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深部煤层气油电混驱压裂设备配置与工艺技术
1
作者 赵崇胜 王波 +3 位作者 苟波 罗鹏飞 陈国军 巫国全 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第2期292-299,共8页
为了解决深部煤层气储层改造中,油电混驱压裂设备的配置技术问题,以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块吉深11-7A平台深部煤层气油电混驱压裂设备配置为例,从压裂泵组功率计算、考虑输电线路功率损耗和辅助系统功率的电网容量计算、运输和... 为了解决深部煤层气储层改造中,油电混驱压裂设备的配置技术问题,以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块吉深11-7A平台深部煤层气油电混驱压裂设备配置为例,从压裂泵组功率计算、考虑输电线路功率损耗和辅助系统功率的电网容量计算、运输和混砂装置能力、低压管汇系统供液能力计算、高压管汇系统和仪表撬功能等方面提出了具体配置要求,结合压裂施工要求与设备作业能力,提出了深部煤层气油电混驱压裂设备计算配置方法,在平台3口井进行了应用。应用结果表明,形成的配套方法满足深部煤层气高压力、大排量、高砂比、大砂量和24 h连续压裂作业的要求。在满足泵组功率储备系数1.3的条件下,功率冗余系数为1.46;电网申请容量19000 kVA大于线路需求总计容量18269 kVA,满足用电要求;运砂、混砂设备和低压供液设备能力等也满足实际使用需求。吉深11-7A平台从2024年3月10日开始,2024年3月31日结束压裂施工。施工压力介于55~75 MPa,排量介于19~20 m^(3)/min,风险层段排量介于14~16 m^(3)/min,砂比6%~24%,单泵最大排量为2.0 m^(3)/min。3口井的累计总液量为73926.7 m^(3),电泵总液量为36458.1 m^(3),累计电量719200 kW⋅h。完成3口井34段压裂施工,完成了“中国首座油电混驱深部煤层气平台”水平井储层改造。研究结果可以为深部煤层气油电混驱压裂施工提供设备配置计算方法,对中国其他油气区块压裂施工设备配置具有一定的借鉴意义。 展开更多
关键词 深部煤层气 油电混驱压裂 设备配置 作业模式 大宁—吉县区块
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基于断裂过程区的压裂驱油水力裂缝扩展模型及应用
2
作者 曹虎 张广清 +4 位作者 李世远 汪文瑞 谢彭旭 孙伟 李帅 《岩土力学》 北大核心 2025年第3期798-810,共13页
压驱技术被用于解决低渗透油藏能量补充困难的工程问题,其中压驱施工压力是影响储层注水能力的关键参数。为确定合适的压驱施工压力,开展了基于过程区的压驱水力裂缝扩展临界压力研究。首先,结合弹性力学和弹塑性断裂力学,建立水力裂缝... 压驱技术被用于解决低渗透油藏能量补充困难的工程问题,其中压驱施工压力是影响储层注水能力的关键参数。为确定合适的压驱施工压力,开展了基于过程区的压驱水力裂缝扩展临界压力研究。首先,结合弹性力学和弹塑性断裂力学,建立水力裂缝扩展稳定性判定模型,该模型考虑了过程区和井筒应力集中对裂缝尖端应力强度因子的影响。其次,设计可视化压驱试验研究压驱裂缝演化规律并验证模型的可靠性。最后,基于理论模型和试验压力曲线,确定压驱施工压力的上下限。结果表明,裂缝扩展有稳态扩展和非稳态扩展两种模式,受裂缝扩展的动力和阻力控制。破裂点前,压驱裂缝经历多个稳态和非稳态扩展阶段。压驱施工压力的下限为注入压力曲线斜率变小的拐点,该点是裂缝第1个稳态扩展阶段的起点,也是注入能力由降转升的起点;压驱施工压力上限对应的裂缝尖端应力强度因子等于0.05 MPa·m^(0.5),该点略高于破裂前最后一个裂缝稳定扩展阶段的终点,是注入能力的极大值点。该研究可为压驱施工参数优化提供理论支持。 展开更多
关键词 压裂驱油 裂缝扩展的稳定性分析 数字图像法 断裂过程区
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一种压驱一体化乳液稠化剂的制备及性能研究
3
作者 魏俊 戴秀兰 《现代化工》 北大核心 2025年第S1期139-143,共5页
以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠为聚合单体,向聚合反应中引入功能单体双键改性的纳米材料,以溶解速度、增黏能力和润湿性为评价指标对其部分聚合条件进行了优化,通过乳液聚合法合成了一种压驱一体化压裂用乳液稠化剂DW-... 以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠为聚合单体,向聚合反应中引入功能单体双键改性的纳米材料,以溶解速度、增黏能力和润湿性为评价指标对其部分聚合条件进行了优化,通过乳液聚合法合成了一种压驱一体化压裂用乳液稠化剂DW-1。结果表明,该乳液稠化剂最佳的聚合条件为单体质量分数为25%、功能单体加量为0.2%、引发剂加量为0.12%、聚合温度为25℃、聚合反应3 h;通过红外光谱证明了其分子结构设计的合理性;该乳液稠化剂具有良好的溶解性能和增黏性能,1 min黏度即达到最大黏度的90%以上,可用于配制一体化压裂液;配制的压裂液具有良好的耐温耐剪切性能,降阻率大于70%;破胶液的驱油效率高达15.63%。 展开更多
关键词 纳米材料 条件优化 乳液稠化剂 压裂-驱油一体化工作液 驱油效率
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页岩油储层压裂-提采一体化研究进展与面临的挑战 被引量：11
4
作者 张衍君 王鲁瑀 +3 位作者 刘娅菲 张佳亮 周德胜 葛洪魁 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期84-95,共12页
页岩油储层压裂开发中,以远超地层吸收能力的注入速率向储层注入包含各类添加剂的工作液,基本完成了压裂介质一次注入、油井开发全生命周期受益的使命。其中,2个问题尤为关键:1)如何形成均匀展布的裂缝网络,增大裂缝和储层的接触面积、... 页岩油储层压裂开发中,以远超地层吸收能力的注入速率向储层注入包含各类添加剂的工作液,基本完成了压裂介质一次注入、油井开发全生命周期受益的使命。其中,2个问题尤为关键:1)如何形成均匀展布的裂缝网络,增大裂缝和储层的接触面积、提高液体流动效率?2)在形成高效传压传质缝网的基础上,存地压裂液如何提高储层中原油的可动性?压裂和提采一体化是解决上述问题的重要思路。为此,阐述了页岩油储层压裂-提采一体化的内涵,归纳了实现压裂-提采一体化的模拟和试验技术;明确了页岩油储层压裂-提采一体化的科学问题:均衡应力压裂形成均匀展布的缝网,提高均布缝网中流体流动与传输的效率,强化基质孔隙中油气的动用。同时,指出了压裂-提采一体化面临的挑战:明确裂缝非均匀扩展导致的压裂井间干扰机理并建立控制方法,形成裂缝中高压流体高效作用于基质孔隙的途径,揭示压裂液-储层-原油相互作用提高原油可动性机理。研究结果表明:形成均布的裂缝网络是控制裂缝-基质传压传质及流体流动的基础,通过强化压裂液-储层-原油之间的相互作用动用赋存于微-纳米孔隙中的原油是核心,将压裂-提采一体化应用于页岩油储层开发是实现经济最大化的有效途径。贯彻和落实压裂-提采一体化的理念,对页岩油储层的高效开发具有重要意义。 展开更多
关键词 页岩油 压裂-提采一体化 均衡应力压裂 原油可动性 流体流动
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考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟 被引量：2
5
作者 唐慧莹 罗山贵 +4 位作者 梁海鹏 曾波 张烈辉 赵玉龙 宋毅 《石油勘探与开发》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第3期597-607,共11页
基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井... 基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟,可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明:储层物性参数对裂缝扩展有较大影响,合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键;相较于常规方法,提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响,可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟,模拟结果与实际生产数据吻合程度较好,验证了模型的准确性。 展开更多
关键词 页岩气井 水力压裂 压裂缝网扩展 气水两相流动 压裂-生产一体化数值模拟
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致密储层水平井压裂-补能-驱油一体化重复改造技术 被引量：34
6
作者 白晓虎 齐银 +3 位作者 何善斌 朱西柱 侯正孝 张岩 《断块油气田》 CAS CSCD 北大核心 2021年第1期63-67,共5页
受储层致密低压、长期注采条件下有效驱替系统难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大,采油速度和累计采出程度较低。为此,基于水平井压力场及应力场分布规律,集成体积改造、补充能量、渗吸驱油一体化重复改造技术优化设... 受储层致密低压、长期注采条件下有效驱替系统难以建立等因素影响,鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大,采油速度和累计采出程度较低。为此,基于水平井压力场及应力场分布规律,集成体积改造、补充能量、渗吸驱油一体化重复改造技术优化设计模式,配套实施了机械封隔与动态暂堵相结合的大排量高效分段复压工艺及管柱。测试分析表明,水平井重复压裂储层改造体积达到初次压裂的2倍以上,裂缝复杂指数达到新井压裂时的1.3倍,地层压力保持水平由75%提高至120%。试验井复压后单井产油量由2 t以下提高至10~15 t,自喷期达到3个月以上,生产1 a后平均产油量仍达到10~12 t/d,采油速度由0.22%提升至1.05%,预测最终累计产油量可提高1倍以上。该技术对其他非常规储层提高水平井老井产量及最终采出程度有一定的借鉴。 展开更多
关键词 致密储层 水平井 压裂-补能-驱油一体化设计 重复压裂 鄂尔多斯盆地
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准噶尔盆地呼图壁地区超深超高压致密气藏压裂扩展模拟及优化设计
7
作者 张芮菡 熊卓航 +3 位作者 赵传凯 石磊 闫利恒 仇鹏 《中国石油勘探》 北大核心 2025年第3期165-178,共14页
呼图壁地区HT1井区储层埋深较大,低孔低渗透且致密,高温高压和天然裂缝发育条件下的裂缝扩展规律尚不明确,压裂施工存在挑战。针对此问题,首先对目的层岩心在高温高压条件下进行三轴压缩实验,获取弹性模量、泊松比等参数分布特征;然后... 呼图壁地区HT1井区储层埋深较大,低孔低渗透且致密,高温高压和天然裂缝发育条件下的裂缝扩展规律尚不明确,压裂施工存在挑战。针对此问题,首先对目的层岩心在高温高压条件下进行三轴压缩实验,获取弹性模量、泊松比等参数分布特征;然后基于地质工程一体化方法,综合利用相关实验数据、岩心、测井及地震解释等资料,建立三维地质力学模型;最后以地质力学模型为约束,开展考虑天然裂缝的直井压裂扩展模拟、施工参数优化设计以及生产历史拟合及预测。结果表明:(1)目标区块杨氏模量平均值为37.5GPa,泊松比平均值为0.25,最大水平主应力平均值为220MPa,最小水平主应力平均值为180MPa,最大、最小水平主应力值远大于常规气藏(普遍小于100MPa);(2)基于停泵压降的裂缝参数反演,通过设置小尺度天然裂缝参数长度为70m,间距为150m,拟合了压裂缝长;(3)排量8m^(3)/min,射孔长度8~10m,加液量910m^(3),砂比10%~16%为最优参数;(4)压裂投产下,稳产时间延长8年,累计产气量增加16.13×10^(8)m^(3),压裂效果改善明显,为相关区块开发提供指导意义。 展开更多
关键词 超高压致密气藏 地质工程一体化 压裂参数优化 天然裂缝模型 数值模拟
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长庆致密油超短水平井压裂技术探索与实践
8
作者 徐荣利 卜向前 +6 位作者 陈文斌 张彦军 王广涛 李昌恒 贾煦亮 武安安 山树民 《中国石油勘探》 北大核心 2025年第3期154-164,共11页
长庆油田致密油建产时间长、规模大,目前仍是油田产建的重点对象,新建产能占比36.6%。针对致密油地质特征,以实现井网井距与缝网最佳适配为目标,综合应用地质工程一体化研究手段,通过数值模拟、大数据分析、矿场实践等方法开展压裂优化... 长庆油田致密油建产时间长、规模大,目前仍是油田产建的重点对象,新建产能占比36.6%。针对致密油地质特征,以实现井网井距与缝网最佳适配为目标,综合应用地质工程一体化研究手段,通过数值模拟、大数据分析、矿场实践等方法开展压裂优化设计,形成短水平井连续油管精准分段压裂技术,集成配套“压裂时机优化、裂缝差异设计、裂缝精准控制、强化渗吸驱油、多级缝内暂堵、定方位射孔”等关键技术。技术模式已经在长庆油田致密油藏开展200余口井,实现了水平井缝控程度与产油量大幅提升,微地震监测结果证明,缝控程度由60%提升至85%以上,百米水平段长初期产量由2.0t/d提升至3.4t/d,单井产量保持稳定,达产年单井产量3.2t/d,整体效果较好。研究成果形成的压裂关键技术,有效支撑了鄂尔多斯盆地致密油高效开发,为其下一步攻关提供了方向,取得认可,为国内其他类似油田规模效益开发提供参考和借鉴。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 致密油 压裂技术 地质工程一体化 注水开发
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页岩储层CO_(2)压裂-驱替-埋存全生命周期地质力学研究进展
9
作者 朱海燕 徐凤银 +5 位作者 侯大力 赵鹏 周俊 唐煊赫 黄亮 张兆鹏 《天然气工业》 北大核心 2025年第9期138-157,共20页
页岩储层CO_(2)压裂—驱替—埋存一体化过程涉及多尺度、多物理场耦合的复杂地质力学机制,涵盖CO_(2)相变、CO_(2)与岩石-流体的相互作用、驱替过程中的渗流-应力-化学耦合及埋存阶段的地应力场重构等关键过程,长期以来一直是该领域研... 页岩储层CO_(2)压裂—驱替—埋存一体化过程涉及多尺度、多物理场耦合的复杂地质力学机制,涵盖CO_(2)相变、CO_(2)与岩石-流体的相互作用、驱替过程中的渗流-应力-化学耦合及埋存阶段的地应力场重构等关键过程,长期以来一直是该领域研究的重点和难点。然而,现有研究多聚焦于局部过程或特定条件,尚缺乏从全生命周期的四维地质力学视角开展系统性综合研究。为此,基于页岩CO_(2)压裂—驱替—埋存全过程地质力学演化机制,系统梳理了当前研究进展,指出了该一体化技术中存在的关键科学问题,并从全生命周期四维地质力学研究等3个方面提出未来技术重点攻关方向。研究结果表明:①在压裂阶段,CO_(2)通过改变页岩储层孔隙结构与矿物组成,显著降低了起裂压力并促进页岩储层复杂裂缝网络的形成;②在驱替阶段,页岩储层基质膨胀、裂缝动态启闭与矿物反应共同作用,协同控制页岩储层渗透率的非线性演化行为;③在埋存阶段,页岩储层地应力场的空间非均质性主导盖层完整性的时变劣化规律,影响CO_(2)封存安全性。结论认为,针对当前该领域的关键科学问题,亟需构建页岩储层跨尺度多场耦合地质力学模型,发展四维地应力原位监测与反演技术,建立盖层完整性多维评价与风险预测体系,以系统全面揭示页岩储层全生命周期地质力学机理,为推动CO_(2)资源化利用与页岩油气高效开发提供理论和技术支撑。 展开更多
关键词 CO_(2) 压裂—驱替—埋存一体化 页岩 地质力学 多物理场耦合 四维地应力
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延长油田东部浅层致密油储层驱油压裂技术及应用 被引量：1
10
作者 周东魁 余维初 +5 位作者 周丰 樊平天 张颖 卢毓周 吕成成 杨森锋 《断块油气田》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期439-443,452,共6页
南泥湾采油厂浅层致密油储层采用滑溜水分段压裂取得初步成效,但产量递减快,原因之一就是油藏能量不足。针对浅层致密油藏增能需求,采用大排量、大液量、低砂比的驱油型滑溜水压裂液滞留地层,补充地层能量,通过焖井进行油水置换,形成驱... 南泥湾采油厂浅层致密油储层采用滑溜水分段压裂取得初步成效,但产量递减快,原因之一就是油藏能量不足。针对浅层致密油藏增能需求,采用大排量、大液量、低砂比的驱油型滑溜水压裂液滞留地层,补充地层能量,通过焖井进行油水置换,形成驱油压裂技术。根据施工排量控制总射孔数,按照每孔排量最少0.3 m^(3)/min进行压裂,压后焖井,通过优化压裂缝模拟设计形成较大的储层改造体积,达到体积压裂的效果。评132井区平2井现场试验结果表明,该工艺实施简单,整个施工泵压较低且平稳,排量稳定,取得了较好的增产效果。 展开更多
关键词 浅层致密油 驱油压裂技术 驱油型滑溜水压裂液 压裂参数优化
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页岩油用压驱一体剂的研制及性能评价——以苏北盆地阜宁组二段为例 被引量：1
11
作者 王维恒 郭鑫 +1 位作者 张斌 夏巍巍 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第5期771-778,共8页
针对苏北盆地页岩油储层在压裂过程中驱油剂与压裂液不配伍,导致压裂液黏度降低,甚至发生化学反应产生沉淀,严重影响压裂改造效果和生产效率等问题,以马来酸酐(C_(4)H_(2)O_(3))、聚氧乙烯脂肪醇醚(HO(CH_(2)CH_(2)O)m(CH_(2))n CH3)、... 针对苏北盆地页岩油储层在压裂过程中驱油剂与压裂液不配伍,导致压裂液黏度降低,甚至发生化学反应产生沉淀,严重影响压裂改造效果和生产效率等问题,以马来酸酐(C_(4)H_(2)O_(3))、聚氧乙烯脂肪醇醚(HO(CH_(2)CH_(2)O)m(CH_(2))n CH3)、阴离子聚丙烯酰胺((C_(3)H_(5)ON)n)和白油等为原料,通过化学合成和物理复配的方法,研制出一种页岩油用压驱一体剂(HDFD)。室内评价了其表观黏度、减阻率、界面张力和驱油效率,并和现场所用的“减阻剂乳液+高温驱油剂”体系进行了对比。实验结果显示:HDFD在2×10^(-3)kg/L加量下表观黏度介于9~12 mPa·s,减阻率达70%以上,油水界面张力为5×10^(-3)mN/m,驱油效率提升40%,表明该药剂具有良好的压裂减阻和驱油性能。现场试验的2口井日产油量分别提升了40.6%和84.6%,表明该产品适用于苏北盆地阜宁组二段页岩油压裂工艺,在页岩油压裂驱油一体工艺中具有广阔的应用前景。 展开更多
关键词 苏北盆地 页岩油 压裂驱油 渗吸置换 性能评价
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四川盆地非常规气藏地质-工程一体化压裂实践与认识 被引量：18
12
作者 王光付 李凤霞 +6 位作者 王海波 李军 张宏 周彤 商晓飞 潘林华 沈云琦 《石油与天然气地质》 EI CAS CSCD 北大核心 2022年第5期1221-1237,共17页
地质-工程一体化理念和做法已广泛应用于非常规油气藏勘探开发,贯穿井位地质设计、钻井、完井、压裂投产全过程,但不同阶段和不同地质条件下侧重点有所差异。在涪陵页岩气田开发成功引进并完善了北美非常规地质-工程一体化压裂技术,但... 地质-工程一体化理念和做法已广泛应用于非常规油气藏勘探开发,贯穿井位地质设计、钻井、完井、压裂投产全过程,但不同阶段和不同地质条件下侧重点有所差异。在涪陵页岩气田开发成功引进并完善了北美非常规地质-工程一体化压裂技术,但这一技术在新区探井压裂中的推广存在局限性。由于四川盆地沉积和构造类型具多样性和复杂性,盆地内非常规气探井的压裂测试无法获得工业气流现象突出,相邻或同一区块探井或评价井压裂产量差异大,主要原因是甜点的裂缝和地应力等地质-工程关键参数三维定量表征及建模精度不够,针对性的分段分簇、压裂优化设计及布缝控缝定量模拟技术手段欠缺。系统总结了地质-工程一体化团队在四川盆地复杂致密气和页岩气探井及评价井压裂方面的实践经验,通过开展地质、测井、地震、工程等多专业联合研究,定量表征非常规储层空间展布、物性、含气性、岩石力学及矿物含量、地层压力、应力场、天然裂缝等关键参数,建立了区域气藏三维地质-工程模型,利用模型进行压裂裂缝空间扩展模拟,优化射孔、暂堵、压裂液、支撑剂、排量等工艺参数,及时跟踪分析和调整必要的现场施工参数,从而增加有效改造体积、提高单井产能,探索并形成了地质-工程一体化压裂技术体系及方法流程,在普光千佛崖组致密气和林滩场页岩气等探区应用效果显著,为类似油气藏地质-工程一体化勘探与开发提供借鉴。 展开更多
关键词 三维地质工程模型 压裂优化 天然裂缝 地质-工程一体化 致密气 页岩气 四川盆地
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松辽盆地北部芳198-133区块致密油地质工程一体化压裂实践 被引量：23
13
作者 金成志 何剑 +2 位作者 林庆祥 梅俭 段彦清 《中国石油勘探》 CAS CSCD 北大核心 2019年第2期218-225,共8页
大庆油田致密油储层分布广泛,资源潜力巨大,为促进大庆油田致密油藏的有效开发,探索了地质工程一体化的压裂施工模式。以提质增效为核心,通过平台井压裂方案的整体优化,将地质、钻井、压裂、作业施工紧密结合,实现了致密油储层改造规模... 大庆油田致密油储层分布广泛,资源潜力巨大,为促进大庆油田致密油藏的有效开发,探索了地质工程一体化的压裂施工模式。以提质增效为核心,通过平台井压裂方案的整体优化,将地质、钻井、压裂、作业施工紧密结合,实现了致密油储层改造规模最大化。采用集约型的工厂化施工方式,现场用工人数缩至26人,占地面积节约77%,利用一套车组完成芳198-133区块9口水平井154段压裂施工,用时仅32天,大幅提升了施工时效;通过该区块的探索应用,形成了一套具有大庆特色的工厂化压裂施工标准。芳198-133区块经过改造后,生产158天,累计产油1.55×10^4m^3,单井平均日产油38.1m3,相比同区直井措施产量提升14倍,达到了预期的增产效果。通过增能提效,使综合施工成本降低36%,实现了试验区致密油藏整体动用和经济有效开发,对大庆油田其他致密油区块增产改造具有重要的指导和借鉴意义。 展开更多
关键词 致密油 地质工程一体化 工厂化 压裂 大庆油田
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庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术 被引量：23
14
作者 慕立俊 拜杰 +1 位作者 齐银 薛小佳 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2023年第5期33-41,共9页
针对庆城夹层型页岩油储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强的特点,采用大型物理模拟试验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法,明确了裂缝系统以人工主裂缝为主、支/微裂缝为辅;根据细分切割裂缝思路,... 针对庆城夹层型页岩油储层物性致密、原始油藏压力系数低和湖相沉积非均质性强的特点,采用大型物理模拟试验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法,明确了裂缝系统以人工主裂缝为主、支/微裂缝为辅;根据细分切割裂缝思路,采用桥塞/球座分段多簇射孔联作工艺为主体技术;从地质工程甜点综合特征出发,优化布缝策略、段簇组合和簇间距;基于限流压裂原理,采用暂堵控制多簇裂缝扩展,以大量现场压裂资料为样本集,优化压裂关键参数;根据压裂对缝网导流能力的需求,优化压裂液和支撑剂的粒径组合。通过上述研究,形成了庆城夹层型页岩油地质工程一体化压裂技术。庆城页岩油区块的180口水平井应用页岩油地质工程一体化压裂技术完成4590段压裂,压裂后单井初期产量达到了14.5 t/d,第1年产量递减率降低10百分点以上。研究和现场应用表明,页岩油地质工程一体化压裂技术可以实现油藏与裂缝的匹配,有效支撑了庆城页岩油百万吨级产能建设,为陆相页岩油资源高效动用和效益开发提供了技术支持。 展开更多
关键词 夹层型页岩油 地质工程一体化 体积压裂 支撑剂 导流能力
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深层页岩气压裂用高黏高降阻一体化稠化剂的制备与性能评价 被引量：6
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作者 魏娟明 贾文峰 +1 位作者 陈昊 冯玉军 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2022年第2期234-238,共5页
滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要方法,但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题,限制了其在3500 m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为原料,通过自由基聚合反应,... 滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要方法,但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题,限制了其在3500 m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为原料,通过自由基聚合反应,室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂(HVFR),考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明,HVFR的相对分子质量为22.7×10^(6)。HVFR溶解速率快,1 min增黏率达到93%,有利于实现压裂液的在线连续混配。HVFR的降阻性能良好。在150 L/min流量下,作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%,作为胶液时的降阻率可达到68%。HVFR具有一剂多能特性,通过调整其浓度可实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能。在120℃、170 s^(-1)下剪切120 min后,压裂液的保留黏度约为120 mPa·s,满足压裂施工的要求。 展开更多
关键词 深层页岩气 滑溜水 水力压裂 高黏 高降阻 一体化稠化剂
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一种基于物理交联的多功能携砂驱油压裂液体系
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作者 李建申 黄秋实 +4 位作者 燕松兵 刘青 王茂功 董景锋 郑苗 《钻井液与完井液》 CAS 北大核心 2024年第5期668-676,共9页
页岩油开采过程中压裂液的高携砂能力、破胶返排性能和地层伤害间的矛盾难以避免。以三嵌段表面活性剂纳米胶束(PN)与四元聚合物(PPS)相协同,依靠聚合物与纳米胶束的物理交联作用强化网络结构,开发了一种兼有高携砂性、低伤害性和高驱... 页岩油开采过程中压裂液的高携砂能力、破胶返排性能和地层伤害间的矛盾难以避免。以三嵌段表面活性剂纳米胶束(PN)与四元聚合物(PPS)相协同,依靠聚合物与纳米胶束的物理交联作用强化网络结构,开发了一种兼有高携砂性、低伤害性和高驱油性的新型多功能携砂驱油压裂液体系PN-PPS。PN-PPS依靠致密的网络结构而展现出优异的携砂能力及耐温抗剪切性,陶粒在PN-PPS溶液中携砂时间高达510 min。得益于体系的网络结构由物理交联作用强化,PNPPS破胶迅速且彻底,破胶液残渣低于34.5 mg/L且其岩心伤害小于18%。进一步地,破胶液作为驱油剂展现出优异的驱油功能,在90℃下洗油效率高于99%、渗吸驱油率达20.46%、岩心驱替中采收率在水驱的基础上提高12.54%。因此,PN-PPS的应用能够在保证高效携砂压裂的同时实现不返排原位驱油,通过将压裂和驱油工艺相结合,PN-PPS的应用为页岩油开采提供了创新的解决方案,对压驱一体化技术的发展具有重要意义。 展开更多
关键词 压驱一体化 物理交联 页岩油 聚合物 纳米胶束 滑溜水
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柴达木盆地西部英雄岭页岩油地质工程一体化压裂技术创新与实践 被引量：13
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作者 谢贵琪 林海 +12 位作者 刘世铎 刘永 万有余 张成娟 李亚锋 崔荣龙 雷丰宇 隋国杰 邓立本 张涛 刘欢 刘云翼 蒲永霞 《中国石油勘探》 CAS CSCD 北大核心 2023年第4期105-116,共12页
柴达木盆地英雄岭下干柴沟组页岩层系灰云岩、泥页岩发育良好,灰云坪有利储层与优质烃源岩叠置互层分布,页岩油资源勘探开发潜力巨大,但具有高应力、高应力差、高频沉积旋回、纵向层理发育、强非均质性等储层改造难点,亟须建立适用性强... 柴达木盆地英雄岭下干柴沟组页岩层系灰云岩、泥页岩发育良好,灰云坪有利储层与优质烃源岩叠置互层分布,页岩油资源勘探开发潜力巨大,但具有高应力、高应力差、高频沉积旋回、纵向层理发育、强非均质性等储层改造难点,亟须建立适用性强的高效压裂技术体系,支撑效益勘探与高效开发。通过开展地质力学实验,明确了页岩破裂与裂缝延伸规律,制定了“控近扩远”的改造思路;发展了一维地质力学与可压裂性新算法,建立三维精细地质力学模型;采用模型模拟优化与数据驱动优化相结合的方式,形成了直井缝网压裂参数模板;对标国内陆相页岩油体积压裂主流做法与关键参数,在段簇设置、压裂参数优化等方面践行地质工程一体化理念,实现了以“加密切割、极限限流射孔、大排量、大规模、滑溜水高强度连续加砂、逆复合控近扩远、高石英砂占比”为核心的体积压裂技术的升级换代。实施直井压裂37井次,日产油2.1~44.9m^(3),获工业油流占比达97.2%;水平井压裂6井次,最高日产油113.5m^(3),在下干柴沟组上段落实页岩油地质储量5×10^(8)t。 展开更多
关键词 柴达木盆地 英雄岭 下干柴沟组 页岩油 地质工程一体化 压裂技术 方案优化
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疏水缔合聚合物压裂增稠剂的研究进展
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作者 于斌 潘一 +1 位作者 杨双春 王博 《精细化工》 北大核心 2025年第8期1684-1695,1786,共13页
疏水缔合聚合物压裂增稠剂合成原料来源广泛、成本可控、对环境友好,具有独特的两亲结构,比天然产物增稠剂和普通合成聚合物增稠剂具有更加优异的耐温、耐盐及耐剪切性能,已成为开发非常规油气藏的重要化学品之一。该文首先简述了疏水... 疏水缔合聚合物压裂增稠剂合成原料来源广泛、成本可控、对环境友好,具有独特的两亲结构,比天然产物增稠剂和普通合成聚合物增稠剂具有更加优异的耐温、耐盐及耐剪切性能,已成为开发非常规油气藏的重要化学品之一。该文首先简述了疏水缔合聚合物压裂增稠剂的合成方法,介绍了疏水缔合聚合物压裂增稠剂的增稠机理和影响因素;然后,综述了基于不同疏水单体(长链烷基型、季铵盐型、烷基聚醚型、孪尾型、双取代型和复合型)结构分类的疏水缔合聚合物压裂增稠剂的性能特征、作用机制及“压裂驱油(气)一体化”等应用方式;最后,对疏水缔合聚合物压裂增稠剂的发展进行了展望,指出应进行精细优化重组及协同构筑,从新的维度优化体系性能,推动此研究领域向着协同创新及一体化建设的方向发展。 展开更多
关键词 疏水缔合聚合物 压裂增稠剂 增稠机理 结构分类 压裂驱油(气)一体化
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页岩气井长水平段压裂一体化动态评估--以长宁国家级页岩气示范区为例 被引量：10
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作者 沈骋 吴建发 +1 位作者 付永强 曾波 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2022年第2期123-132,共10页
四川盆地南部地区(以下简称川南地区)的长宁国家级页岩气示范区是四川盆地页岩气开发的主战场,为厘清页岩气井水平段及压裂长度增加带来的气井产能动态影响,以川南地区的长宁区块奥陶系五峰组—志留系龙马溪组的336口气井为研究对象,采... 四川盆地南部地区(以下简称川南地区)的长宁国家级页岩气示范区是四川盆地页岩气开发的主战场,为厘清页岩气井水平段及压裂长度增加带来的气井产能动态影响,以川南地区的长宁区块奥陶系五峰组—志留系龙马溪组的336口气井为研究对象,采用大数据分析方法,深入剖析影响气井效益开发的靶体、压裂、排采生产一体化动态因素。研究结果表明:①高产气井具有靶体钻遇率大于70%、钻遇长度大于1200 m的特征,改进钻井工艺技术可保障高靶体钻遇率进而保障产量;②流体压力降和孔眼摩阻会削弱施工作业强度,严重影响压裂效果,采用低黏压裂液和差异化射孔工艺可有效克服该难题;③前序段“相对低排量+相对密簇距”、后序段“相对高排量+相对大簇距”可实现有效改造,并能解决邻井长期生产带来的影响;④跟端和趾端垂深差异较大易造成井底积液,严重影响前序压裂段簇效率和产量,跟趾端垂深差异在±300 m、斜率在±0.15内有利于气井高产。结论认为,长水平段压裂是气井一体化动态影响因素的综合反映,长宁区块最优水平段压裂长度为2200 m左右,研究成果为后续川南地区页岩气规模效益开发提供了理论支撑。 展开更多
关键词 长宁国家级页岩气示范区 长水平井段 压裂 一体化动态评估 簇间距 垂深差异 最优压裂段长 规模效益开发
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页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟技术 被引量：7
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作者 盛广龙 黄罗义 +2 位作者 赵辉 饶翔 马嘉令 《西南石油大学学报（自然科学版）》 CAS CSCD 北大核心 2021年第5期84-96,共13页
页岩气藏天然裂缝分布复杂,地层非均质性强,水平井压裂技术是开发的必要手段,建立页岩气藏压裂缝网扩展与流动一体化模拟方法对于制定生产方案及评价压裂措施具有重要的现实意义。采用基于闪电模拟的油藏压裂裂缝网络扩展计算方法来模... 页岩气藏天然裂缝分布复杂,地层非均质性强,水平井压裂技术是开发的必要手段,建立页岩气藏压裂缝网扩展与流动一体化模拟方法对于制定生产方案及评价压裂措施具有重要的现实意义。采用基于闪电模拟的油藏压裂裂缝网络扩展计算方法来模拟页岩气藏多分支裂缝网络形态,在此基础上进一步运用嵌入式离散裂缝模型(EDFM)来定量表征页岩气藏有机质-无机质-裂缝网络之间的复杂流动机制,从而实现页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟。基于该方法建立了200 m×200 m的地质模型进行缝网形态模拟以及流动表征,通过缝网扩展模拟方法得到裂缝网络分布规律,在此基础上基于嵌入式离散裂缝模型进行流动模拟,得到模型生产200 d后的含气饱和度分布以及产气量分布曲线。同时,基于本文模型分析了压裂液注入压力、分形概率指数、压裂液黏度以及裂缝网格精细程度等参数对裂缝网络形态、含气饱和度分布以及页岩气产量的影响。研究表明,压裂液注入压力越高分形概率指数越小、压裂液黏度越小裂缝扩展范围越大、含气饱和度下降范围越大单井产量越高,裂缝模拟精度会显著影响产量误差。基于该页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模型可以大规模模拟页岩气藏缝网形态以及多重介质复杂流动,为评价页岩气藏压裂施工好坏以及产量预测提供了有效的帮助。 展开更多
关键词 页岩气藏 水力压裂 缝网扩展 流动表征 一体化模拟
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