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压裂液粘度低 支撑剂过早沉积?FiberFRAC一招制敌

压裂液粘度低 支撑剂过早沉积?FiberFRAC一招制敌

水力压裂作业时,在支撑剂的输送过程中,压裂液的粘度会逐渐降低。当粘度低于悬浮支撑剂颗粒的临界阈值时,支撑剂就会无规则地沉降在裂缝中,无法填充到目的位置。这会直接影响裂缝的导流能力,导致压裂作业的效果大打折扣。

使用滑溜水时基液的粘度比较低,携砂能力往往较弱,无法携带支撑剂。开发致密气藏时,压裂液注入不久就可能会出现破胶现象。虽然裂缝仍能够保持张开状态几个小时,但破胶状态的压裂液已经无法将支撑剂输送到位了。

量身定制纤维基压裂液

与传统压裂液不同,FiberFRAC纤维基压裂液采用了新的支撑剂传输方案,支撑剂的输送能力不受压裂液粘度的影响。通过在压裂液体系中引入了纤维结构,FiberFRAC技术能够以机械的方式实现支撑剂的输送、悬浮和置放。支撑剂的输送不再依赖于压裂液粘度,作业者就完全可以根据油藏性质来选择支撑剂、优化裂缝几何形状,因此作业的灵活性也更高。例如,当压裂作业需要控制缝高时,作业者就可以使用低粘度的压裂液(即使是高温井况),无需担忧支撑剂填充问题。

FiberFRAC技术除了可以控制缝高外,由于体系中聚合物浓度较低,也会相应提高裂缝内支撑剂的堆积渗透率,导流能力更佳。实验室测试结果显示,当聚合物用量减少40%时,堆积渗透率会提高24%。聚合物用量更少还意味着更大的裂缝有效生产面积,更长的有效半长。

FiberFRAC技术适用范围

  • 致密气井水力压裂作业;
  • 低渗油藏裂缝闭合时间过长,需要进行压裂作业;
  • 油气藏的温度在140到345℉;石油圈原创www.oilsns.com
  • 滑溜水压裂液体系;
  • 交联聚合物压裂液体系。

FiberFRAC技术优点

  • 提高采油速度;
  • 透镜状储层的导流效率更高;
  • 支撑剂堆积渗透率更高;
  • 无因次裂缝导流能力得到优化;
  • 降低缝高。

FiberFRAC技术特性

  • 支撑剂输送能力与压裂液粘度无关;
  • 压裂液中纤维物质会逐渐降解;石油圈原创www.oilsns.com
  • 压裂液粘度较低,适用温度范围更广;
  • 聚合物用量更少。

压裂液粘度低 支撑剂过早沉积?FiberFRAC一招制敌

案例研究:FiberFRAC提高气井产量7倍!

压裂技术对比&评估

Burgos盆地的Arcabuz油田的压裂作业一直较难展开,因此开发商需要一项更有效的压裂液技术。PEMEX公司决定在井况相同的两口邻井中分别采用FiberFRAC纤维基压裂液和常规压裂液进行压裂作业,以优选出符合该油田状况的最佳技术。

作业结果出人意料

Arcabuz316井采用了FiberFRAC压裂液技术,共使用了90718kg陶瓷支撑剂和2268kg树脂膜陶瓷支撑剂,注入速率为35bbl/min。投入生产一周后,该井的产气量达到2.2MMcf/d,出水量为30bbl/d,井口压力为34.5MPa。

作为对比井的307井采用了常规压裂液技术,共使用90718kg陶瓷支撑剂和22680kg树脂膜陶瓷支撑剂,注入速率为35bbl/min,压裂液密度为3595kg/m³,无纤维元素。投入生产一周后,该井产气量仅为300000cf/d,出水量为360bbl/d,井口压力为5.2MPa。此外,压裂的最后阶段井下压力急速下降,说明饱和水地层的裂缝几何形状发生了异变,缝高过大。

WellWatcher实时监控系统分析了产量下降情况和裂缝几何形状的变化,以便对比两种技术。

FiberFRAC提升7倍产量

由于Wilcox 4致密气区的307井产量和井口压力迅速下降,PEMEX决定对该井实施封堵弃置作业,同时对Wilcox 4的其它油井继续进行考察。

与307井生产表现形成鲜明对比,316井采用了FiberFRAC技术后,产气量较以往提高了7倍,洗井作业完成后,该井随即就投入了生产。PEMEX公司十分感谢FiberFRAC技术,它使Burgos油田Wilcox 4致密气区的全面开发成为可能,同时降低了压裂作业风险,提高了ROI(投资回报)。

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来自/Schlumberger   译者/张德凯   编辑/张永君

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白矾
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(华东),油气井工程硕士,长期聚焦国内外石油行业前沿技术装备信息,具有数十万字技术文献翻译经验。

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