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工程院储层改造研究所研发的创新技术,使中国石化页岩气压裂20口井322段、致密油气27口井156段、压裂施工创造了多项施工纪录,焦页1HF井首次获得重大商业性发现。中国石化石油工程技术研究院储层改造研究积极开展新工艺、新材料、新工具、裂缝监测与评价技术研究,先后承担了"页岩气网络压裂机理及设计方法研究""致密砂岩丛式水平井分段压裂优化设计研究"等50余项科研项目,经过近5年潜心研发,形成了页岩油气和致密油气水平井分段压裂设计方法、水力喷射工具、 相似文献
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水平井钻井技术、大型体积压裂技术促使页岩油气得到快速高效开发。大港油田沧东凹陷官东、官西孔二段是页岩油形成的有利地区,为提高该地区页岩油开发效果,探索应用了无干预无限级压裂完井技术。无干预无限级压裂完井系统中的压裂滑套需与完井管柱连接下入井内,压裂滑套尺寸大、下入数量多,增加了完井管柱刚性,套管安全下入难度大;压裂滑套与套管一同完成固井作业,无可借鉴的固井施工经验,固井作业风险高。通过细化下套管前井眼准备,优化完井管柱结构,开展下套管摩阻扭矩分析,应用旋转下套管技术,完成了无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油长水平段水平井的先导试验,并创国内无限级压裂滑套管串下深最深、水平段最长、井斜最大、下入数量最多四项指标。 相似文献
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体积压裂技术在致密油储层开采中应用广泛,为了全面深入了解体积压裂技术在致密油储层开采过程中实际应用,文章简析了致密油储层特点和改造难点,以及体积压裂技术的特点和施工影响因素之后,就体积压裂技术在致密油储层开采过程中涉及的施工技术和注意事项进行了较为全面的分析。 相似文献
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基于姬塬油田延长组油井压裂投产的特点,从地质特征分析入手,对可能造成储层伤害的潜在风险进行了分析。研究结果表明:姬塬油田延长组储层粘土矿物含量高、孔喉细微是主要的潜在伤害因素,注入水与地层水、储层岩石不配伍形成有机垢加剧了储层伤害,压裂改造过程中压裂液滤失滞留、水不溶物、破胶残渣对储层造成不同程度的伤害。根据不同的伤害机理分析探讨了解决对策,现场应用了酸化、前置酸压裂、酸蚀多缝体积压裂及高黏强溶蚀酸转向酸化4种工艺,整体改造取得了较好的增油效果,对姬塬油田提高稳产水平和开发效益具有重要意义。 相似文献
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东濮凹陷深层致密凝析气藏分布广,应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层段压裂是动用该类储层的核心技术。为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多段压裂完井体系。应用该体系在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用。 相似文献
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延长油田上古生界气藏压裂改造工艺技术分析 总被引:3,自引:1,他引:2
延长油田上古生界气藏储层连续性较差、含气砂体变化快、非均质性强,具有典型的低孔、低渗、低压、低丰度、低产的特点,储层压裂改造工艺难度较大。在近几年的天然气勘探过程中,通过不断的研究、试验和现场应用,总结出一套基本适应于本区上古生界气藏石盒子组、山西组、本溪组等储层的压裂改造工艺,现场施工后取得了较好的效果。为此,从射孔工艺、加砂压裂工艺特别是压裂液体系、支撑剂、施工主要参数的确定、压裂配套工艺等多个方面进行了阐述,并对现场的施工情况和室内的研究结果加以分析和佐证,最后对延长油田上古生界气藏的下一步压裂改造工作提出了建议。 相似文献
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《石油工业技术监督》2015,(7)
胡尖山油田安83区长7致密油藏由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾;定向井开发递减大,单井产量低,开发效果差。近年来对安83区定向井重点开展体积压裂改造储层,探索了周期注水、空气泡沫驱油有效注入、补充地层能量的方式,达到了提高油井产量的目的。总体来说,体积压裂改造储层提高单井产量效果显著,特别是增大滞留液量、不返排闷井扩压工艺,与同改造强度体积压裂井对比具有稳产时间长、增油效果好的特点;注水井体积压裂后变抽油井累计注水量与日产油相关性较好,分析认为体积压裂结合注水闷井扩压能有效补充地层能量,且形成的人工改造缝网系统能为油水置换提供有利条件,有利于油井稳产,后期可持续扩大实施,对致密油藏突破常规注水开发、采用不断重复压裂改造具有指导性意义。 相似文献
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杨文敏 《石油工业技术监督》2023,(7):63-67
针对低渗透油田压裂选井、选层困难,压裂效果变差的问题,以提高剩余油措施挖潜为目标,对套损修复井、小井眼井等小直径井压裂技术进行了研究。研究得出:小直径封隔器、喷砂器与压裂管柱的配置适用套管内径大于Φ102 mm、井温小于120℃的套管修复井及小井眼井的压裂,可一趟管柱坐压4层,并根据套损点位置限制设计了4种管柱结构,实现小直径大砂量多层压裂;套损修复井压裂后,初期平均单井日增液2.6 t,日增油2.2 t,增油强度1.3 t/(d·m),含水下降26.0%;小井眼井压裂后,初期平均单井日增液1.8 t,日增油1.6 t,增油强度1.1 t/(d·m),含水下降29.9%;套损修复井与小井眼井所在区域的剩余油分布较重复压裂、转向压裂井所在区域的剩余油更加丰富,措施潜力更为突出。小直径大砂量多层压裂工艺技术拓宽了压裂选井、选层的空间,为大庆长垣外围油田剩余油挖潜提供了有效的技术支撑。 相似文献
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页岩气资源丰富,开采寿命长,具有很大的潜力。研究了页岩气储层的储集空间类型及规模大小,并提出了相应的开发技术对策。研究结果表明:页岩气储层主要包含微裂缝、微孔隙、有机质孔隙三种储集类型;可通过地震技术预测“甜点”区域;丛式水平井技术提高质量、降低成本,减少储层污染;泡沫固井技术提高低压易漏长封固水平段固井质量;套管开窗侧钻水平井技术降低增产措施的技术难度;有机和无机盐复合防膨技术,能够确保井壁的稳定性;混合压裂、纤维压裂、通道压裂、二氧化碳压裂、液化石油气压裂更适应中国国情。 相似文献
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井下作业井控技术是确保油、气井试油(气)作业、压裂酸化作业和修井作业完成的必备技术。做好井控工作既可以有效防止和避免井喷及其失控事故,实现作业过程的安全生产,避免环境污染,又有利于试油(气)、修井中发现和保护好油气层,顺利完成井下作业施工,同时也是保证人身和财产安全,保护环境和油气资源的必要条件。 相似文献
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《石油工业技术监督》2020,(5)
气井不动管柱多层压裂是目前大庆油田深层气直井开发的主体技术,工艺满足单层加砂80 m~3,耐温150℃,承压差70 MPa。由于深层致密气储层开发及天然气老井改造要求单层加砂100 m~3以上,耐温170℃,承压差90 MPa,超高温、超高压、大砂量及其在定向井中的拓展应用对整个工艺的可靠性提出了严格的要求。为此,从工具设计、工具检验及现场施工等方面提出了一系列质量措施,从根源上提高气井不动管柱多层压裂技术的可靠性,为现场高质量的施工提供技术支持。 相似文献