3″柱塞时，最大排量：945L/min（清水），最高排出压力：97 MPa；选用4.5″柱塞时，最大排量：2115L/min（清水），最高排出压力44MPa，整橇外形尺寸：（5850×2500×2150）mm，整橇总重：9500kg。

4 结束语

该压裂橇整体布局合理，结构紧凑，操作、维护方便，在满足海洋油田中小型压裂工艺的同时减少了设备的空间占有量，减轻了质量，更好的适应了现在海洋压裂施工对设备的要求。

参 考 文 献

[1] 雷刚，王启中，许亚彬，杨江虎.2000型海洋压裂橇组的研制[J]，石油机械，2011，39（7）：22-24.

[2] 朱小军.油气田橇装装置橇座制作分析[J].现代商贸工业，2013，21：194-195.

把握压裂技术关键点提高压裂效果 篇5

2013年1-4月份, 采油厂共压裂施工22口井, 施工异常的井达到9口, 其中砂堵7口, 欠顶2口。施工异常主要集中在高泥质砂岩条带储层, 加砂砂比在20%左右出现砂堵, 压裂效果差。针对压裂砂堵的问题, 我们探索并把握压裂技术的关键点, 优化压裂参数, 实施新的压裂工艺, 取得了较好的效果。

2 压裂技术关键点优化

为保证压裂成功和压裂效果, 我们针对不同的改造目的和要求, 结合储层特点, 优化压裂过程中的三个主要关键点, 提高了施工成功率及效果。

2.1 优化压裂材料

2.1.1 室内实验提高胍胶粉比

为了进一步提高采油厂压裂液粘度要求, 保证施工成功, 我们到取样, 在室内做了多组不同粉比的压裂液粘度实验, 最终将胍胶粉比由原来的5‰提高至5.5-6‰, 压裂液粘度也相应的提高到87-90m Pa·s。

2.1.2 井下配液抽检

2013年, 我们到配液站现场监督纯26斜92、纯111斜7、梁24斜16、纯26斜88、梁24斜19、纯19更斜14等6口井的压裂液配置过程, 重点对药剂的添加和胍胶粉比等进行了监控, 并对基液粘度进行了现场化验, 均符合设计要求。

2.1.3 施工井现场取样检验

为了进一步提高采油厂压裂液监控能力, 坚持口口井监测的原则, 采取了“井下配液抽检, 口口取样监测, 重点现场检测”的方式, 加强了压裂液的监测工作。2013年采油厂应用6速旋转粘度计, 进行压裂施工现场检验30余井次, 平均检验粘度87.4m Pa·s, 达到设计粘度要求。

2.2 优化压裂参数

2.2.1 排量优化

应用“大排量+变排量+二次起泵”组合技术, 提高造缝缝宽。我们利用软件模拟结合现场施工情况, 将大排量施工、变排量施工、二次起泵有机结合起来, 进一步提高造缝宽度。大排量施工指将排量由以前的3.0-3.5m3/min提到4.5-5.0m3/min;;变排量施工是指4.0m3/min高排量起泵, 4.5m3/min更高排量施工;二次起泵是指对难造缝的井, 采取二次起泵, 进行二次造缝。

2.2.2 前置比优化

针对储层薄、跨度大、泥质含量高、难造缝的井, 提高前置液量, 提高造缝能力, 降低砂堵风险。泥质含量40%以上, 岩性不纯的井, 前置比达到57%;泥质含量30-40%, 岩性较纯的井, 前置比达到52%;泥质含量小于30%, 岩性好的井, 前置比控制在48%以内。

2.2.3 砂比优化

在现有油层条件下, 裂缝要想达到长期导流能力的需要, 支撑剂在裂缝中的铺置浓度应达到4~8kg/m2以上, 平均砂比需达到22%以上。适当低砂比, 保证缝的支撑, 纯26块平均砂比在23-28%, 陶粒在裂缝中的铺置浓度达到4.6~5.9kg/m2, 能够达到对储层的改造效果, 目前的砂比能满足压裂增产的要求。

2.2.4 陶粒精选技术

根据预测缝宽确定压裂所用陶粒粒径, 不同区块使用不同粒径陶粒, 优选合适粒径, 提高施工成功率及效果。针对预测缝宽较窄的区块, 陶粒由以前的0.425-0.85mm陶粒改为0.3-0.6mm陶粒

2.2.5 油层保护技术优化

一是顶替量优化。以往压裂施工顶替阶段欠顶压裂液, 主要目的是在近井地带形成高导流能力缝口。这样存在放喷后井筒有砂面或砂面过高, 出现砂埋油层现象, 同时增加了井筒冲砂 (捞砂) 工序, 造成转抽作业时间长, 压裂液不能及时排出导致储层二次污染的问题。针对该问题, 在后期的压裂井施工中, 我们在设计过程中根据砂比模拟顶替液用量, 现场施工时再根据混砂车含砂情况, 计算优化用量, 精确顶替时间, 达到压裂砂全部进入地层, 即使放喷出砂, 也保证不出现砂埋油层现象。

二是压裂后关井时间优化。我们通过对胶囊破胶剂进行破胶实验, 结果显示1小时后, 压裂液开始迅速破胶。由于现场添加不均匀, 因此破胶时间不同。关井时间进行调整, 由最初的关井2小时, 调整为6小时, 后进行过4小时、5小时的细微调整, 现在确定关井时间在5小时左右。

3 认识及建议

(1) 通过把握优化三个主要关键点, 在细节优化的过程中解决了纯梁油区各区块压裂存在的问题, 有效提高了压裂施工成功率及效果, 压裂施工成功率由原来的84.4%, 提高到目前的94.1%;平均单井产量提高2.1吨。

(2) 在自主设计及施工的过程中, 我们逐渐积累了大量的经验, 以“设计优化——施工——储层再认识——设计再优化”的循环形式形成了“一区块一模式”的压裂技术。

子北毛家河整体压裂压裂液用量分析 篇6

关键词：整体压裂,压裂液,子北毛家河

经过50年的发展, 水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了进展[1]。压裂作为油气藏的主要增产、增注措施已得到迅速发展和广泛应用[2]。压裂液作为压裂技术的重要组成部分, 也得到了迅速发展, 已经从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的压裂液体系和清洁压裂液体系[3], 同时取得了许多关于压裂液理论和实验研究成果。

1 压裂液类型

子北油田早期压裂采用的多是河水或清水做压裂液, 后期改用胍胶基液做压裂液, 由于压裂液的主要功能就是造缝和携砂, 因此, 压裂液必须满足一定的性能要求, 如滤失少、悬砂能力强、摩阻低、热稳定性好、配伍好、低残渣、容易返排等。长6储层温度为33.9℃, 普通胍胶压裂液 (耐温45℃) 可以满足毛家河油区储层压裂施工需要。

2 前置液、顶替液、携砂液、总液量对产液强度、采油速度的影响分析

2.1 前置液液量与产液强度、采油速度的影响

统计了子北油田毛家河油区2012年压裂47口油井前置液量8~25m3, 其中10m3以上的30口井占总井数的63.8%。产液强度0.07~8.70m3/d·m, 采油强度0.01~3.80 m3/d·m。

上面两图是2012年子北毛家河油区油井压裂生产井, 不同前置液量比例与产液强度、采油强度关系曲线。从上面两图可以看出, 前置液对产液强度和采油强度有影响, 当前置液比例在20%左右时, 造缝能力较好, 产液量和采油强度最高。

2.2 顶替液量分析

统计子北毛家河油区2012年压裂47口油井, 施工顶替液量与产液强度、采油强度关系曲线, 见图3、图4。顶替液量2.4~3.1m3, 其中顶替液量在2.7 m3以上的38口井占总井数的80.9%。

2012年子北毛家河油区油井压裂不同顶替液量与产液强度、采油强度对比, 见表3。按井深800米计算, 顶替液量3m3左右, 油井的产液强度、采油强度都较高, 说明顶替液用量是可行的。

2.3总液量与产液强度、采油强度关系

统计子北毛家河油区2 0 1 2年压裂4 7口油井, 施工总液量与产液强度、采油强度关系曲线, 见图5、图6。总液量液量50.4~104.2m3, 其中总液量在70m3以上的29口井占总井数的61.7%。

毛家河示范区油井压裂不同压裂液量与产液强度、采油强度对比, 见表4。

3结论

(1) 从上面分析可以看出, 顶替液和总液量对采油强度、产液强度均有影响。

(2) 针对子北毛家河区储层, 顶替液使用量为3m3左右时, 油井的产液强度、采油强度都较高, 说明顶替液为3m3用量是可行的。

(3) 当压裂液量从60 m3提高到90 m3时, 产液强度提高了18%、采油强度提高了133%。说明增加压裂液的用量, 可以改善储层的压裂效果。

参考文献

[1]姜瑞忠, 蒋廷学, 汪永利.水力压裂技术的近期及展望[J].石油钻采工艺, 2004, 26 (4) :52-56

[2]曹广胜, 李迎新, 赵明彪等.3种压裂液性能评价及其储层损害原因分析[J].大庆石油学院院报, 2006, 30 (6) :34-36

压裂对策 篇7

随着开采深度的进一步加深,煤层上方的地应力直线增大,地应力的增大使煤层中的孔隙和裂隙闭合,导致煤层透气性很小[1],瓦斯在煤层中流通的通道封闭,我国煤层普遍存在煤层透气性性小,吸附瓦斯量大,及瓦斯衰减系数较大,使瓦斯抽采很困难,常规的瓦斯抽采往往效果不佳,在生产过程中经常出现瓦斯超限,给正常的生产带来极大的不便。对于透气性低的煤层需要采取强化增透技术来增大煤层透气性,水力压裂作为强化抽采瓦斯技术的一种方法,是将原有的裂缝导通延伸并增加新的裂缝,形成一个裂隙网络[2],增大瓦斯在煤层中的流通通道,使瓦斯抽采更加容易,通过抽采降低煤层瓦斯压力及含量,保证正常的生产。

1水力压裂的作用机理

水力压裂是以高压水介质进入煤体裂缝中,以大于地层滤失速率的排量、克服最小地应力、流体压力和岩体抗拉强度注入煤岩体,使煤层中原有的裂缝扩展和延伸,形成一个裂隙网络,并在煤体形成新的裂缝,进一步增加瓦斯的流通通道,增大其透气性,增透的过程可以描述为“压裂—充水张开—再压裂—再充水张开……”。正是由于这种高压水从较大的裂缝开始层层进行压裂,最后进入小裂缝使其张开和延伸,对煤体进行裂隙的延伸和扩展,增大瓦斯流通的通道,这种增透的一方面增大了裂隙在煤层中的数量,另外增加了裂隙弱面的空间体积,从而使水力压裂在煤层中可以增大其透气性。

在压裂过程中,当高压水介质进入煤体裂缝中以后,压裂泵的表压会迅速增高,表示高压水正在克服裂隙端部的阻力,水压力增高,达到了煤体的破裂压力后,裂隙端部撑开并延伸,水压力会下降,此时,应继续的进行压裂,因为紧紧是裂隙的破裂,如果不进一步的注水压裂,裂隙并没有延伸,中段压裂则增透效果不明显,还需继续注入压裂液使裂缝充分延伸[3]。理论上来说,压裂过程中注入煤体的水量越多,代表在煤体中形成的裂隙体积也越大,因此,应当对煤层进行充分压裂。

2泵注液量与压裂半径

水力压裂将高压水注入煤层中来增加裂缝数量,如果假设煤层中的裂缝相对均匀,则高压水注入煤体的水量与压裂半径基本呈正比关系,水力压裂半径是衡量水力压裂效果的重要参数之一[4],水力压裂半径越大,则在煤层中所形成的裂缝就越多,注水量相对就多。压裂半径用来指导压裂钻孔的布置间距,合理的压裂钻孔布置,可以减少压裂的工作量,节省开支,达到很好的压裂增透的效果[5]。

2.1理论关系

理论情况下,视煤体为均质体,且注入水均匀分布,从理论角度分析,注入煤体中的水充满煤的空隙,由高压使煤体产生的压缩量可忽略不计,因此由质量守恒可知:

在注入水量较小时,高压水的侵入体为圆柱体,有V=πR2L。所以有:

式中R—压裂半径,m;

L—钻孔封住孔深,m。

当注入水量很大时,高压水侵入体近似为立方体,有V=2Rh L。所以有:

式中h—煤层厚度。

2.2施工过程的时间、压力、排量控制

小型的打压试验完毕后,操作员调换1档档位,压力缓慢上升继续注水。待出现一个明显的压力降后(压降为30%左右),继续注水至预定水量后泄压停泵。压裂结束后可考察压裂效果,如效果不明显可再次进行压裂,需根据第一次压裂情况调整第二次压裂泵注程序。

2.3考察孔的布置

试验可如下布置:假设当地煤厚h m,在距底板往上h/2 m处布置试验孔。先打一个注水孔(0#孔),孔深视当地需要而定,设为am,封孔深度b m。其他检验孔分布于注水孔两侧,假设本地常规抽放半径为c m,则在0#孔一侧距c+1 m处布置1#孔;距c+3 m处布置2#孔,距c+5 m处布置3#孔,在0#孔另一侧距c+2 m处布置1’#孔;距c+4 m处布置2’#孔,距c+6 m处布置3’#孔。布置多少检验孔可参考由理论计算的压裂半径值,这些检验孔的孔深为a+5 m,封孔深度都为b m,封孔时用水泥浆封至指定深度,并留有出水口,接上阀门,压裂前将所有阀门关闭。经过注入高压水并压裂,停泵但不卸压等待半小时,确定压裂地点安全后,进入压裂地点,以注水孔为基准,由远及近依次打开阀门,有高压水流出的孔为压裂及至孔,此孔到注水孔的距离即为在此水量下的压裂半径。

3结论

上面对压裂半径的测定进行了阐述,我们通过对检验孔孔的瓦斯流量、抽采量及打钻出水情况可以推测,本次水力压裂的压裂半径至少大于11.7m。

摘要：针对目前部分煤层透气性低,采取水力压裂强化抽采瓦斯的技术措施,通过现场考察孔来检查煤层的含水量来确定水力压裂的半径范围值,通过测定出的煤层水力压裂半径来指导煤层钻孔压裂钻孔的有效间距。

关键词：透气性低,水力压裂,压裂半径

参考文献

[1]于不凡,王佑安.煤矿瓦斯灾害防治及利用技术手册[M].北京:煤炭工业出版社,2005.

[2]李国旗,叶青,李新建等.煤层水力压裂合理参数分析与工程实践[J].中国安全科学学报,2010(12).

[3]薛世鹏,魏丽娜,张洪祯等.煤层水力压裂基础参数研究[J].能源技术与管理,2014,39(02):100-102.

[4]刘世通.辛置煤矿水力压裂卸压增透影响半径数值模拟研究[J].中国安全生产科学技术,2013,9(02):44-48.

重复压裂机理研究 篇8

1 重复压裂机理

1.1 重复压裂涵义

重复压裂是指对那些己经采取过一次或一次以上压裂措施的井层再实施压裂改造。由于重复压裂裂缝穿越了井筒附近的污染带, 通过高压重新建立了井筒与储层及高孔隙压力区之间良好的渗流通道, 形成了高的导流能力, 采用重复压裂措施可以使得产能很低的油气井恢复原始产率, 甚至更高, 进一步提高采收率。

2 重复压裂方式

根据国内外的重复压裂实践可知, 重复压裂主要有以下三种方式。

2.1 继续延伸原有裂缝

在油田开发过程中, 由于压力、温度等环境条件的改变, 必然引起油井产量的下降。例如, 结蜡结垢堵塞原有裂缝, 或者原有裂缝闭合。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝, 穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。另外, 压裂改造规模不够, 或者支撑裂缝短, 或者裂缝导流能力低, 这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝, 或者提高砂量以增加裂缝导流能力。这是目前最通常的重复压裂概念。为了获得较长的增产有效期, 必须优化设计重复压裂规模。

2.2 层内压出新裂缝

由于厚油层在纵向上的非均质性, 油层内见效程度不同, 层内矛盾突出而影响开发效果。可以通过补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂、或者压裂同井新层等措施改善出油剖面, 从而取得很好的效果。实质上, 这是对重复压裂的早期认识, 严格地讲应当属于分层压裂的技术范畴。但国内以前主要基于这种认识开展理论和实践探索。

2.3 改向重复压裂

油田的低渗透层已处于高含水期, 原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出, 裂缝成了水的主要通道, 但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死, 重新压裂, 在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝, 这样既可堵水, 又可增加采油量。 (图1)

3 重复压裂机理研究

重复压裂油井中地层应力分布是影响水力裂缝产生的主要因素。因此, 研究重复压裂井井眼附近的应力分布状况至关重要, 它关系到在重复压裂过程中裂缝是否重新定向。对于重复压裂井而言, 由于存在初次支撑裂缝和天然裂缝的应力场分布以及生产活动引起的孔隙压力变化, 从而导致了井眼附近应力的变化, 产生了诱导应力场, 在两个水平主应力方向上均附加诱导应力。最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力, 该应力垂直于初始支撑裂缝, 而最小诱导应力平行于初始支撑裂缝。在近井筒附近, 新裂缝将在应力最弱点开始启裂, 如果在井筒和初始裂缝周围, 两个水平主应力相等椭圆形区域内, 原最小水平主应力与最大诱导应力之和大于原最大水平主应力与最小诱导应力之和, 则在重复压裂时, 二次裂缝将重新定向, 裂缝启裂的方位将垂直于初次裂缝方位。即产生新裂缝的条件为:

式中:σ’m a x-最大诱导应力;σ’min-最小诱导应力;σmax-原应力场最大水平主应力;σmin-原应力场最小水平主应力。随着裂缝向远离井筒方向不断延伸, 诱导应力场的影响逐渐减小, 在两个水平主应力相等椭圆形区域外, 向初始裂缝方向旋转。但是由于裂缝生长的惯性作用, 裂缝沿重定向方向仍将延伸一段距离, 最终裂缝沿初始裂缝方向延伸。以上表示了一个裂缝重定向的理想情况, 然而, 重复压裂处理是否会产生重定向, 取决于许多因素, 包括原始地应力、天然裂缝、储层的渗透率以及油井生产变化等情况, 所以井眼附近应力场分布十分复杂。Chris A、Wright等由许多现场数据分析表明, 新裂缝启裂一般偏离初始裂缝30°~60°, 并不是90°。 (图2)

3.1 重复压裂井破裂压力分析

通过部分重复压裂井初次压裂瞬时停泵和重复压裂瞬时停泵所测的数据, 可以看出, 初次压裂施工瞬时停泵压力普遍高于重复压裂时的瞬时停泵压力。这说明重复压裂的破裂压力要低于初次压裂的破裂压力, 这很可能是由于重复压裂裂缝重合于初次压裂裂缝所致。由于初次压裂岩石的抗张强度要高于重复压裂时岩石的抗张强度, 因此, 重复压裂时的破裂压力要低于初次压裂时的破裂压力。

3.2 闭合压力变化

随着油田的开发, 油层压力和孔隙压力要逐渐降低。另一方面, 初次压裂施工, 油井生产一段时间后, 将产生一个水平孔隙压力梯度。靠近井筒的孔隙压力降低, 使得裂缝闭合压力增大, 导致初次压裂使用的支撑剂破碎或嵌入地层, 从而使初次压裂形成的水力裂缝导流能力大大降低。因此, 重复压裂时要选择比初次压裂强度更高的、与地层匹配的支撑剂, 这是保证重复压裂有效的一个重要条件。

3.3 重复压裂裂缝张开平面的方位

有两个因素可以改变局部的地应力方位, 一是支撑裂缝产生的诱导应力;二是孔隙压力在油藏中重新分布产生的诱导应力。通过本区块其它井的生产和注入, 或该井自身的生产, 可以改变其油藏压力, 井眼周围应力场的变化可以改变重复压裂的裂逢方位。 (图3)

3.4 重复压裂最优时间确定

为了确定重复压裂的最优时间, 需要考虑裂缝转向之前的长度和当时的孔隙压力分布。试验表明:重复压裂的间隔时间越长, 裂缝转向之前的长度越长。几年后虽然孔隙压力继续下降, 但裂缝转向之前的长度增长却很缓慢。重复压裂的最佳时机是此时裂缝长度可以达到很长或裂缝将延伸到的区域孔隙压力仍很多, 当地层应力分布及油藏特性诸如孔隙度、渗透率、地应力等控制压力分布的因素已知时, 可以确定重复压裂的最佳时机。当地应力大小不能精确确定时, 仍可利用应力分布较好地估计重复压裂最优时间。

摘要：重复压裂技术是低渗透油田增加单井产量、确保油田稳产、提高经济效率的关键手段。文中详细阐述了重复压裂的涵义和机理, 介绍了重复压裂在国内外的应用现状。

关键词：重复压裂,机理,现场应用,效果分析

参考文献

[1]:陈和平, 重复压裂技术在江汉低渗透油田的应用[J], 江汉石油职工大学学报, 2009, 3 (2) :45-46;[1]:陈和平, 重复压裂技术在江汉低渗透油田的应用[J], 江汉石油职工大学学报, 2009, 3 (2) :45-46;

[2]:童智燕, 重复压裂技术探讨[J], 内蒙古石油化工, 2008, 6:131-133;[2]:童智燕, 重复压裂技术探讨[J], 内蒙古石油化工, 2008, 6:131-133;

[3]:叶芳春, 李红, 重复压裂技术综述[J], 钻采工艺, 2007, 20 (6) :27-30;[3]:叶芳春, 李红, 重复压裂技术综述[J], 钻采工艺, 2007, 20 (6) :27-30;

裂缝暂堵转向重复压裂技术研究 篇9

1 暂堵转向压裂技术原理

暂堵转向压裂是在压裂过程中，通过加入化学暂堵剂，暂堵剂颗粒随压裂液进入井筒炮眼，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产生高强度的滤饼桥堵，以暂堵老裂缝或高渗透层，从而形成高于裂缝破裂压力的压差值，使后续压裂液不能向裂缝和高渗透层带进入。在井底形成暂时高压区，从而使压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新裂缝的产生，打开新的泄油区，达到动用原裂缝未动用储量的目的，增加油气产量。

2 暂堵转向剂配方研究

2.1 有机单体加量对压裂转向剂性能影响

随着有机单体的增加，转向剂强度逐渐变小，韧性逐渐增强，综合考虑，有机单体加加量为20%-25%。

2.2 化学联接剂加量的影响

随着化学联接剂用量的增加，转向剂溶解率变化不大，转向剂的强度和韧性明显增强，综合考虑成本。确定化学联接剂加量为5%～8%。

2.3 引发剂加量的影响

随引发剂加量的增加，转向剂溶解速率呈下降趋势，这是因为引发剂的用量直接影响到聚合物的相对分子质量和自交联度，加量太少，反应速度慢，自交联度小，转向剂溶解速度增加。考虑现场施工，引发剂最佳加量在0.2%-0.3%为宜。

2.4 交联剂加量的影响

随交联剂加量的增加，转向剂溶解速率呈下降趋势，这是由于交联剂用量太少，聚合物未形成理想三维网状结构，宏观上水溶性较大；反之，聚合物的网格结构中交联点多，交联密度大，溶解速率降低。

为得出最优化配方，对暂堵剂各组分进行了正交试验，优化后的配方为：20%有机单体+5%化学联接剂+0.3%引发剂+0.1%交联剂。

3 暂堵转向剂性能评价

3.1 耐压强度实验

实验采用人造充填岩心的方法，通过使用岩心流动实验仪测定其突破压力，来确定暂堵剂的强度。

3.1.1 分散态突破压力测试

实验分别测试了模拟压实后为5.0、1.0、0.5、0.7cm厚度的突破压力。实验结果表明，模拟压实后滤饼厚度1.0cm以上，其分散态药剂可以通过二次交联形成封堵滤饼，其突破压力23MPa以上。模拟压实后滤饼厚度小于1.0cm，其分散态药剂不能有效形成封堵滤饼，并随着驱替不断溶解而流出。

3.1.2 预制胶结态突破压力测试

采用溶解后风干的方法。制成厚度为0.9cm和0.5cm厚度的药饼，进行了突破压力的测试。实验结果表明，该药剂一旦形成滤饼后，突破压力就很高，滤饼厚度达到或超过0.9cm就很难突破。

3.2 暂堵率实验

实验步骤为：①将岩心抽真空，饱和模拟地层水；②正向测岩心水相渗透率K1；③沿岩心轴向将岩心劈开，造1条人工裂缝。在裂缝面铺1层石英砂，模拟压裂裂缝并测定裂缝渗透率K2；④将配制好的暂堵剂体系正向驱人岩心，在80℃下放置12h，正向驱替测水相渗透率K3，求出暂堵率（Z=[（K2-K3）/K2×100%）。

实验表明，暂堵剂对不同渗透率、缝宽的岩心均可形成有效封堵，封堵率达98.6%以上。

3.3 水不溶物含量评价

压裂用暂堵剂水不溶物按下式计算：

S=（m²-m³）/W×100%

（1）

式中：S为压裂暂堵剂水不溶物含量，%；m2为水不溶物和离心管总质量，g；m3为离心管质量，g；W为50g溶液中压裂暂堵剂的质量，g。

在同一实验条件下，做平行实验，测定结果之差不大于0.5%时，取算术平均值作为最终结果。可以看出该堵剂具有良好的水溶性，水不溶物含量为0.9%，对地层污染小。

4 现场应用情况

累计试验7井次，从加入暂堵剂前后的施工压力看，平均破裂压力提高5.8MPa，说明暂堵剂有效封堵了原裂缝。为进一步验证是否发生转向，对其中4口井进行微地震监测，结果显示。新裂缝平均偏离老裂缝26.20。目前已累计增油9508 t，目前5口井仍继续有效，日增油15.4t/d。

5 结论

（1）暂堵转向剂的配方组成为20%有机单体+5%化学联接剂+0.3%引发剂+0.1%交联剂。

（2）研制的暂堵转向剂具有强度高、封堵率高、对地层污染小的特点，能够满足现场要求。

（3）现场应用表明，该技术能够使重复压裂缝偏离原老裂缝，动用原裂缝未动用储量，提高压裂增产效果。

参考文献：

[1]余东合.低渗透油藏重复压裂机理研究及现场应用[J].油气井测试，2008，17（2）：46-48.

[2]刘洪，赵金洲，胡永全，等.重复压裂造新缝力学机理研究[J].天然气工业，2004，12（4）：56-58.

[3]师国记，王东伟，等.利用转向压裂技术改善低渗油田注水开发效果[J].内蒙古石油化工，2008，（10）：358-360.

测试压裂的详细分析 篇10

我公司作为实施水力压裂作业的先锋队和主力军, 要想提高占据市场的竞争力, 获取更多的高端市场, 就不得不了解压裂理论, 掌握测试压裂程序和分析方法, 完善自己的压裂工艺基础数据库 (地应力、压裂液和支撑剂库) 。

1 与测试压裂分析相关的几个重要概念

1.1 闭合压力

闭合压力为裂缝闭合时裂缝内的液体压力。一般认为裂缝的延伸方向垂直最小主应力, 但在实际的压裂施工中我们很难获得每一口井储层岩石的最小主应力大小。而裂缝闭合压力和最小主应力比较相近, 且研究者对两者的关系有详细的研究结果, 所以在实际的压力分析过程中我们一般都是用闭合压力代替最小主应力, 基本能满足压力分析的需要。

1.2 净压力

裂缝内净压力是裂缝内压力与最小主应力之差。裂缝内净压力是一个压裂测试和分析中相当重要的响应值, 因为净压力与产层及边界层的应力差值的比率控制着裂缝的高度。另外净压力也直接控制着缝宽。所有的测试压裂和主压裂压力的拟合都是针对裂缝内净压力的拟合。

2 测试压裂程序及要求

成功的小型压裂测试可以为大型压裂设计、施工和经济评价提供可靠的依据。通过小型测试压裂, 可以对措施目的层渗透率、地层闭合压力、射孔及近井筒摩阻、管柱摩阻和液体滤失情况进行分析, 并且可以对井内管柱安全性、设备承受能力进行验证, 从而为以后较大加砂压裂设计提供可靠依据。包括压降测试, 排量阶梯降测试 (阶梯升排量) 、支撑剂段塞测试和脉冲测试。

2.1 压降测试

小型压裂闭合压力分析的基础是裂缝闭合前的流体流动为线性流, 闭合后线性流到其它流动方式的过渡流动状态。

2.2 阶梯降排量测试

裂缝的入口摩阻 (图1) 典型的为孔眼摩阻⊿Ppf和扭曲或近井筒摩阻⊿Pnear wellbore的综合。因此孔眼摩阻与泵注排量qi的平方乘一比例常数成正比。

式中比例常数Kpf由液体密度ρ, 孔眼直径Dp, 孔眼数N和释放系数C按油田单位决定。

相反的, ⊿Pnear wellbore粗略地与泵注速率小于1的指数成正比, 由于在近井筒压力敏感的区域层流通过窄的通道, 则有:

对注入速率的不同依赖性, 其中Knear wellbore比例常数, 幂指数β在0.25到1之间, 对于大多数工程应用中其值取0.5是合适的。这标志着决定于裂缝进入摩阻两部分的泵注速率差异, 在降排量测试中可以清楚的区分开 (图2) 。

在高近井筒摩阻的情况下, 随着排量的逐一下降, 每降一个固定值的排量, 其对应的压力降幅度越来越大;而对于高孔眼摩阻的情况, 正好相反, 随着排量的逐一下降, 每降一个固定值的排量, 其对应的压力降幅度越来越小。

使用地面施工压力进行降排量下降分析相对来说比较困难, 这是

因为准确的井筒摩阻不会像期望的一样准确。如果是胶液, 由于液体中凝胶的存在, 井筒摩阻可以显著降低, 液体摩阻会随着凝胶及液体组分的变化而变化。泡沫液体的摩阻特性更是很难预测, 会随着静水柱压力的变化而变得更为复杂, 随着湍流的产生 (在所有注水过程中都存在) , 摩阻起的作用接近⊿Pp f, 随着层流的产生 (低速注入粘性液体) , 摩阻起的作用接近⊿Pnear wellbore。