CO_2泡沫压裂技术的优化与应用

CO_2泡沫压裂技术的优化与应用
CO_2泡沫压裂技术的优化与应用

CO2压裂技术通常是将液态的CO2加入水基压裂液基

液中,形成液态混合体系,在向井下注入过程中温度逐渐升

高,一般来讲在进入储层后达到临界温度31℃,CO2开始汽化后形成泡沫体系,泡沫质量可以达到15~80%。通常认为泡沫质量大于52%为泡沫压裂,泡沫质量小于52%时为增能压

裂。CO2泡沫压裂液具有对地层伤害小、

返排速度快、返排率高、携砂性能好、油溶性好、低滤失等优点。特别适合低压、低渗、水敏性地层压裂改造。

一、CO2泡沫压裂技术现状与发展方向

1.国外CO2压裂技术应用情况

1986年在联邦德国的费思道尔夫的石炭系士蒂凡组气藏的压裂改造中成功地使用了60%CO2泡沫压裂液,气藏埋深在3400~3650m,压后天然气产量增加近12倍。与此同时,在美国犹他州东部的犹他盆地的瓦塞兹(Wasatch)地层的压裂改造中,应用了多种压裂液体系,包括:油/水乳化压裂液体

系,水基交联冻胶体系以及泡沫流体,尽管均取得了较好的效果,但采用泡沫压裂液具有更为明显的增产效果,采用泡沫压裂液施工井的产量平均比使用常规水基交联压裂液改造井的产量高23%。

2005年3月,Schlumberger公司在一口边际油藏低压致密气井上成功进行了以VES为压裂液的二氧化碳泡沫压裂,标志着二氧化碳泡沫压裂液化学的突破。

在北美,CO2泡沫压裂已是提高低渗、低压油气藏压裂增产效果的有效的手段之一。Schlumberger公司、Halliburton公司和BJ-Fracmaster公司是北美进行CO2泡沫压裂技术研究和现场实施最多的三家公司,三家公司都认为,CO2泡沫压裂对低渗、低压油气藏(特别是低压气藏)是一项先进而又成熟的技术,三家公司每年CO2泡沫压裂情况见表1。

表1

三家公司CO2泡沫压裂井数统计2.国内CO2压裂技术应用情况

1986年以后,国内许多油田开始了泡沫压裂工艺技术的应用研究。1988年5月4日,辽河油田与加拿大合作进行了

全国第一口氮气泡沫压裂井的设计、施工,并获得成功。吉林油田于1997年引进了美国SS公司的CO2泡沫压裂设备,并针对其油田主要进行了油层吞吐和CO2助排增能压裂工艺技术的实施。至1998年,吉林油田共压裂油井69口,气井5口(合隆气田);吉林合隆气藏井深1300~1420m,采用线性胶泡沫压裂。

在引进二氧化碳泡沫压裂技术和设备的基础上对二氧化碳泡沫压裂进行了室内研究和现场应用。长庆油田和中油集团勘探开发研究院对二氧化碳泡沫压裂进行了技术攻关,引进开发了二氧化碳泡沫压裂酸性交联技术,现场施工井深3300m,地层最高温度110℃,冻胶液砂浓度达800kg/m3。长庆油田在2000年与CNPC油勘院廊坊分院合作进行了10口井的CO2泡沫压裂施工。经过10口CO2泡沫压裂与22口井常规水力压裂的效果对比,CO2压裂效果良好,其中Ⅰ类和Ⅱ储层效果最好。最典型的是G18-11井,与该井储层条件相似的7口井中,5口井产水不产气,1口井气水同出(气1×104m3),1口井产气4×104m3。而该井改用CO2泡沫压裂,加砂35m3,压后无阻流量10×104m3/d,效果明显。

吉林油田采用二氧化碳泡沫压裂工艺改造三低气层,二氧化碳泡沫质量50~70%,加砂砂比达32%;使用CO2增产技术使吉林油田低渗透低丰度油藏实现工业化开发。解决了油(气)层排液困难的问题,减少液体对油(气)层的伤害,达到较高的增产效果。

大庆油田二氧化碳泡沫压裂施工的最深油层深度为

2400m,最大加砂砂比32.59%。

由于提高了泡沫的稳定性和携砂性能,所以大大提高了CO2泡沫压裂的施工砂比和施工规模。

中原油田在引进设备的同时,购置了泡沫流变仪,开发了国产化的HV-100羧甲基羟丙基胍尔胶。在加工及洗涤除去了聚合物中的植物纤维,因此,羧甲基羟丙基胍尔胶

CO2泡沫压裂技术的优化与应用

左家强1,陈晓媛2,杨彪3

摘要:低压、低渗气藏压裂改造,压裂液难以有效返排出地面,对储层产生较大伤害,为了减少水基压裂

液对地层的伤害,采用CO2泡沫压裂技术能达到压裂液压后自喷、

快速、有效地返排。国内外研究与应用结果表明,由于CO2压裂减少了水溶液进入地层,对水敏性地层具有很好的保护作用;泡沫本身的特性使泡沫体系具

有很好的携砂性能,可以较好地携带支撑剂进入地层,特别适合于低渗透、

低压及水敏地层的油气藏改造。关键词:CO2;压裂技术;低压;低渗透;优化;应用

中图分类号:TE357.29

文献标识码:A文章编号:1008-8083(2007)05-0036-03作者简介:左家强(1977-),男,山东利津人,中国石油大学(华东)石油工程学院石油与天然气开采专业工程硕士研究生。

第21卷第5期胜利油田职工大学学报

Vol.21No.5

2007年10月

JOURNALOFSHENGLIOILFIELDSTAFFUNIVERSITY

Oct.2007

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东东营257061;2.中国石化胜利油田分公司现河采油厂,山东东营257000;

3.中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000)

36

CMHPG中一般仅含有2~4%的不溶性残渣。2003年9月7日至2004年6月2日,共完成10口气井的二氧化碳泡沫压裂实验现场施工的最大加砂规模达到32m3,地面最高砂比达75%,地层最高砂比达5PPA(35%)。压裂液的抗温能力达到了140℃。使用冻胶泡沫进行了深度达3789m的深井二氧化碳泡沫压裂,取得了施工的成功和良好的增产效果。

3.CO2压裂技术发展方向

CO2泡沫压裂液是一种复杂气、液两相非牛顿流体,涉及多门学科,在起泡与稳泡、酸性交联机理、超临界CO

流体流变学

特征、耐高温性能等方面有待进一步深入研究。目前CO

泡沫压裂规模一般较小,难以满足深部改造长缝的目的,因此设备能力、压裂液性能等有待于进一步提高。

二、CO

泡沫压裂优化设计与施工工艺

1.CO2压裂设计

与常规压裂设计相比,CO

压裂设计应关注3个重要参数:泡沫质量、施工排量、支撑剂浓度。在以上3个参数的基础上,优化设计同时必须结合优化模拟技术。

(1)泡沫质量在一定的温度和压力条件下,泡沫液体中的气体体积与泡沫体积之比称为泡沫质量。研究表明泡沫质量为70%~80%其压裂液性能最为理想,但现场压裂施工受CO2罐车

容量和CO

2泵注设备能力的限制及井深的影响,CO

压裂设计

中,泡沫质量一般为60%。泡沫质量定义如1式所示。

…………………………….(1)

式中Q

f——

—泡沫质量;

Vgas——

—液态CO2;

Vt(L+G)——

—液体体积+液态CO2体积。

(2)施工排量

CO2压裂中有3个排量要考虑,一个是井底泡沫液的排量,

压裂模拟就是基于井底排量来进行,另外还有地面液态CO

量和冻胶液的排量。受温度压力的影响,井底排量大于地面CO

2排量和冻胶液排量之和。

(3)支撑剂浓度

井底的支撑剂浓度低于混砂车排出的支撑剂浓度,液态CO2的加入使得井底及裂缝中的支撑剂浓度得到稀释,计算出的裂缝铺砂浓度较低,支撑缝宽较窄。当泡沫液体加入支撑剂后,泡沫液中外相为液相,内相为支撑剂和气相,在设计与施工中通常以3种方式进行优化设计:

1)恒定内相,加砂后泡沫质量下降,支撑剂增加量等于CO2减少量。

2)恒定泡沫质量,支撑剂增加,降低液体及CO2排量,保持泡沫质量不变。

3)恒定井底总排量,气相不变,支撑剂增加,CO2排量不变,加砂后泡沫质量上升。

(4)压裂数值模拟技术

在CO

压裂设计中,使用相应的压裂模拟软件进行模拟,

有2种计算模式:1)根据地面的冻胶液排量、CO

排量、地面支撑剂浓度计算出井底的泡沫排量、泡沫质量和支撑剂浓度;2)根据井底泡沫排量、泡沫质量、支撑剂浓度计算出相应的冻胶液排

量、CO

排量、地面支撑剂浓度。

2.施工压力分析及注入管柱选择

通常压裂液冻胶的摩阻仅为清水的40%~60%左右,纯CO

泡沫液的摩阻也仅为清水的45%~70%左右,当泡沫液中加入支撑剂后,观察到随着支撑剂浓度增加,摩阻也相应增加,压裂液摩阻增加大于静液柱压力增加引起的施工泵压下降,表现出来是施工泵压上升。目前对于施工压力进行准确预测非常困难,观测到井底压力的变化,对现场施工采取正确的措施相当关键。

(1)CO2泵入方式的选择

由于CO

泡沫压裂摩阻高,而且胜利油田尚未具备CO

2泡沫压裂设备,同时相应的研究也较缺乏,因此尚不具备CO

2泡沫压裂的条件。因此CO

加入方式可采用前置段塞的方法,其做法是在压裂形成一定裂缝后,再以混汽水的方式加入液态CO2。其与CO2泡沫压裂相比具有以下优点:

1)可以适用于深井、高温地层,目前CO2泡沫压裂应用最

大井深4300m,一般压裂井深在3000m左右,CO

泡沫压裂液耐温140℃;

2)加砂规模视具体的储层特点而定,而CO2泡沫压裂规模相对较小,一般不超过40m3,而前置CO2段塞压裂可以根据地层情况增加支撑剂量;

3)前置CO2段塞压裂和CO2泡沫压裂相比砂比高,相应的铺砂浓度和导流能力也相应增加,有利于增产效果。

(2)压裂管柱选择

CO2泡沫液的摩阻要高于纯冻胶液的摩阻,特别是在高浓度支撑剂液段更是如此。因此压裂管柱的选择对整个施工能否顺利完成至关重要。

由于CO

泡沫压裂液摩阻高,因此选择油管注入方式时施工管柱尺寸应采用31/2″,根据摩阻试验数据(见图1),对于3500m的井深,在2.5m3/min排量下,比27/8″/可降低施工摩阻20MPa左右,因此采用较大直径压裂管注有利于井口压力的降

低,同时有利于地层岩石破裂,更益于CO

的注入。

图1CO

泡沫压裂-液管路摩阻试验结果

中原油田采用小油管环空压裂技术,实现了较深储层CO

2压裂的改造的目的。压裂管柱采用Ф139.7mm套管与Ф60.3mm油管之间的环空进行注入方式。其中白58井压裂井深4300m,

加入CO

110t,压裂液160m3,加入支撑剂31.5t。利用油套环空注入可以降低井口压力的同时,另一个优点是能直观反应井底压力变化情况,对正确判断地层是否出现砂堵起到非常重要的

作用,特别对于CO

泡沫压裂加砂过程中摩阻较大,因此压力当泡沫液中加入支撑剂后,观察到随着支撑剂浓度增加,摩阻也相应增加,压裂液摩当泡沫液中加入支撑剂后,观察到随着支撑剂浓度增加,摩阻也相应增加,压裂液摩阻增加大于静液柱压力增加引起的施工泵压下降,表现出来是施工泵压上升。不同注入排量下摩阻对比见表2。

表2泡沫液与清水的摩阻

三、CO

泡沫压裂在胜利油田的应用

为了实现深井、高压地层增能压裂的需要,(下转第48

页)37

(上接第37页)采用前置活性水+CO2增能段塞的方法,该方法在胜利油田孤北古1井致密气藏,丰深1井深井凝析气藏压裂改造中得到成功应用。现场试验应用表明,对低渗透油气藏进行CO2压裂改造在工艺技术上是可行的,气井压裂改造效果尤为明显。其中丰深1井射孔井段14.8m/2层(4316.6~4325.0m、4336.6~4343.0m),压裂前5mm油嘴放喷,油压1.0MPa,平均日产气8443m3/d,日油2.28m3/d。2005年10月3日,对丰深1井进行大型压裂施工,同时伴注CO

130m3,加砂71.6m3,压后取得了较好效果,压裂后日产油和日产气平均分别提高了18.3倍和9倍,压后一直自喷生产。

图2丰深1井CO

2泡沫压裂施工曲线

四、结论与认识

1.国内外研究与应用结果表明:CO2泡沫压裂液具有对地

层伤害小、返排率高、携砂性能好、油溶性好、低滤失等优点,特

别适合低压、低渗、水敏性地层压裂改造;

2.国内对CO2泡沫压裂的研究与应用较国外的晚,但目前

已在国内多个油田进行了实验应用;应用效果表明CO

泡沫压

裂对于气井增产效果尤为明显;中原油田在CO

泡沫压裂的基

础上发展了前置CO

增能压裂,使液态CO

能更好地应用于

深井高压地层,取得了良好的应用效果;

3.与常规压裂设计相比,CO2压裂设计应关注3个重要参

数:泡沫质量、施工排量、支撑剂浓度,在此基础上结合模拟技术

进行优化设计;

4.与常规压裂设计相比,CO2泡沫压裂具有更高的摩阻,因

此必须对施工管柱进行优化设计。

参考文献:

[1]杨彪,杨超,吴伟.新型清洁压裂液(VES-SL)的研制及应用[J].胜

利油田职工大学学报,2007,21(3):52-53.

(责任编辑周永红)

时差求取有效孔隙度的模型如下

(8)式中——

—声波测井值,μs/m;

、、——

—分别为骨架、流体、泥岩的声波时

差值,μs/m;

——

—泥质含量,小数;

——

—压实校正系数。

可见,声波时差与有效孔隙度之间存在密切的相关关系。

当测井系列中存在补偿中子、密度测井时,通过对油气、岩性等校正,利用补偿中子和密度测井能够准确确定储层的有效孔隙度,该孔隙度排除了岩性和油气的影响,能够很好划分储层厚度和评价储层质量。

利用有效孔隙度通过下式重构得到拟声波时差曲线。

(9)该方法主要用于以评价含气储层或评价岩性为目的的储层预测中。

三、储层特征曲线重构应用

在储层特征曲线重构分析过程中必须保证重构的储层特征曲线具有:(1)地震合成记录能够很好反映储层纵向分布;(2)地震合成记录与井旁道匹配;(3)储层预测的结果在平面上能够合理地向井点以外推广。

该方法在多个地区都取得了很好的应用效果。如在吉林油田大情字地区储层预测中,对常规声波约束与重构后拟声波约束的反演结果进行对比,用常规声波约束反演的10~20m砂体的砂泥岩边界模糊不清,用重构后拟声波约束反演的3~5m砂体的砂泥岩边界清晰可见(图4),可见,储层特征曲线重构可大幅度提高储层预测的纵向分辨率。

(a)常规约束反演(b)储层重构约束反演图4常规和储层重构约束反演结果对比

四、结论

1.必须与研究区地质特征结合选择反映反演目标信息的测井响应;

2.重构的储层特征曲线必须使合成记录与井旁道匹配,在平面上能够进行合理外推;

3.针对不同的储层岩性、物性、含油性等特点,选择适合于研究区的重构模型;

4.储层特征重构能够较大幅度提高储层预测的纵向分辨率。

参考文献:

[1]许正龙.曲线重构技术在储层横向预测工作中的应用[J].石油实验地质,2002,24(4):17-18.

[2]卢颖忠.用常规测井资料识别裂缝发育程度的方法[J].测井技术,2000,24(6):33-34.

[3]苏朝光.胜利油田罗家地区泥岩裂缝油气藏地震识别与描述技术[J].石油地球物理勘探,2001,36(3):8-10.

[4]甘利灯.非常规储集层地震横向预测的一种方法[J].石油勘探与开发,2000,56(2):21-22.

(责任编辑周永红)

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最新压裂技术现状及发展趋势资料

压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中,低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低,非均质性强,绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能,压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来,经过60多年的发展,压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展,已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂,其发展经历了以下五个阶段[1]:(1)1947年-1970年:单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车,压裂施工规模比较小,压裂以解除近井周围污染为主,在玉门等油田取得了较好的效果。 (2)1970年-1990年:中型压裂。通过引进千型压裂车组,压裂施工规模得到提高,形成长缝增大了储层改造体积,提高了低渗透油层的导流能力,这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 (3)1990年-1999年:整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元,在低渗透油气藏形成了整体压裂技术,支撑剂和压裂液得到规模化应用,大幅度提高储层的导流能力,整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 (4)1999年-2005年:开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系,形成最优开发井网,从油藏系统出发,应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积,在大庆、长庆等油田开始推广应用。 (5)2005年-今:广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂,增大储层改造体积,提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展,压裂技术日趋完善,形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型,研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系,配备高性能、大功率的压裂车组,使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术

水力压裂安全技术要求

水力压裂安全技术要求 SY/T6566-2003 国家经济贸易委员会2003-03-18批准 2003-08-01实施 前言 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位:吉林石油集团有限责任公司质量安全环保部、井下作业工程公司。 本标准主要起草人:宋泽明、宫长利、朱占华、毛杰民、付新冬、崔伟。 引言 水力压裂施工是油田开发、评价和增产的重要技术措施,也是一项风险较大的作业。由于压裂施工应用高压技术,野外作业,流动性大,涉及其它相关作业,经常接触石油、天然气等易燃易爆和其它有毒有害物质,易发生人员伤亡、环境污染等事故。为加强井下压裂施工安全管理,规范操作,搞好全过程施工作业,最大限度地避免发生事故,促进油田开发,提高经济效益,特制定本标准。 1 范围 本标准规定了水力压裂安全施工方法和技术要求。 本标准适用于水力压裂及相关施工作业。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 GB 150 钢制压力容器 SY 5727 井下作业井场用电安全要求 SY/T 5836 中深井压裂设计施工方法 SY 5858 石油企业工业动火安全规程 SY/T 6194 套管和油管 SY 6355 石油天然气生产专用安全标志 3 压裂选井和设计及施工队伍要求 3.1 压裂选井和设计应按SY/T 5836执行,并符合下列安全要求: a)套管升高短节组配与油层套管材质、壁厚相符; b)使用无毒或低毒物质; c)下井工具、连接方式应能保证正常压裂施工,并有利于压裂前后的其它作业; d)通往井场的道路能够保证施工车辆安全通行; e)场地满足施工布车要求。 3.2 压裂设计中应包括下列与安全有关的内容: a)存在可能影响压裂施工的问题; b)施工井场、施工车辆行驶路线说明及要求; c)地面流程连接、施工设备检查要求; d)试压、试挤要求; e)施工交接、检查要求;

国内大型压裂技术的应用与发展_张光生

第41卷第1期 辽 宁 化 工 Vol.41,No. 1 2012年1月 Liaoning Chemical Industry January,2012 收稿日期: 2011-09-19 国内大型压裂技术的应用与发展 张光生1,2,王维波1,杨冬玉1,廖 晶2,张红丽3,王雷波4,王华军1 (1. 西安石油大学石油工程学院, 陕西 西安 710065; 2. 河南油田勘探开发研究院地质实验室, 河南 南阳 473132; 3. 中国石油川庆钻探长庆钻井公司第二工程项目部, 甘肃 庆阳 745100; 4. 北京恩瑞达科技有限公司压裂套管堵漏项目部, 北京 100192) 摘 要:大型压裂在我国的应用与发展已有十余年时间,但大型压裂目前尚无明确的界定标准。国内近年来形成了低渗透薄互层油藏大型压裂、大型酸化压裂改造、大型加砂压裂、低伤害大型压裂等一系列成熟的大型压裂技术。大型压裂具有地质条件复杂多样、机组功率大、施工规模大、增产效果显著等特点,在今后很长时期内将继续担当低渗透油气层勘探试油,新井投产和油层改造的重任。 关 键 词:大型压裂;低渗;薄互层油藏;裂缝;酸化压裂 中图分类号:TE 357 文献标识码: A 文章编号: 1004-0935(2012)01-0046-05 1 中小规模压裂向大型压裂的变化 水力压裂凭借由地面向井内泵注液体的能量,使油层破裂,继而填以支撑剂,形成并保持裂缝,从而改善油气层导流能力,以达到油水井增产增注的目的。水力压裂技术是人们在认识地层、开发油气资源的长期实践中逐步总结出来的成果。 1947年7月世界第一口压裂井在美国堪萨斯州Hugoton 气田Kelpper 1井成功压裂[1] ,至今已有上百万井次的压裂作业。1954年中国开始应用水力压裂,20世纪70年代逐步对油层水力压裂基本原理、压裂工艺、压裂液、支撑剂、压裂工具、压裂设备、压裂施工中的事故预防和处理等问题进行研究和实践。五十多年来,水力压裂技术已由简单的、低液量、低排量压裂增产方法发展成为一项标准的开采工艺技术。最初的压裂作业,液量一般只有几立方米,而现代大型压裂作业液量已达几百立方米,支撑剂达上百吨。 大型压裂(Massive Hydraulic Fracturing,MHF)是相对于中小规模的压裂而言,虽然目前没有文献或者资料对大型压裂做出明确界定,但公开出版的文献中普遍将压裂液用量400 m 3 以上、加砂量50 m 3 以上、最高施工泵压60 MPa 以上,同时动用了数台较大功率机组且有较大排量和较长作业时间的压裂作业称为大型压裂。20世纪90年代国内开始实施大型压裂施工,迄今已完全具备大型、超大型压裂的技术能力。如果能制定明确的大型压裂标准,无疑将有利于行业技术实力的量化比较和品牌形象的树立。 2 国内大型压裂技术应用现状 2.1 应用现状 为研究致密气藏而发展起来的的水力压裂技术,其作业规模从小型发展到大型甚至超大型已成为压裂技术发展的一个重要方面。国内近年来将其广泛应用于油气藏增产改造,并取得良好增产效果。胜利、新疆、四川等油气田,屡屡以压裂液用量、加砂量、最高施工泵压等关键参数,不断刷新和创造国内大型压裂规模纪录。表1汇总了近年来国内部分大型压裂井况与施工参数。 大型压裂不仅应用于低渗透薄互层砂岩油藏、低孔-特低渗薄互层油藏、低渗砂砾岩油藏、潜山裂缝性变质岩油藏、火山岩油藏、致密页岩气藏、低压气藏、低渗透砂岩气藏等,而且也用于碳酸盐岩油气藏酸压改造,以及煤层气压裂[2,3] 。 2.2 主要技术的研究与开发 (1)低渗透薄互层油藏大型压裂技术 ① 二维流动的拟三维裂缝扩展模拟技术[4] 大型压裂技术的出现使人们认识到裂缝内过高的压力容易克服遮挡层岩石应力,使水力压裂的裂缝沿长、宽、高三个方向同时延伸。低渗透薄互层砂岩油藏隔层薄、强度低,裂缝的长高比往往小于4,以前只考虑流体一维流动的拟三维裂缝扩展模型就不够真实。根据低渗薄互层油藏大型压裂的特点,在适当假设的基础上,应用线弹性断裂理论,建立流体沿着裂缝高度和长度方向流动的拟三维裂缝扩展

(工艺技术)油田压裂新技术工艺

2012年4月8日星期日 1、黑油模型:指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟,也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础,其它模型大都是黑油模型的扩展。 (1) 黑油模型的基本假设:(1)油藏中的渗流是等温渗流。 (2)油藏中最多只有油、 气、水三相,每一相均遵守达西定律。 (3)油藏烃类只含有油、气两个组分。在油 藏状态下,油气两组分可能形成油气两相,油组分完全存在于油相内,气组分则可 以以自由气的方式存在于气相中,也可以以溶解气的方式存在于油相中,所以地层 内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中,一般不考虑油组分向气组分 挥发的现象。(4)油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的,即认为油藏中油气两相 瞬时达到相平衡状态。(5)油水之间不互溶;天然气也假定不溶于水。 煤层气:赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于 煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。 全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气 页岩气形成的条件 (1) 岩性:形成页岩气的岩石除页岩外,还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩 (2) 物性:页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低,典型的气页岩的基质渗透率处于微 达西~纳达西范围,因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 (3 )矿物组成:粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质(石英)含量较高比较有利。 (4)裂缝: 裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新,分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向 压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用, 特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标: 2、 乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁 兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二 长沙 2 : P2 上海 P2 P2 福州 卢台北

浅论二氧化碳泡沫压裂液

浅论二氧化碳泡沫压裂液 发表时间:2019-03-04T14:41:44.420Z 来源:《防护工程》2018年第34期作者:李振连 [导读] 吉林油田储层较为复杂,非均质性强,绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害 李振连 吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000 摘要:吉林油田储层较为复杂,非均质性强,绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害,反映到如排液困难、压后效果不好等。通过CO2泡沫压裂增产机理,压裂液综合性能评价,以及现场应用情况,取得了较好的效果,为低渗低产能油田开辟了新的增产措施。 关键词:增产机理;泡沫压裂;室内试验 压裂是提高油气藏早期产能、保持长期稳产的主要措施。压裂液是压裂技术的重要组成部分,其性能的好坏直接关系到压裂施工的成败与压裂的效果的好坏,优质低伤害低成本是其发展方向。 1 CO2压裂现状及发展 利用CO2压裂,国外已有三十多年的历史。六十年代初,CO2作为添加剂与冻胶压裂液混合助排;七十年代初,水基压裂液中CO2浓度达到50%,这类压裂液既可满足设计的裂缝长度,又可大大减少压裂液的用水量;八十年代,CO2浓度超过了50%,通过吸收地层热量,减少以CO2气体为分散相的泡沫,具备了泡沫压裂液的优良性能,减少了因液堵对地层相对渗透率的破坏,特别适用于水敏性地层;同时,美国和加拿大的一些公司已用100%的液态CO2压裂,每年几百口井以上,取得了很好的效果,其主要特点是对地层无损害,不留残液,排液快,经济效益好。 2 探究CO2压裂增产机理 (1)在CO2压裂施工过程中,注入了大量的CO2,在地层温度下,CO2快速汽化,混溶于原油中,将大幅度降低原油粘度。另一方面,还增加了溶解气驱能量,达到助排的目的。液体从地层向井筒流动的基本规律: 在地层条件都不变的情况下,原油的粘度若降低一半,原油的产量就可提高一倍。 (2)饱和CO2的液体,PH值在3.2-3.7之间,相对来说是无腐蚀的,PH值是CO2能成为一种有效的油井强化增产介质,如当PH值降至4.5-5.0以下时,膨胀的粘土矿物可以被减少,能保持地层的渗透性,可能解除裂缝的堵塞。 (3)由于CO2泡沫压裂液具有造缝面积大、所造的裂缝导流能力高等特点,将大大提高增油能力,效果显著。 3 室内研究 3.1 基液性能及泡沫液半衰期 使用RV-20旋转粘度计在20℃、170 1/s剪切速率下,未形成泡沫之前的基液黏度见下表,PH值为7.0,形成泡沫之后,在25℃,0.1MPa下测得泡沫流体的半衰期为300分钟,具有良好的泡沫稳定性,PH值为4.0。 3.2 泡沫压裂液综合性能评价 压裂液综合性能评价严格按照中国石油天然气股份公司颁布标准SY/T5107--2005 《水基压裂液性能评价方法》进行。结果见表1。

泡沫压裂

目录 1、泡沫压裂的基本概念 (3) 2、泡沫压裂的发展及应用 (3) 3、影响泡沫压裂的因素 (4) 3.1 选择合适的起泡剂 (4) 3.2 添加适当的稳定剂 (4) 3.3 提高液相的粘度 (4) 3.4 使气相与液相均匀混合 (4) 3.5 温度与起泡剂浓度 (4) 4、泡沫压裂液体系的性能评价 (5) 4.1 流变性能 (5) 4.2 滤失性 (5) 4.3 携砂性 (5) 5、泡沫压裂的特点 (6) 6、山西沁水盆地煤层气井设计思路 (6) 6.1 TS41-02井压裂施工设计(低密+co2) (7) 6.1.1 压裂液和支撑剂选择 (7)

6.1.2 施工参数及泵注程序 (7) 6.2 TS41-03井压裂施工设计 (9) 6.2.1 压裂液和支撑剂选择 (9) 6.2.2 施工参数及泵注程序 (10) 6.3 TS41-05井压裂施工设计 (11) 6.3.1 压裂液和支撑剂选择 (11) 6.3.2 施工参数及泵注程序 (12) 6.4 TS52-07井压裂施工设计 (14) 6.4.1 压裂液和支撑剂选择 (14) 6.4.2 施工参数及泵注程序 (14) 6.5 TS52-08井压裂施工设计 (16) 6.5.1 压裂液和支撑剂选择 (16) 6.5.2 施工参数及泵注程序 (17)

1、泡沫压裂的基本概念 泡沫压裂是指在常规压裂液的基础上加入起泡剂,氮气或者二氧化碳气体,形成泡沫从而组成以气相为内相、液相为外相的低伤害压裂液体系的压裂过程。泡沫压裂液属于较为复杂的非牛顿液体,它的性质,流动行为和特征受到许多可变因素所控制。气体泡沫质量(在给定温度和压力下,气体体积占泡沫体积百分比)多为50%~70%,泡沫质量小于52%时为增能体系,一般用作常规压裂后的尾追液,以帮助压后残液的返排;气泡质量大于52%时,内相气泡颗粒小,稳定性好,半衰期(从泡沫中分离出一半液体所需要的时间)长,分布均匀,流动时气泡与气泡相互接触,相互干扰,使其黏度大,携砂能力强,可以用于压裂液。 2、泡沫压裂的发展及应用 泡沫压裂液早在20世纪70年代就在美国率先得到应用,1982年以后就有了较大发展。泡沫压裂液研究大致可以分为四个阶段:70年代所用的第一代泡沫压裂液,主要由盐水、酸类、甲醇、原油、氮气和起泡剂配制而成,由于泡沫稳定性差并且寿命短,而且携砂浓度只有120~240 kg/m3,所有仅适用于浅井小规模施工;80年代所使用的第二代泡沫压裂液由盐水、起泡剂、聚合物(植物胶)、稳泡剂和氮气或二氧化碳组成,它的泡沫稳定性好并且半衰期长、黏度大,携砂浓度可达480~600 kg/m3,适用于各类油井压裂施工;90年代的第三代泡沫压裂液由盐水、起泡剂、聚合物、交联剂、氮气或二氧化碳组成,由于它是用交联冻胶体作为稳泡剂,所以气泡分散得更均匀、稳定性更强、粘度更大,携砂浓度大于600 kg/m3,因此适用于高温深井压裂施工;90年代后的第四代泡沫压裂液在组成上与第三代比较类似,但更强调内相气泡的分布和体积的控制,具有更好的抗温耐剪切性、半衰期更长、粘度更大、携砂能力更强的特性,携砂浓度可以达到1440kg/m3以上,加砂规模可达到150吨以上,能够满足大型加砂压裂施工的要求。我国对泡沫压裂液的研究与应用开始于20世纪80年代后期。在1988年辽河油田进行了氮气泡沫压裂液施工后,1997年吉林油田也引进二氧化碳泡沫压裂液设备进行了油层吞吐以及二氧化碳助排压裂的应用,由此拉开了我国泡沫压裂液研究及应用的序幕。1999年长庆靖安油田对陕28、陕11和陕156等油气井进行二氧化碳泡沫压裂液施工,获得油气无阻流量7.7×104m3/d、56.6×104m3/d和15.4×104m3/d,增产效果比较明显;2000年江苏油田对GX1、W2-3、SN20三口油井进行二氧化碳泡沫压裂液施工,GX1井和W2-3井自喷返排率高达78.78%和86.97%,而

压裂液的特点与适用范围

压裂液的特点与适用范围 一、水基压裂液 水基压裂液是以水作为分散介质(溶剂),再添加多种添加剂配制而成的一种压裂液。按稠化方式和稠化程度不同分为水基冻胶压裂液、线性胶压裂液和活性水压裂液。 1、水基压冻胶裂液 主要由水、稠化剂、交联剂和破胶剂配制而成。 特点:粘度高,可调性好,易于控制,造缝性能好,携砂能力强;摩阻低,滤失量小,耐温、耐剪切能力好,能在指定的时间内破胶排液,配制材料货源广。 适用范围:除少数低压、油润湿,强水敏地层外,适用于大多数油气层和不同规模的压裂改造,可以完成高温、高压、深井、超深井、高砂比、大砂量等高难度压裂作业。 2、线性胶压裂液(稠化水压裂液) 以稠化剂和表面活性剂配置而成的粘稠性水溶液。 特点:粘度较低,携砂性能差,降滤失性能略好,有一定造缝能力。 适用范围:主要用于压裂防砂、砾石充填、低温(小于60℃)、浅(小于1000)井的压裂改造;或用于低砂量、低砂比的煤层气或不携砂注水井压裂。 3、活性水压裂液 加有表面活性剂的低粘水溶液。

特点:粘度几乎为零,滤失量大,依靠大排量可以携带较少支撑剂。 适用范围:适用于浅井低砂量、低砂比的小型解堵压裂和煤层气井压裂。 二、油基压裂液 以就地原油或柴油作为分散介质与各种添加剂配制而成的压裂液称为油基压裂液。 稠化剂:磷酸酯 交联剂:铝酸盐 特点:粘度较高、耐温性能较好、携砂能力较强、对储集层伤害较小。 缺点:价格昂贵、施工困难、易燃。 三、泡沫压裂液 泡沫压裂液是指在水力压裂过程中,以水、线性胶、水基冻胶、酸液、醇或油作为分散介质,以气体作为作为分散相(不连续相),与各种添加剂配制而成的压裂液。 按分散相类型不同,泡沫压裂液体系可以分为氮气泡沫压裂液、二氧化碳泡沫压裂液和空气泡沫压裂液。 优点:粘度高,携砂和悬砂性能好,摩阻损失小、滤失量小,液体效率高、在相同液量下裂缝穿透深度大;含水量小,密度低,气体膨胀能力强,易于压后返排,对油层污染小。 缺点:温度稳定性差,使用范围受到限制,由于井筒气—液

关于水力压裂设备及技术的发展及应用

关于水力压裂设备及技术的发展及应用 【摘要】水力压裂技术经过了半个多世纪的发展,在设备和技术应用上都取得了较大的发展,在全球各地的石油开采中也发挥了关键性的作用,是目前仍在广泛应用的评价认识储层的一种重要方法,水力压裂技术也是油田煤矿等产业生产中确保安全、降低危险的重要技术。近年来,水力压裂的几部发展很快,在压裂设备材料上也有了较大突破,压裂技术在油田勘探开发应用中和其他行业的应用中的前景还是十分广阔的。 【关键词】水力压裂;发展现状;趋势 随着技术进步和应用范围的扩大,施工对压裂技术也提出了更高的要求,对压裂设备性能、压裂液等材料的要求也越来越高,不同地理环境下的压裂技术应用也有不同的需求,所以水力压裂设备和技术的研究也在不断进行,笔者在此对水力压裂技术的发展应用现状和今后的发展前景进行了展望,具体内容如下。 一、水力压裂设备技术的发展应用现状 (一)端部脱砂压裂技术 现代油气田勘探开发技术发展应用速度快,各种新技术工艺也都得到了综合运用,过去压裂设备和技术主要应用于低渗透油田,现在应用范围有了明显的扩大,在国内许多大型油田的中高渗透地层中不但应用了压裂设备和技术,且在技术上有了更大的突破。压裂技术应用于中高渗透地层时,实现短宽型的裂缝能够更好的控制油气层的开发,所以端部脱砂压裂技术应运而生,并在应用中取得了非常好的效果,近年来端部脱砂压裂技术在浅层、中深地层、高渗透以及松软地层都得到了应用,该技术的相关设备也在应用中得到了不断的改进。 (二)重复压裂技术 随着油田开发的不断深入,出现越来越多的失效井和产量下降的压裂井,二重复压裂技术正是针对该类油井改造和提高产量的有效技术措施。全球范围内各个国家对重复压裂设备和技术的研究都很重视,经过实践检验其应用效果也十分显著,重复压裂的成功率能够达到75%左右。在美国还有油田企业在应用重复压裂技术的同时还采用了先进的强制闭合技术和端部脱砂技术,取得了很好的经济效益。重复压裂技术设备能够用于改造低渗透和中渗透的油层,在直井、大斜度井以及水平井中都具有很高的应用效果,对提高产能具有很好的作用。 (三)高渗层防砂压裂技术 高渗层防砂压裂技术不但能够实现高渗透油藏的压裂,还能够同时完成充填防砂作业。传统的砾石充填防砂技术很容易造成对高渗透油层的破坏,导致导流能力下降,而高渗透防砂压裂技术是结合的端部脱砂技术,使裂缝中的支撑剂浓

水力压裂技术

水力压裂水力压裂:: 一项一项经久不衰的技术经久不衰的技术经久不衰的技术 自从Stanolind 石油公司于1949年首次采用水力压裂技术以来,到今天全球范围内的压裂施工作业量将近有250万次。目前大约百分之六十新钻的井都要经过压裂改造。压裂增产改造不但增加油井产量,而且由于这项技术使得以前没有经济开采价值的储量被开采了出来(仅美国自1949年以来就约有90亿桶的石油和超过700万亿立方英尺的天然气因压裂改造而额外被开采出来)。另外,通过促进生产,油气储量的静现值也提高了。 压裂技术可以追溯到十八世纪六十年代,当时在美国的宾夕法尼亚州、纽约、肯塔基州和西弗吉尼亚州,人们使用液态的硝化甘油压浅层的、坚硬地层的油井。目的是使含油的地层破裂,增加初始产量和最终的采收率。虽然使用具有爆炸性的硝化甘油进行压裂是危险并且很多时候是违法的,但操作后效果显著。因此这种操作原理很快就被应用到了注水井和气井。 在十九世纪三十年代,人们开始尝试向地层注入非爆炸性的流体(酸)用以压裂改造。在酸化井的过程中,出现了一种“压力从逢中分离出来”现象。这是由于酸的蚀刻会在地层生成不能完全闭合的裂缝,进而形成一条从地层到井的流动通道,从而大大提高了产量。这种“压力从逢中分离出来”的现象不但在酸化的施工现场,在注水和注水泥固井的作业中也有发生。 但人们就酸化、注水和注水泥固井的作业中形成地层破裂这一问题一直没有很好的理解,直到Farris 石油公司(后来的Amoco 石油)针对观察井产量与改造压力关系进行了深入的研究。通过此次研究,Farris 石油萌生出了通过水力压裂地层从而实现油气井增产的设想。 第一次实验性的水力压裂改造作 业由Stanolind 石油于1947年在 堪萨斯州的Hugoton 气田完成(图 1)。首先注入注入1000加仑的粘 稠的环烷酸和凝稠的汽油,随后是 破胶剂,用以改造地下2400英尺 的石灰岩产气层。虽然当时那口作 业井的产量并没有因此得到较大 的改善,但这仅仅是个开始。在 1948年 Stanolind 石油公司的 J.B.Clark 发表了一篇文章向石油 工业界介绍了水力压裂的施工改造过程。1949年哈里伯顿固井公司(Howco)申请了水力压裂施工的专利权。 哈里伯顿固井公司最初的两次水力压裂施工作业于1949年3月17日,一次在奥克拉荷马州的史蒂芬郡,总花费900美元;另一次在位于得克萨斯州的射手郡,总花费1000美元,使用的是租来的原油或原油与汽油的混合油与100到150磅的砂子(图2)。在第一年中,332口井被压裂改造成功,平均增加了75%的产量。压裂施工被大量应用,也始料未及地加强了美国的石油供应。十九世纪五十年代中期,压裂施工达到了每月3000口井的作业量。第一个过五十万英镑的压裂施工作业是由美国的Pan 石油公司(后来的Amoco 石油,现在的BP 石油)于1968年10月在奥克拉荷马州的史蒂芬郡完成的。在2008年世界范围内单级花费在1万到6百万美元之间的压裂作业超过了5万级。目前,一般的单井压裂级数为8到40

压裂软件的现状及发展趋势

压裂软件的现状及发展趋势 孟庆民 (中石化胜利油田分公司采油工艺研究院) 摘要:压裂是目前低渗透油田主导的增产措施,压裂相关的软件技术发展的也非常迅速。压裂软技术贯穿于从整体开发-单井设计-压后返排优化全过程,是技术人员的重要工具,通过软件,可以更加深入的认识油藏和评价施工效果。通过对常用的压裂优化软件的使用经验,分析了压裂软件的现状及发展,探讨了目前软件存在的问题,提出了下步压裂软件的发展趋势,并对压裂优化软件的发展提出了看法。 主题词:压裂软件 整体压裂 单井设计 发展趋势 1 压裂软件现状 压裂是低渗透油藏重要增产措施,压裂设计软件是优选油层改造措施和优化设计措施的基本手段。目前压裂优化软件已经形成了较为完善的体系,由区块整体压裂设计、单井压裂优化设计、施工实时监测和分析等三类组成。 目前,区块整体压裂优化设计软件主要有3种优化设计方法,即优化采收率法、净现值法和累计增产量法。优化采收率法最为科学,但是由于涉及油田开发方面的许多比较复杂的因素和问题,实际上难以做到真正的目标优化。净现值法涉及裂缝模型因素和油田开采经济分析问题,裂缝模拟的准确性和经济分析模型的可靠性均会对优化结果产生影响。累计增产量法着重分析油层内有效裂缝对增产量的影响,避开了裂缝模型、裂缝具体形状(主要指高度变化等)和经济分析因素。这类软件主要用以确定地层是否适合整体压裂改造,优选裂缝规模以及预测整体压裂效果。目前整体压裂软件主要是国内的中国石油大学和西南石油大学开发的,可以完成五点、反九点、矩形井网的优化。 单井压裂设计软件主要以国外的产品为主,如FracproPT、E-StimPlan、Terrfrac、GOHFER、Meyer,国内有西南石油大学开发的3D-HFODS软件。压裂设计软件一般包括压裂设计、酸压设计、压裂充填设计、小型压裂分析、产能预测、经济评价、液体/支撑剂库等功能。压裂裂缝模型从二维发展到了全三维,从简单的井身结构优化发展到了复杂结构的水平井优化。FracproPT软件系统是拟三维压裂软件工具,提供支撑剂和酸化压裂增产的设计、模拟、分析、执行和优化功能。FracproPT的独特技术是它的实时数据管理和分析能力;其中包括灵活的,根据裂缝分析可进行校正的裂缝模型;以及压裂处理后进行生产分析和经济优化的油藏模拟功能。FracproPT2007版本(10.4.57)支持水平井的压裂设计模拟,而且可以和油藏模拟软件作接口,模拟压裂后产能变化。E-StimPlan是由压裂专家K.G. Nolte、Mike Smith先生创建的NSI公司开发的全三维压

氮气泡沫调驱技术研究与实践

doi:10 3969/j issn 1006 6896 2010 07 011 氮气泡沫调驱技术研究与实践 由艳群 大庆油田采油工程研究院 摘要:针对大庆油田老区注入水无效循 环问题,开展了氮气泡沫调驱技术研究。首 先进行氮气泡沫层内封堵机理研究,针对不 同渗透率储层,筛选了3套配方体系,讨论 了影响氮气泡沫质量的因素;并利用H QY -3型多功能物理模拟装置测定了氮气泡沫 调剖的各参数。非均质岩心实验表明,氮气 泡沫驱能提高油田采收率,在改善大庆油田 聚驱后油藏的开发效果方面效果明显。 关键词:泡沫;控制水窜;稳定性;阻 力因子 大庆油田老区已进入到特高含水期开采阶段, 注入水窜流严重。依靠化学深、浅调剖改善注水井 吸水剖面,提高采收率的效果逐年变差。为控制产 水,降低含水上升速度,提高油井产油量,开展了 注泡沫控制水窜技术研究[1-2]。泡沫不仅具有显著 的选择性封堵的特点,而且具有明显的提高驱油效 率的作用,能明显控制水窜。 1 泡沫剂体系及封堵机理 氮气泡沫驱替液主要由发泡剂、稳泡剂和水组 成,本文研制了3种氮气泡沫驱替液。从表1中可 以看出,氮气泡沫驱替液的表界面张力要比纯水低 得多,这主要是因为氮气泡沫驱替液含有大量的表 面活性剂分子[3]。根据Gibbs原理,系统总是趋向 较低表面能的状态,低表面张力可使泡沫系统能量 降低,有利于泡沫的稳定。 表1 泡沫驱替液的组成和性质 名称发泡剂 浓度/ % 稳泡剂 浓度/ m g L-1 发泡 体积/ mL 半衰期/ h 表面 张力/ m N m-1 界面 张力/ mN m-1 SW-10 33048028 625 30 27 SW-20 370047551 725 60 30 SW-30 5150047515925 70 32 泡沫剂注入地层后,在氮气驱替作用下形成泡沫,该泡沫体系能有效封堵高渗透层,迫使后续液体转向含油饱和度高的部位驱替原油,从而提高波及系数[4]。 泡沫剂是一种表面活性剂,能降低油水界面张力,提高驱油效率;在含油饱和度高的油层部位,泡沫剂易溶于油,不起泡,也不堵塞孔隙孔道,能提高洗油效率。 2 物理模拟实验 评价泡沫在岩心中的封堵能力实验装置采用一维单管模型,实验时单管模型水平置于恒温箱内,单管模型长30cm,直径2 5cm。 (1)最佳气液比优选。气液比对氮气泡沫的质量影响明显,从气液比对封堵性能影响实验表明, 3种泡沫剂体系的最佳气液比都在11~21之间(见表2)。 表2 不同体系的最佳气液比优选 气液比 阻力因子 WT-1W T-2W T-3 实验条件1266 672 2109 6 11100 0123 4154 8 32100 8128 6151 3 2199 6123 2146 4 3172 886 189 6 T=45! P=1 0M Pa K=1 05 m2 V=4m L/min (2)注入方式确定。氮气泡沫调剖的注入方式有两种,一是气和泡沫剂交替注入,二是气和泡沫剂同时注入。室内实验表明,气液混注效果明显好于气液交替注入,在气液交替注入中,交替的频率越高,交替段塞越小,阻力因子越大,泡沫封堵效果越好(见表3)。 表3 注入方式筛选实验 注入方式 基础 压差/ M Pa 工作 压差/ M Pa 阻力 因子 实验条件气、液混注0 066 42107 气、液交 替注入 0 5PV液1PV气0 064 7579 16 1PV液2PV气 0 064 2270 33 气液比21,加 1M Pa回压,注入速 度2mL/min (3)注入速度确定。从不同注入速度产生的阻力因子看,在低注入速度下,随注入速度的增加,泡沫产生的阻力因子增大(见表4)。在现场应用时,为扩大油层纵向波及体积,应在低于地层破裂压力下,尽量提高注入速度。 表4 氮气泡沫调剖注入速度对封堵效果的影响注入速度/ mL min-1 基础压差/ M Pa 工作压差/ M Pa 阻力 因子 实验条件 0 50 02251 54668 7 1 00 026 2 2787 3 1 50 0295 2 90898 6 3 00 0403 9498 5 4 00 0424 18299 6 浓度:0 5% T=45! P=1 0M Pa 气液比=11 K=1 02 m2 21 油气田地面工程第29卷第7期(2010 7)

水力压裂综述

文献综述 前言 水力压裂是油田增产一项重要技术措施。由地面以超过地层吸收能力的排量高压泵组将液体注入井中,此时,在井底附近便会蹩起压力,当蹩气的压力超过井壁附近地层的最小地应力和岩石抗张强度时,在地层中便会形成裂缝。随之带有支撑剂的液体泵入缝中,裂缝不断向前延伸,这样,在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。由于压裂形成的裂缝提高了产油层导流能力,使油气能够畅流入井内,从而起到了增产增注的作用。 为了完成水力压裂设计,在地层中造成增产效果的裂缝,需要了解与造缝有关的地应力、井筒压力、破裂压力等分布与大小。这些因素控制着裂缝的几何尺寸,同时对与地面与井下设备的选择有关。同时,用于水力压裂的压裂液的性能、数量,支撑剂的排布情况关系到裂缝的几何尺寸,压裂技术-端部脱砂技术,对提高压裂效果起到很大作用,这些因素关系到能否达到油田增产的目的,需要进行详细研究。在建立适当的裂缝扩展模型的基础上,实现现场实际生产情况的模拟研究,对进一步优化水力压裂参数,提高压裂经济实用性起到很大作用。 这项油田增产措施自发展以来,得到国内外广泛采用,并且经不断的开发试验,已取得很大成效。 水力压裂技术的发展过程 水力压裂技术自 1947 年美国堪萨斯州进行的的第一次试验成功以来,至今近已有60余年历史。它作为油井的主要增产措施,正日益受到世界各国石油单位的重视及采用 ,其发展过程大致可分以下几个阶段: 60 年代中期以前 ,各国石油公司的工作者们的研究工作已适应浅层的水平裂缝为主,此时的我国主要致力于油井解堵工作并开展了小型压裂试验。 60 年代中期以后 ,随着产层加深 ,从事此项事业的工作者以研究垂直裂缝为主。已达成解堵和增产的目的。这一时期 ,我国发展了滑套式分层压裂配套技术。 70 年代 ,工作进入到改造致密气层的大型水力压裂阶段。我国在分层压裂技术的基础上 ,发展了蜡球选择性压裂工艺 ,以及化学堵水与压裂配套的综合

压裂液国内外研究现状

1. 压裂液国内外发展概况 压裂技术是我国油气田开发必不可少的重要措施之一,它在增加产量和储量动用方面起到了重要的作用。压裂的目的主要是形成具有一定几何形状的高导流能力裂缝,改善油气通道,从而增加油气产量。而压裂液在压裂中起着非常重要的作用,压裂液体系的性能是关乎整个压裂施工作业成败及压裂效果的关键点之一,性能好的压裂液不但能够保障压裂施工的顺利进行,而且能够保护储层,获得理想的增产效果[1]。压裂液通常是由各种化学添加剂按一定比例配制成具有良好粘弹性的冻胶状物质,主要分为水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液[2]。 1947年,水力压裂首次在现场成功应用的初期,主要使用以原油、成品油所配成的油基压裂液,原因是水基压裂液会对水敏地层造成损害。五十年代,出现了控制水敏地层损害的方法以后,水基压裂液才被应用在压裂作业中,但油基压裂液仍为主要的压裂液。到六、七十年代,增稠剂瓜胶及其衍生物的出现,使水基压裂液迅速发展并占据主要地位。到了八十年代,由于致密气藏开采和部分低压油井压后返排困难等问题,出现了泡沫压裂液。到九十年代及以后,为了解决常规压裂液在返排过程中由于破胶不彻底对油藏渗透率造成很大伤害的问题,又开发研制了粘弹性表面活性剂压裂液,即清洁压裂液。 1.1 水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质,向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的,主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂,即植物胶(瓜胶、田菁、香豆、魔芋等)、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶,交联后形成粘度极高的冻胶。具有低摩阻、稳定性好、携砂能力强、低损害、施工简单、货源广、廉价等特点。通常,水基压裂液按加入稠化剂种类大致可分为三种类型: 天然植物胶压裂液、纤维素压裂液以及合成聚合物压裂液。 1.1.1 天然植物胶压裂液 国内外最先研究和应用的是天然植物胶压裂液,因而这类压裂液使用最多,其中瓜胶及其改性产品为典型代表[3]。美国BJ公司开发了一种新型低聚合物浓度的压裂液体系,稠化剂是一种高屈服应力的羧甲基瓜胶,一般使用浓度是0.15-0.30%,可适用底层温度为93-121℃。该压裂液体系具有较高的粘度,良好的携砂能力。目前,国外已经进行了350口井以上的压裂施工,获得了较理想的缝长和较彻底的清洁返排,增产效果好于使用HPG交联冻胶的结果。田菁胶是国内植物胶中大分子结构与瓜胶十分相似的一种,最早于20世纪70年代末由胜利油田开发应用。继田菁胶之后而出现的香豆胶最早由石油勘探开发科学研究院研制成功。用无机硼酸盐交联的香豆胶压裂液常用在30-60℃的地层,用有机硼交联的香豆胶可用于60-120℃的地层。90年代中期开发了一种GCL锆硼复合交联剂使耐受温度达到140℃[4]。从20世纪90年代以来,香豆胶已在大庆、吉林、玉门、塔里木、吐哈等各大油田得到了推广使用[5]。20世纪80年代,四川、华北油田研究并应用了魔芋胶压裂液。 1.1.2 纤维素压裂液 纤维素衍生物主要是纤维素醚,用于石油行业的是高取代度的纤维素醚,它以每年3%-5%的速度增长。其中CMC、HEC和HPMC应用最多,在我国,这三类衍生物的用量曾占10%左右[6],CMC、HEC冻胶的热稳定性及滤失性能好,可用于140℃下井下施工,其主要问题是摩阻偏高,尚有待进一步改进。由于纤维素衍生物对盐敏感、热稳定性差,增稠能力不大,不如植物胶应用广泛。2010年李永明等[7]配制出了含纤维的超低浓度稠化剂压裂液,其稠化剂浓度为0.2%、BF-2纤维加量为0.7%,该压裂液携砂性能好,残渣量较少,储层损害小,现场应用取得成功,川孝270井用该压裂液对储层改造后获得天然气产量为

氮气泡沫驱机理

一、氮气泡沫驱简介 我国现已发现的油田大部分属于陆相沉积储层,受地层非均质性及不利水油流度比的影响,水驱效果往往不是很理想。而对于低渗、超低渗油藏,注水压力高,开采难度大,该类油藏普遍采取压裂措施,压裂后产量快速上升,但有效生产周期较短,表现为含水率快速上升,产油量快速降低。 与CO2和空气相比,氮气具有较高的压缩系数和弹性能量,且为惰性气体,无生产安全隐患。氮气密度小,在地层中可向油藏高部位运移,在高部位形成次生气顶,增加了油藏的弹性能。另外,氮气分子比水分子小很多,可以进入原来水驱不能进入的油藏基质,将基质内的原油挤压、驱替出油藏,从而提高了采收率。但受油藏非均质性的影响,氮气更易沿高渗透层窜进,造成生产井产气量高,氮气含量高。不仅造成了资源的浪费,而且对生产井气体正常使用造成一系列影响。 氮气泡沫驱是近年来国内比较成熟的技术,泡沫在地层中具有较高的视黏度,遇油消泡、遇水稳定,在含水饱和度较高的部位具有较高的渗流阻力,封堵能力随着渗透率的增加而增加,可以有效增加中低渗透部位的驱替强度,同时发泡剂一般都是性能优良的表面活性剂,可在一定程度上降低油水界面张力。因此,泡沫调驱既可以改善波及效率,也可以提高驱油效率。 二、氮气泡沫微观渗流阻力分析 泡沫在多孔介质中产生的渗流阻力本质上是泡沫在孔道中产生的毛细管效应附加阻力。根据气泡在多孔介质中的存在状态,主要可以分为以下3种情况。 (1)液体近壁边界层引起的附加阻力 由于固体表面与水分子之间的相互作用,使得靠近固体表面的水层具有不同于自由水的性质,这一水层称为静水边界层。 考虑固体表面的微观结构和水分子的结构与性质,可以清楚地知道润湿实际上是水分子(偶极子)时固体表面的吸附形成的水化作用。水分子是极性分子,固体表面的不饱和键也具有不同程度的极性,水分子受到固体表面的作用并在固体表面形成紧贴于表面的水层,即静水边界层。静水边界层中,水分子是有秩序排列的,它们与普通自由水分子的随机稀疏排列不同。最靠近固体表面的第一层水分子,受表面键能吸引最强,排列得最为整齐严密。随着键能和表面势能影响的减弱,离表面较远的各层水分子的排列秩序逐渐渴乱。表面键能作用不能达到的距离处,水分子已为普通水分

油田压裂新技术工艺

2012年4月8日星期日 1、黑油模型:指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟,也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础,其它模型大都是黑油模型的扩展。 (1)黑油模型的基本假设:(1)油藏中的渗流是等温渗流。(2)油藏中最多只有油、气、水三相,每一相均遵守达西定律。(3)油藏烃类只含有油、气两个组分。在油藏状态下,油气两组分可能形成油气两相,油组分完全存在于油相内,气组分则可以以自由气的方式存在于气相中,也可以以溶解气的方式存在于油相中,所以地层内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中,一般不考虑油组分向气组分挥发的现象。(4)油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的,即认为油藏中油气两相瞬时达到相平衡状态。(5)油水之间不互溶;天然气也假定不溶于水。 (2)物性:页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低,典型的气页岩的基质渗透率处于微达西~纳达西范围,因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 (3)矿物组成:粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质(石英)含量较高比较有利。(4)裂缝:裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新,分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用,特别是水平井分段压裂技术的推广应用,在保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标:

水平井压裂分段数:9段 深层气压裂最大支撑剂量: 908.5t (角64-2H井) 最大注入井筒液量: 4261.1m3 最大酸压规模:1603 m3 ?水力喷射分层加砂压裂在四川、长庆地区施工20余井次,平均单井次缩短施工周期20天以上;气井应用不动管柱分层压裂技术307井次,施工成功率99%;平均单井缩短试气周期20天以上;连续混配压裂施工405井次,累计配液88898 m3,累计缩短施工周期425天。 ?裸眼封隔器分段压裂取得突破性进展。全年在苏里格等地区现场应用22井次,并取得良好效果。长城钻探在苏里格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。 ?川庆钻探与美国EOG公司合作,在角64-2H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术,成功完成水平井9段分层加砂压裂施工,注入液体4261.1m3,支撑剂908.5t,刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多(9段)、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录, ?2010年,国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用,打破了外国公司的垄断,取得了很好的增产效果,产量是临近直井的3倍以上。 ?2010年,川庆钻探在合川 2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空6-7级分段压裂现场施工;西南油气田的威201页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工,为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。 5、机械分段压裂技术 机械分段压裂技术包括裸眼封隔器分段压裂技术、动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、不动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、封隔器+桥塞分段压裂技术等。 1、裸眼封隔器分段压裂 ◆裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式:到目前苏里格共完成裸眼分段压裂36井(167段),占整个水平井改造总井数的81.8%。 ◆应用规模逐年扩大: 09年8井次、10年1~7月28井次。 ◆技术水平逐步提高:分段数从3段到10段(工具已下井,近期压裂施工),最长水平段1512m,最大下入深度5235m。 套管鞋:3698.81

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