非常规油气藏水平井多段压裂技术

非常规油气藏资源丰度低、低孔、低渗、产量低,勘探开发的难度较大,需要特殊的工程技术。长井段水平井和分段压裂技术是非常规储层核心开发技术。为加快推进非常规油藏的勘探开发,中原油田开发高温低伤害水平井压裂液,研究优化设计技术,引进多层压裂完井体系。自主设计、自主施工、自行提供压裂材料的致密油藏水平井,在1 300m水平段、压裂11段,非常规油气藏勘探开发技术取得突破。     

XX气田登娄库组致密砂岩气开发规律研究

XX气田登娄库组气藏为低渗致密砂岩气藏,通过深化气藏认识,整体应用水平井多段压裂技术实现了效益开发.在开发过程中由于储层致密、气藏复杂,导致单井压力、产量下降快,采出程度低,针对气开发特点采取合理配产、排水采气、压缩机降压、解堵等技术确保气井产能充分发挥,同时为今后登娄库气藏挖潜指明了方向.     

大庆油田加密调整井压裂改造配套技术

主要介绍了针对大庆油田加密调整井压裂改造难点,研究裂缝参数优化、水平缝脱砂压裂、限流法优化布孔细分压裂改造、保护薄隔层压裂和适合高破裂压力储层改造的55MPa多层压裂管柱等压裂改造配套技术。现场应用证明:该配套技术为提高加密调整井薄差层的储量动用程度及改善压裂效果,提供了有力的技术支持,对大庆油田高水平、高效益开发具有十分重要的意义。     

提高致密油水平井固井质量对策探讨

近年来为了有效开发动用致密油藏,应用水平井钻井技术配合大型体积压裂技术进行整体开发动用,这也对致密油水平井的固井质量提出了更高的要求。致密油水平井与常规水平井相比,要进行大规模体积压裂,因此对固井质量提出了更高的要求。在简要分析致密油水平井固井难点基础上,提出了提高致密油水平井固井质量的技术对策。     

镇泾油田长8段储层压裂液体系优选研究

镇泾长8油藏储层沉积环境复杂,储层物性差、岩性致密、孔喉细小,泥质含量高,储层平面及纵向非均质性强,油层薄、夹层多,储层流体流动困难,需要在确定储层工程地质特征的基础上,有针对性的优化改进压裂技术。本文以镇泾长8段为例,对在用压裂液进行性能和伤害研究,优化液体的配方。结果表明：优化的低成本低伤害压裂液体系,能够满足压裂施工要求,岩芯伤害率小于25％,且成本得到进一步降低;优化后的压裂液体系较优化前岩芯伤害率更低,伤害率仅24．3％。现场应用效果较好。     

页岩气水平井分段压裂工艺技术在渝东南地区的应用

页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,巴成为当前能源开发的热点和突破口.但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,对开发技术要求很高,尤其是水平井钻井及压裂等关键技术,才能实现经济有效开发.水平井分段压裂技术已成为页岩气开发的一种关键手段,采用水平井分段大规模水力压裂技术能够增加储层的改造体积,从而形成错综复杂的网络裂缝,最终提高采收率,实现页岩气藏的商业开发.本文通过渝东南地区的页岩气水平井分段压裂实践,对页岩气藏水平井水力多段压裂及裂缝综合监测等系列技术的现场应用效果进行了分析总结,所取得的经验可供今后国内页岩气水平井分段大型压裂施工参考借鉴.     

致密油储层体积压裂技术研究

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。     

突破储改瓶颈——工程院储层改造研究所为中国石化重点工程提供储层改造技术支撑

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、     

环江油田长8储层改造工艺技术适用性分析

环江地区地表水矿化度高压裂液体难以配制,长8储层厚度大,物性差且泥质含量高。通过多项地应力和岩石力学测试,引入体积压裂技术,阐述了定向射孔多缝压裂和注水井酸化等方面储层改造技术的适用性,并强调了施工操作的关键工序,指明了提高单井产量的方向。为了缩短建井周期、增强新工艺新技术推广应用,推行了联作工艺规避井下风险,提高新井时率,从而实现了深层位的高效开发。     

火山岩储层测试压裂诊断方法研究

针对松南地区火山岩埋藏深,岩性复杂,地层温度高,岩石致密,储层孔洞一裂缝发育,改造过程中存在“多裂缝”同时破裂延伸的现象,本文建立压降曲线分析数学模型,并完成了压裂诊断软件的开发编制,可以判断出地层天然裂缝的发育程度、闭合压力、压裂液滤失系数,准确预测压裂液效率和裂缝扩展情况, 从而形成了一套较为成熟的火山岩储层测试压裂诊断技术,在深层火山岩储层取得了较好的增产效果.     

中浅层低渗断块砂岩气田开发调整

以汪家屯气田扶杨油层气藏为例,汪家屯气田在开发过程中反映出储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题,为了增加储量动用程度,提高采收率,开展了气藏地质再认识,包括重新进行地层对比、三维地震构造解释、储层预测研究。进行气井动态特征研究,对气井进行产能评价,计算单井井控动态储量,分析井间连通关系,从而评价气藏井网适应性,明确气藏剩余潜力分布及大小,在此基础上编制了气藏开发调整方案,通过部署加密井、老井压裂改造、补孔、堵水、增压开采等措施,明显改善了气藏开发效果,探索出复杂断块气藏持续高速开发的新途径。     

无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油的应用

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。     

七里村油田水平缝压裂工艺技术探索

七里村油田为超低渗油气藏,不进行压裂无自然产量,由于油气藏"三低"及裂缝形态条件影响,在压裂施工中研究、开发了适应各种储层及井况条件的增产技术措施,为超低渗油气藏实现高效勘探开发给予较高的技术保障。本文就七里村油田常用的裸眼井小承压段压裂技术、全套管井常规卡封压裂技术、蜡球暂堵压裂技术、水力喷砂射孔压裂技术作了详细的介绍。     

对试油气压裂新技术及应用的探究

我国石油资源逐渐降低,为了有效开发致密油气,必须采用新型压裂技术。传统的水平井压裂技术正在逐渐向分段压裂、分段多簇体积压裂的方向发展,工厂化技术已经成为标准的开发模式。随着技术与设备逐渐成熟,大规模压裂、水平钻井、压裂地震监控,已经成为国内致密尤其开展的关键技术。本文详细分析了机械封隔器、滑套封隔器、管柱水力喷射技术的实际应用效果,为国内油田开采提供参考。     

吉林油田致密油水平井甜点+密切割压裂研究与应用

吉林油田致密油藏压裂开发经历了常规压裂、水平井蓄能体积压裂和水平井甜点+密切割体积压裂三个阶段,通过水平井蓄能式体积压裂,实现了致密油效益开发,为了进一步降本增效,在水平井蓄能体积压裂基础上,形成了以水平井甜点+密切割体积压裂[1-2]技术为核心的压裂配套技术,提高致密储层改造程度和开发效果,提升致密油藏资源价值,对低渗透致密油藏开发具有一定的借鉴意义。     

气井压裂、排液、生产一体化管柱优化探析

目前中原油田低渗气藏地层压力低,平均压力系数0.3以下,需要通过压裂措施来改善储层,提高产量。随着油田开发进入中后期,气井生产井井况越来越复杂,开窗侧钻井井数日趋增加,重复压裂改造的措施较多。由于常规针对气井压裂的卡封压裂方式常采用Φ89mm油管压裂管柱,需要多次起下管柱作业会增加措施成本。文章针对通过优选气井压裂方式为环空注入、合层压裂,优化配套管柱为N80管材的Φ60.3mm光油管压裂管柱,形成适应于气井压裂措施的优化压裂、排液、生产一体化管柱。该技术可大大减少工作液对储层的污染,提高压裂效果;同时降低措施成本及施工风险,保障气井的正常作业生产。     

苏里格气田西区苏54区块地震储层预测技术及应用

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区苏54区块主力气层上古生界下二叠统下石盒子组盒8段属于砂岩岩性气藏,储层致密,非均值性强,有效储层薄且相对孤立分散,含气富集区不明朗,开发难度较大。针对该区块开发难点问题,利用AVO烃类检测及叠前参数反演技术对主要目的层段进行了储层厚度、有效储层厚度及含气性预测,在储层综合评价的基础上优选了含气富集区。以地震储层预测成果为主要依据部署实施开发井54口,Ⅰ+Ⅱ类井比例较勘探阶段大幅度提高,开发效果良好。该区块的开发实践表明,所运用的地震储层预测技术行之有效,值得同类气藏开发借鉴。     

凝析气田排液采气配套技术研究与应用

本文结合白庙、桥口凝析气藏特点,分析总结了气田生产现状和存在问题,通过集成应用储层保护技术、增压气举排液技术,取得了良好的效果.FB-Ⅲ无固相气井修井保护液,解决了作业施工过程中容易发生井喷和作业后不易复产的生产难题.增压气举排液技术,有效地解决了气井排液难题,"射孔+气举"一体化管柱,实现了负压射孔工艺,并有效地避免了补孔无效二次作业,达到了降低作业成本、减少地层伤害的目的.对深层低渗凝析气藏开发,具有普遍推广价值.     

低渗油藏水平井开发部署研究

低渗油藏储量品质差、储层致密、油层分布特征复杂,直井小规模压裂开发油井初期产量低且递减快,现有技术难实现油藏经济有效开发。通过国内外调研,结合各油藏实际情况,多方面多角度对比不同井型优缺点,利用油藏数值模拟方法开展不同井型数值模拟研究,通过数值模拟研究预测各项开发指标和最终采收率,经综合评价,确定最优井型。     

W油田套损井组精控压裂治理技术研究与实践

针对W油田套损井组压裂工艺不成熟,受非均质性强和注采关系不完善等因素影响导致井组难以有效动用的问题,建立了套损井组精细控制压裂治理技术。在层位优选卡段优化、裂缝参数优化、加大加砂规模基础上,完善形成了套损井双封单卡精控压裂工艺,单趟管柱压裂段数由4段升至9段,单层加砂量由80 m³升至200 m³,满足了修复后井径100 mm以上低产油井的压裂需求。在Y开发区A井组开展试验评价,水井压裂后吸水量增加了56 m³/d,动用比例增加42.9%,砂岩厚度动用比例增加45%。A井组周围3口油井压裂后,平均日产液量增加了32.5 t,日产油量增加了8.2 t,增液强度为8.1 t/(d·m)。该井组投入产出比为1∶3.4,累计产生经济效益1 362.2万元。该技术实现了从套损井组工艺管柱、压裂方案优化和油水井配套调整等方面地质工程一体化设计,取得了较好的试验效果,为油田套损井组高效开发提供了重要借鉴。