我国首口气井二氧化碳干法加砂压裂获成功
二次加砂压裂技术在东胜气田的应用
二次加砂压裂技术在东胜气田的应用 东胜气田储层总体表现为低孔、低渗、气水关系复杂。单井自然产能较低或无自然产能，建产率低，开发难度大，需要经过压裂改造才能达到经济开发的效果。为解决该储层改造难题，在现场实施二次加砂压裂储层改造技术。二次加砂工艺技术是把一次加砂变为分段加砂，目的是充分造缝，建立高导流能力的裂缝。二次加砂压裂得到的裂缝相对较短，裂缝宽度相对增大，缝内铺砂量增多。二次加砂压裂在需要控制裂缝高度、提高裂缝导流能力的储集层压裂中具有明显优势，并可降低砂堵风险。 标签：东胜气田；二次加砂；压裂；低渗透 1 储层特征及压裂改造难点 中国石化东胜气田，又名杭锦旗气田，位于鄂尔多斯盆地北部的杭锦旗及杭锦旗西区块，是华北分公司面积最大的天然气区块。区内构造为一向西南倾斜的单斜构造，受古地貌的影响，披覆构造较为发育，但面积较小。北部至东北部是什股壕鼻隆发育地带，多处发育北东—南西方向延伸的小型鼻状构造。气田主要含气層包括盒1、盒2、盒3以及山1等，埋深在2000～2300 m。储层物性差异较大，但总体表现为低孔、低渗、非均质性较强的储层。单井自然产能较低或无自然产能，建产率低，开发难度大，需要经过压裂改造才能达到经济开发的效果。 2 二级加砂压裂技术 二级加砂压裂是对同一井层段进行两次重复压裂，也就是将压裂施工分为两次主压裂作业程序进行加砂，第一次主压裂作业程序完成以后，关井，使入井液体充分扩散，再视井口压力情况决定是否放喷，然后进行第二次压裂作业程序。每次加砂结束前，要求在混砂车按设计要求加入过硫酸铵。压裂结束后，关井进行压力扩散，再采用井口控制返排措施强制裂缝闭合。二级加砂压裂的目的是在第一次压裂形成主裂缝并充分造缝延伸以后，停泵，让裂缝内混砂液体滤失扩散，使裂缝闭合，然后用比第一次压裂作业更高的排量进行第二次压裂施工程序，使裂缝重新开启，向更宽更高的方向发展，最后取得更好的改造效果。 3 二次加砂压裂工艺 3.1 选井原则 ①具有一定可采储量、注采对应关系好、地层能量较充足、含水较低且需要严格控制缝长的储层；②厚度小、地应力高以及裂缝性储层、施工成功率低的井层；③隔层条件差或储层疏松，支撑剂潜入严重的储层。 3.2 砂量和加砂方式的合理确定
二氧化碳气体爆破方案
煤矿智能二氧化碳爆破系统 实施方案 目录 一、液态二氧化碳相变致裂技术简介 二、二氧化碳爆破原理 三、二氧化碳爆破产品优势 四、实施方案 （一）地面操作间装管 （二）钻孔施工 （三）设备运输 （四）放炮 （五）回收 五、施工安全技术措施 （一）注意事项 （二）试验安全技术措施 六、设备配置表
一、液态二氧化碳相变致裂技术简介 液态二氧化碳相变致裂技术是一种理念先进、方法安全、效果显著的爆破技术，属于物理爆破技术，具有爆破过程无火花外露、爆破威力大、无需验炮、操作简便、不属于民爆产品，其运输、储存和使用获豁免审批等优点，被广泛应用于采煤、清堵、建筑物拆除。因此，液态二氧化碳相变致裂技术有望取代炸药预裂爆破、水力扩孔、水力压裂来强化提高煤层透气性，快速消除突出危险性或冲击地压。 液态二氧化碳相变致裂属于物理致裂过程，通过化学加热液态二氧化碳，使其压力剧增至20MPa~60MPa，高压液态二氧化碳冲破定压剪切片迅速转化为气态，体积膨胀600多倍，瞬间释放的气体膨胀能使钻孔周边煤体致裂；液态二氧化碳体积膨胀过程会吸收大量的热量，能有效降低致裂范围内的煤体温度，有利于抑制煤层自燃；液态二氧化碳相变致裂采用低压启动（9v），比传统爆破更安全，且不需要验炮，爆破后即可进人，实现连续工作。液态二氧化碳相变致裂装备结构。 如图1所示。 二、二氧化碳爆破原理 二氧化碳爆破器的原理：二氧化碳气体在一定的高压下可转变为液态，通过高压泵将液态的二氧化碳压缩至圆柱体容器（爆破管）内，装入破裂片、导热棒和密封圈，拧紧合金帽即完成了爆破前的准备工作。将爆破管和安全云毫差起爆器及电源线携至爆破现场，把爆破管插入钻孔中固定好，连接起爆器电源。当微电流通过高导热棒时，产生高温击穿安全膜，瞬间将液态二氧化碳气化，急剧膨胀产生高压冲击波致泄压阀
自交联高携砂增粘压裂液的研制及应用
自交联高携砂增粘压裂液的研制及应用 摘要:以丙烯酰胺、２-丙烯酰胺基-２-甲基丙磺酸钠、烷基二甲基烯丙基氯化铵、Ｎ,Ｎ-亚甲基双丙烯酰胺为单体，采用反相乳液聚合方法制备了自交联高乳液， 并考察其溶解性、抗剪切性、流变性、粘弹性、耐温性、携砂性、降阻率、抗盐性、破胶性及返排性能。研究结果表明，该压裂液稠化剂是集降阻、携砂、助排 等多功能于一体的清洁型产品，一剂多效，可在线混配，仅通过改变加量即可实 现滑溜水与胶液的无缝切换，实现滑溜水胶液一体化，具有良好的推广应用前景。 关键词：自交联；降阻；携砂；清洁型；在线混配 1.研究背景 低渗透油气层分布广、开采难度大，体积压裂是增储上产的首选措施，压裂 液特点“低摩阻+ 高黏度”，同时满足大排量和变黏多级交替注入，实现主导裂缝 的充分延伸以及复杂裂缝连通，最大限度提高裂缝的复杂性。目前的压裂液体系 已难以满足高效化、清洁化生产的需求，存在以下弊端：（1）成本高：压裂液体系添加剂加量大导致液体成本高，连续混配车、缓冲罐费用高；（2）配液效率低：简化压裂液体系配方复杂，导致配液效率低；（3）伤害高：速溶体 系连续混配混配很容易形成鱼眼堵塞裂缝孔道；体系破胶后残渣较多，对储层造 成伤害； (4)返排液不可重复利用。 因此，为满足大排量压裂施工的技术要求，急需开发一种具有一剂多效、自 由切换、现配现用乳液型压裂液。该体系可依靠聚合物分子间的多元缔合作用形 成空间网状结构，超快速溶，无需连续混配，易破胶返排，对储层伤害小，清洁 环保，可利用返排水重复配液。 2.自交联高携砂增粘稠化剂GZJ-X的合成 根据乳液降阻剂和聚合物稠化剂的特点，在聚丙烯酰胺分子上引入磺酸基团，提高抗盐性能；疏水长链使分子具有疏水缔合作用；季铵盐的引入提高防膨性能；引入五元杂环结构提高聚集体空间复杂性和稳定性，从而提高压裂的黏弹性和耐 温性能。 2.1聚合单体的选取 （1）主链单体 丙烯酰胺（AM）是一种具有高反应活性的聚合单体，能够为其均聚物和共聚 物提供以Ｃ－Ｃ键为主的主链结构。由于Ｃ－Ｃ键断裂所需的温度较高，可以提 高聚合物的热稳定性，并且以Ｃ－Ｃ键为主链的聚合物也具有良好的耐细菌腐蚀 性能。 （2）阴离子单体 2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸钠（AMPS－Ｎａ）是一种水溶性好、聚合活 性高的阴离子单体。由于其分子结构支化程度高，具有较大的空间位阻效应，可 以使聚合物链刚性提高，明显增加聚合物的粘度。此外，含有热稳定性好、对盐 不敏感的磺酸基可以大大增加聚合物稠化剂的耐温耐盐性能。 （3）阳离子单体 烷基二甲基烯丙基氯化铵是一种带有疏水长链的季铵盐。分子中的阳离子基 团可以显著降低聚合物对储层的伤害，抑制黏土的水化膨胀和运移，而分子中含 有的疏水长链可以增强聚合物分子间阴阳离子的协同效应，提高稠化剂的增稠效果。 (4)其他单体
压裂加砂不足的危害及原因分析研究
压裂加砂不足的危害及原因分析研究
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压裂加砂不足的危害及原因分析研究-工程论文 压裂加砂不足的危害及原因分析研究 吴友梅1 王孝超1 邱守美1 贾元钊1 龙长俊1 李文彪2 （1.中国石油华北油田采油工程研究院河北任丘062552；2.中国石油华北油田第二采油厂河北霸州065700） 摘要：华北油田进入开发中后期，水力压裂成为增产稳产的重要措施。本文对近3年压裂施工井进行了统计分析，从理论上分析了加砂不足的危害，并结合华北油田具体情况分析了加砂不足的原因和采取的对策，为提高加砂成功率和改造效果提供有利借鉴。 关键词：压裂；加砂不足；砂堵；异常高压；滤失；导流能力；压裂效果 *基金项目：中石油重大专项“华北油田上产稳产800万吨关键技术研究与应用”(2014E-35)，子课题“强水敏非均质低渗透油藏有效开发技术”（2014E-35-08-05） 压裂缝长和裂缝导流能力是影响压裂效果的两大因素。 但加砂不足会导致储层改造不充分，形成的裂缝导流能力低，严重影响压裂效果。高停泵压力、储层地应力异常、岩性致密和砂堵是引起加砂不足的常见原因。在广泛调研国内相关研究的基础上，通过对加砂不足原因的分析，提出相应的解决措施，对提高加砂成功率和压后增产效果具有重要意义。 1 压裂加砂不足的危害 加砂不足导致砂比过低，不利结果主要有两个：一是支撑剂在裂缝内单层铺置，破碎和嵌入比例增加，对裂缝导流能力不利；二是砂量过少、浓度低使得
塔河油田加砂压裂返排流程设计方案与优化
塔河油田加砂压裂返排流程设计与优化-经济 塔河油田加砂压裂返排流程设计与优化 赵敏江柳志翔李洪文 （中国石油化工股份有限公司西北油田分公司完井测试管理中心新疆轮 台841600 ） 摘要分级加砂压裂及常规加砂压裂是国内外油田通用的针对低孔、低渗类低品位油、气藏开发的一项重要手段。但是，在压裂结束开井测试求产初期会出现支撑剂回流、地层出砂等问题。以前塔河油田采用单一条管线进行采油、排砂的普通流程进行压后测试。该流程存在砂堵后整改必须关井，无法达到连续返排的要求，并且在关井期间存在由于砂粒沉降造成油管内砂堵的风险。经过数年 的摸索，试油技术人员通过改进排砂流程的配置，制定“四流程、六管汇、八通道”的新型返排流程，解决了加砂压裂施工后返排期间砂堵影响施工的问题。 关键词加砂压裂支撑剂返排流程 一、现状分析 加砂压裂返排流程的配置是关系到加砂压裂完井储层改造工艺成败的 重要项目。以前塔河油田采用单一条管线进行采油、排砂的普通流程进行压后测试。该流程在压后返排过程中支撑剂回流造成对地面测试设备后就需要关井处理。如果处理不及时，就无法满足压裂结束后连续返排的要求，并且在关井期间 存在由于砂粒沉降造成油管内砂堵的风险。 二、加砂压裂返排流程设计 1.高配置加砂压裂返排流程设计。2010年前西北油田分公司无针对加 砂压裂后计量求产的返排流程，2011年一2013年通过对西北油田分公司加砂
压裂后返排情况的调查研究，逐渐摸索出专门应用于加砂压裂后计量求产的“四 流程、六管汇、八通道”的高配置加砂压裂返排流程。见图1。 ■PR. ■ ■J*"***1 fl 1 (1)高配置加砂压裂返排流程的连接方法：主测试流程：29/16 〃K5法兰变3 〃1502由壬变扣+由壬直角+3 〃15由壬管线+由壬直角+3 〃1502 壬管线 +3 〃 150由壬三通+3 〃 15(由壬管线+由壬直角+3 〃150由壬管线+④号油嘴管汇+3〃15由壬管线+⑤号油嘴管汇+3 〃由壬管线+分离器+2 7/8 〃油管计量罐+打油泵+打油平台。见表1。 戟I 高社＜"玖乓驰追曲:孔四；一各配豐 (2)1井排砂流程：3〃1由壬三通+3〃150由壬管线+地面采油树(15K) +②号油嘴管汇(70 MPa) +2 7/8 〃油管排酸三通+排酸罐、放喷 口。 (3)2井排砂流程：3〃1由壬三通+3〃150由壬管线+地面采油树(15K) +③号油嘴管汇(70 MPa) +2 7/8 〃油管排酸三通+排酸罐、放喷口。
重复压裂
重复压裂技术综述 一重复压裂技术的发展历程 1.1 20实际50年代 受当时技术与认识水平的限制，一般认为，重复压裂是原有水力裂缝的进一步延伸或重新张开已经闭合的水力裂缝，且施工规模必须大于第一次压裂作业的2-4 倍，才能获得与前次持平的产量，否则重复压裂是无效的。这一时期重复压裂只是简单的增加施工规模，并未从机理方面深入研究，而且开展的并不多。 1.2 20实际80年代 随着油气价格的变化和现代水力压裂技术的发展，国外( 主要是美国) 又将重复压裂作为一项重要的技术研究课题，从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、压裂设计、施工等方面进行研究攻关，获得的主要认识有：重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生出新的水力裂缝；重复压裂应重新优选压裂材料；对于致密油气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度；对于高渗透性油气藏，则应提高裂缝的导流能力。 1.3 20实际90年代 因认识到转向重复压裂会接触到储层的剩余油区或未衰竭区而极大地提高产量和可采储量，这就更加激发了各国学者对转向重复压裂的研究。因为重复压裂裂缝延伸方式依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制，因此最先发展起来的是重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术，在这时期国外研制出可预测在多井( 包括油井和水井) 和变产量条件下就地应力场的变化模型。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距
离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大,则越容易发生就地应力方位的变化。 1.4 21世纪至今 进人21 世纪转向重复压裂技术进一步发展，有人提出了一种迫使裂缝转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术：经过一段时间的开采，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。即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进人并封堵原有裂缝，但不能渗人地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位( 最佳方位是垂直于原有裂缝的方位) 重新定向射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。 二重复压裂理论 水力压裂是低渗透油气藏改造的主要措施，但经过水力压裂后的油气井，生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝造成的堵塞、以及压裂后其它作业对近井地带的污染等原因，造成产量下降，甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区，最有效的措施是开展重复压裂。 2.1 压裂失效原因 不同井压裂失效的原因不同，通常主要有以下几种：
滑溜水压裂液携砂稳定剂性能研究
83 携砂性能是压裂液最重要的性能之一。携砂效果的好坏直接关系压裂效果的成败，也关系到施工的安全性等。因此，压裂液的携砂性能是压裂液重点研究的内容之一。本文选取了了5PT、5NT、5PS、5NS、117HB、5NO等6种携砂稳定剂，对其携砂性能进行筛选，考察了最佳携砂稳定剂的携砂性能、加入浓度，为滑溜水压裂液提供新的体系。 1 实验内容1.1 药品与仪器 5PT、5NT、5PS、5NS、117HB、5NO携砂稳定剂，工业品，西安倍更能源技术有限公司；HG聚合物，工业品，西安倍更能源技术有限公司。六速旋转粘度计，青岛海通达石油仪器有限公司。 1.2 实验方法 压裂液配制：在清水中加入一定浓度的HG聚合物，然后加入携砂稳定剂，搅拌均匀，备用。取100mL刻度试管，向其中加入压裂液，加入一定比例陶粒砂，记录陶粒砂沉降的时间。 2 结果与讨论 2.1 携砂稳定剂筛选 按照测试方法及程序，选取了5PT、5NT、5PS、5NS、117HB、5NO等6种携砂稳定剂按照0.1%HG+0.2%表活剂配制后，测得各体系的相关性能如表1所示。 表1 携砂稳定剂筛选 配方黏度/mPa·s 携砂性能@80℃/min 4h后以90%陶粒沉降至40ml 处时计为沉降时间0.1% HG 49.5 1.50.1% HG+0.2%a.m 5PT 108720.1% HG+0.2%a.m 5NT 73.570.1% HG+0.2%a.m 5PS 111650.1% HG+0.2%a.m 5NS 1202000.1% HG+0.2%a.m 117H-B 40.5 1.30.1% HG+0.2%a.m 5NO 39 1.3 如表1所示，单一的聚合物在0.1%加量下，不能满足指标要求。加入0.2%的表面活性剂后，其体系性能有所改变；其中在加入0.2%的5NS、5PT、5PS后，体系的黏度及携砂性能有大幅度的提升，5NS起到提高体系携砂性能的效果。 2.2 携砂稳定剂浓度对体系的影响 根据以上筛选结果，选取了5NS按照测试方法及程序考察其浓度对体系的影响，结果见表2。 表2 携砂稳定剂浓度的影响 配方黏度/（mPa·s） 携砂性能@80℃/min 4h后以90%陶粒沉降至40mL 处时计为沉降时间0.1% HG 49.5 1.50.1% HG+0.1%a.m 5NS 117900.1% HG+0.2%a.m 5NS 1202000.1% HG+0.3%a.m 5NS 108>1820.1% HG+0.4%a.m 5NS 99>2070.1% HG+0.5%a.m 5NS 87 >237 通过实验可知：随着5NS浓度的增加，其体系黏度呈先增后降趋势，在0.2%时体系黏度达到最大；体系的携砂性能随着5NS浓度的增加而增加。故综合来看，0.2%的加量为最合适的浓度。 2.3 聚合物浓度对携砂稳定剂性能影响研究 在0.2%加量的5NS的体系下，考察了聚合物HG在不同浓度下的性能，结果如表3所示。 表3可以看出：当聚合物HG的浓度低于0.1%时，加入0.2%的5NS后，其体系的黏度和携砂性能达到技术要求。 从以上实验来看，携砂稳定剂5NS性能较好，推荐配比为0.1%HG+0.2% 5NS。 3 结论 加入5NS携砂稳定剂可以提高疏水缔合聚合物HG体系的黏度，携砂性能均有大幅度的提升，且满足技术要求，推荐在聚合物HG加量0.1%中，携砂稳定剂加量为0.2%。 滑溜水压裂液携砂稳定剂性能研究 乔红军 马春晓 张锋三 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 陕西 西安 710075 摘要：滑溜水压裂是国外致密油气开发重要的增产措施，压裂液体系携砂性是压裂过程重要的性能之一。本文对现用延长气田滑溜水压裂液聚合物体系中加入携砂稳定剂，筛选了携砂稳定剂类型，优化了携砂稳定剂加入量，研究结果表明，5NS携砂稳定剂效果最佳，在压裂液聚合物浓度为0.1%时，加入0.2%的携砂稳定剂，携砂效果最佳。 关键词：滑溜水压裂 携砂 稳定剂 携砂性能 A slick water fracturing fluid carrying sand stabilizer performance research Qiao Hongjun 1，Ma Chunxiao 1，Zhang Fengsan 1 1. Research Institute of Shanxi Yanchang Petroleum （Group ）Co.，Ltd.，Xi ＇an ，Shanxi 710075 Abstract：Slickwater fracturing is tight oil and gas development important measures of foreign production，The sand carrying capacity of the fracturing fluid system is one of the most important properties of the fracturing process. This article by using the extended field slippery water fracturing fluid polymer added sand stabilizer，The type of sand carrying stabilizer was screened. The addition of sand carrying stabilizer was optimized. The results of the study show that 5NS sand stabilizer has the best effect. When the polymer concentration of the fracturing fluid is 0.1%，With the addition of 0.2% sand stabilizer，the effect of sand carrying is the best. Keywords：Slick water fracturing；Sand carrying；stabilizer；Sand carrying capacity
二氧化碳爆破专项施工方案
泸州市########平场工程 致 裂 系 统 实 施 方 案 设计单位:环通爆破工程有限公司 设计人：何朝明 设计时间：二0一七年九月二十日
目录 一、工程概况 二、液态二氧化碳相变致裂技术简介 三、二氧化碳致裂原理 四、二氧化碳致裂产品优势 五、实施方案 （一）地面操作间装管 （二）钻孔施工 （三）设备运输 （四）放炮 （五）回收 六、施工安全技术措施 （一）注意事项 （二）试验安全技术措施 七、设备配置表
一、工程概况 （一）概况 泸州#########平场工程位于#######街道，占地约980亩，挖方量约150万方，由四川宗科建筑工程有限公司实施。 （二）环境 拟采用爆破施工的区域距离在建标准厂房约110米，距离正在施工的人工挖孔桩区域约90米，距离最近的民房约110米。 （三）地质结构与地貌 该工程均为丘陵地形、构造剥蚀侵蚀河谷地貌和浅丘剥蚀地貌类型。致裂区域内地表为爆破后场地，地形地貌构造剥蚀斜坡为主，斜坡坡度一般15～30°，局部地段斜坡坡度达30～45°，斜坡整体按由南向北呈下缓上陡，整个致裂区域表面经处理无其他植被覆盖。 本工程沿线出露地层为第四系侏罗系中统沙溪庙组沉积岩层和第四系全新统土层。表层主要为人类工程活动堆填的人工填土层和第四系冲洪积层；下伏基岩为侏罗系中统沙溪庙组陆相沉积岩层，岩性为砂岩和坚石呈互层。场地及周边未发现较大褶曲及区域性断裂带等，无活动断层影响工程安全及稳定性，构造简单，岩层平缓，岩体完整，区域稳定性较好。 综合评介：该致裂区域较好，可以进行二氧化碳致裂作
业。 二、液态二氧化碳相变致裂技术简介 液态二氧化碳相变致裂技术是一种理念先进、方法安全、效果显著的致裂技术，属于物理致裂技术，具有致裂过程无火花外露、致裂威力大、无需验炮、操作简便、不属于民爆产品，其运输、储存和使用获豁免审批等优点，被广泛应用于采煤、清堵、建筑物拆除。因此，液态二氧化碳相变致裂技术有望取代炸药预裂致裂、水力扩孔、水力压裂来强化提高煤层透气性，快速消除突出危险性或冲击地压。 液态二氧化碳相变致裂属于物理致裂过程，通过化学加热液态二氧化碳，使其压力剧增至20MPa~60MPa，高压液态 二氧化碳冲破定压剪切片迅速转化为气态，体积膨胀600多倍，瞬间释放的气体膨胀能使钻孔周边煤体致裂；液态二氧化碳体积膨胀过程会吸收大量的热量，能有效降低致裂范围内的煤体温度，有利于抑制煤层自燃；液态二氧化碳相变致裂采用低压启动（9v），比传统致裂更安全，且不需要验炮，致裂后即可进人，实现连续工作。液态二氧化碳相变致裂装备结构如图1所示。 图1液态二氧化碳相变致裂装备结构如图
超临界二氧化碳压裂研究装置
超临界二氧化碳压裂研究设备 1．前言 超临界流体是指处于临界点以上的温度和压力区域的流体，此时气液界面消失，流体既非气态也非液态，处于即使提高压力也不液化的非凝聚态。超临界流体的物理性质兼具也液体与气体的双重性质，密度接近液体，扩散都接近气体，黏度介于气体和液体之间。 2．超临界二氧化碳压裂技术的特点 超临界二氧化碳的临界温度和临界压力较低，分别为31.06℃和7.38MPa，易于制备；超临界CO2 价格低易得到，安全非易燃易爆，无毒，无腐蚀性；流体粘度低、密度高，密度接近液体；表面张力很低,扩散系数高,具有很强的渗透能力,能渗透到岩石中的天然微裂缝,压裂中有利于复杂网络裂缝的形成；使用此压裂液储层不易被污染，对储层没有伤害，可有效的避免近井地层堵塞、保护油气层、改善储层渗透性，,增产潜力大，而且超临界二氧化碳非常容易返排。 因此，超临界二氧化碳对于低渗透油页岩矿藏、低渗和超低渗油气田、页岩气藏、煤层气等矿藏的开发具有很大的优势。在常规油气田的开发生产中，比普通的压裂液也具有更多的优点。 3.应用研究 超临界二氧化碳压裂技术应用前景广阔，所以需要对于其压裂工艺、总结描述CO2状态变化流程、临界CO2增黏剂的研制、增产原理等各个方向进行研究。 在实验室研究过程中，需要专门的仪器模拟地层压裂的过程。北京华盛海天科技发展有限公司为此研制的“超临界二氧化碳压裂装置”具有以下特点： 1.用于超临界CO2生成、泵注； 2.有专门的搅拌混合装置，适用于不同的增稠剂； 3.破裂压力与裂缝延伸压力在线监测； 4.系统自动化控制，数据采集与处理分析； 5.能够实现储层温度≤150℃，上覆地层压力≤70MPa、注入压力≤45MPa、注 入排量≤45ml/min的压裂施工模拟实验研究。 主要技术参数： 1.工做压力分别为：围压0~70MPa 轴压0~70MPa
碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及其在大港油田的应用
碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究 及其在大港油田的应用 吕选鹏 康相千 周承富 张国昌 (渤海钻探工程公司井下技术服务分公司 天津300283) 摘要 酸压是碳酸盐岩储层改造的重要手段,但酸压存在酸液滤失量大、刻蚀裂缝不连续、很难形成深穿透长缝且裂缝易闭合等缺点。国内外对碳酸盐岩储层加砂压裂进行了尝试。通过总结碳酸盐岩储层加砂难点,从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液滤失,提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理+Na2CO3溶液液垫技术,以及优化施工工艺和研制新型压裂液等方面,提出了针对性对策。在大港油田成功应用4井次,取得了良好效果。 关键词 碳酸盐岩 加砂压裂 高温 难点 0 引 言 酸压工艺技术是奥陶系和深层砂岩伴生白云岩等碳酸盐岩油气层的一项主要的储层改造技术。该技术在试验、应用、持续改进过程中,趋于规模化、系统化、规范化,取得了可喜的成果。但是,碳酸盐岩油藏酸压技术存在着诸多问题,酸岩反应速度快、酸液滤失量大,裂缝会因为很高的平、闭合应力而闭合,以及与时间有关的 岩石蠕变 效应,由于地层的不均一性,酸液纵向上存在反应速度的差异,导致刻蚀裂缝在纵向上不连续,天然裂缝的存在以及酸液反应速度的限制,酸液未能达到预定的裂缝长度就反应殆尽,难以实现深穿透,即使是大规模的工作液量,酸蚀缝长仅在100m左右,且有效期短;而水力加砂压裂技术具有能够实现大规模压裂液造长缝[1],改善人工裂缝导流能力,措施有效期长,残渣含量低等特点。大港油田,如C42、B19等探井沙三段下部层位、滨20X1沙三段均发现深层砂岩伴生白云岩的碳酸盐岩类储层,海古1井和海古101井奥陶系发现丰富的碳酸盐岩含气层。因此,对碳酸盐岩水力加砂压裂技术研究有重要的意义。 1 国内外碳酸盐岩水力加砂压裂实例 国内外对碳酸盐岩加砂压裂进行过大量的尝试和实验[2],如国外哈萨克斯坦的扎纳若尔油气田、国内四川磨溪气田、塔里木塔中油田[3]、长庆气田奥陶系[5]等都进行过碳酸盐岩储层水力加砂压裂施工,其储层物性和主要施工参数如表1所示。 表1 碳酸盐岩储层加砂实例储层物性及施工参数表 油田层位 四川磨溪 气田 哈萨克斯坦扎纳若尔 油气田KT-I层 长庆气田 奥陶系 塔里木油田 碳酸盐岩改造目的层 埋深(m) 3500~41003800~45003200~37005400~6600岩性白云岩 生物碎屑灰岩、 鲕粒灰岩、白云岩 细粉晶 白云岩 白云岩储集类型 裂缝- 孔隙型 孔源-裂缝型、孔隙 型和孔隙-溶洞 裂缝- 孔隙型 裂缝型孔隙度(%) 3.5~10.3 4.6~13.7 3.2~8.30.01~8.5 渗透率(mD)0.11~3.68 1.2~18.10.1~2.00.1~1.2 前置液量比例 (%) 45~6835~5228~4745~55排量(m3 min) 1.2~2.5 4.0~4.4 2.4~4.5 3.5~5.0施工压力 (MPa) 42~5365~7548~5762~83砂比(%)10~2510~3010~3510~36加入支撑剂量 (m3) 9.6~12.2 6.3~20.018.2~37.515.2~47.3 压后增产倍数增产不明显3~43~104~12备注 7次施工 5次加砂砂堵 2次砂比为 30%时砂堵 1次砂比为30% 左右时砂堵上世纪90年代,四川在国内没有先例的情况下,率先在磨溪气田雷一段储层进行了7井次加砂压裂试验,从效果上看都不理想。由表1可以看出,排量低是加砂规模小、增产效果不理想的原因;哈萨克斯坦扎纳若尔油气田KT-I层系储层岩采用大排量(4.0~ 4.4m3 min)、加砂规模大,压裂后效果显 2011年10月油 气 井 测 试第20卷 第5期 [作者简介] 吕选鹏,男,高级工程师,1996年毕业于西南石油学院采油工程专业,现主要从事井下作业技术管理工作。
沈忠厚的超临界二氧化碳压裂技术整理
“超临界二氧化碳开发非常规油气藏 钻完井技术研究” (沈忠厚的超临界二氧化碳压裂技术发言整理:潘存焕) (2012年8月,西安，贡献给大家共享) “2012国际石油产业高峰论坛”于2012年3月19日在北京举行,下面是中国石油大学教授、中国工程院院士沈忠厚的发言: 各位领导、各位专家、各位来宾早上好。今天我报告的题目是“超临界二氧化碳开发非常规油气藏钻完井技术研究”。下面就四个问题跟大家汇报。 第一个问题绪论：为什么我们要研究这个问题？ 大家知道我们国家现在重新发现整装大庆、胜利、辽河这样整装大型油田的机会不会太多，这是世界上所有地质家公认的。我们现在进军深海，将来可能在南海深海部分找到整装的油田，这是将来我们的主战场之一。 其次，就是注意我们近10年来所发现的天然气资源。每一年有4亿到5亿吨储量的增长，但基本上70、80%都是低渗特低渗油气藏，这是一个很大的特点。 在近期发现的油气资源里面，天然气的资源非常丰富。特别是非常规天然气，包括页岩气，煤层气还有致密天然气等等。 大家知道我们的常规天然气资源是非常宝贵的。且目前的产量距离我们现在需要，是远远不够的。 最近几年来我们地质家在非常规天然气上，做了大量的工作。我们现在已经查明的致密气、页岩气、煤层气的储量远比我们常规的天然气储量要大得多。至少从目前资源量来看，不完全的统计，至少要大3到4倍到5倍。而且，还会继续增长。估计在今后50年，甚至100年我们在天然气上会主要依靠非常规的天然气资源。
现实告诉我们，我们今后的主战场第一个是低渗透气藏，第二个是非常规天然气资源。所以，这是我们今后的两大主战场。 第二个问题：开发低渗油藏，再开发非常规油气藏，遇到的主要问题什么？ 主要是三个问题：第一个问题，所有的低渗油藏都非常坚硬，难钻。还有一部分不是很难钻，比如页岩层，但它的渗透率很低是最大的困难。钻井工程花费了我们大量的时间，整个开发的估计成本有70、80%花在钻井上。这样下来我们的效益非常低。 第二个最大的问题，这种低渗气藏，或者非常规天然气藏，空置率一般在50%左右，因为它的渗透率极低。这么低的渗透率，在钻井的过程里面极容易受到伤害，要把他恢复过来，不像我们常规中的高渗透气藏，这完全不一样。我们钻井的人员，和我们搞开发的人员要注意，我们原来在开发常规气藏的技术，在进入20世纪以后，从现在开始，后面要开发这样一些资源，不管钻井也好，产油也好，流程也好，都要发生极大的变化。很多技术都有不同程度的不适应，有的时候完全不适应，有的时候部分不适应。因此，在这么一个情况下，我们就要寻找新的技术。 第三个问题，就是丰度低，单井产量低，采收率低，开采周期长。每口井的产量并不高，且采收率低。美国现在开发非常规的天然气这个部分，采收率究竟多高？我们好象没有看到比较确切的数据，总的来讲比我们现在常规的油气藏采收率要低。 因此，在这样的情况下怎么办？这就提出了一个新的问题，我们不能用常规的办法来钻井，开采，必须寻找新的开采或者开发技术，包括从钻井开始。 第三个问题：用超临界二氧化碳来开发非常规油气资源是近期可以走通，可以转变成生产力的一种新技术。