DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

鄂尔多斯盆地低渗透致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂布缝优化研究

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块属于典型的低渗透致密砂岩气藏,水平井分段压裂是最有效的增产改造方式。水平井分段多簇压裂裂缝布局对于压裂后产能具有重要影响,为使水平井压裂后产能最大化,运用位势理论和势叠加原理,考虑缝间干扰、启动压力梯度、耦合储层渗流与裂缝流动,建立低渗透致密砂岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,利用该模型可以同时计算平直裂缝以及弯曲裂缝的产能。以杭锦旗区块锦58井区盒3层为例,利用正交设计方法研究了压裂段内不同裂缝簇数条件下裂缝参数对水平井压裂产能的影响规律。结果显示,每段3簇裂缝以及4簇裂缝所得结果一致,即裂缝参数对压裂产能的影响由强到弱依次为总裂缝半长、缝长比、裂缝导流能力、间距比,推荐在该区块采用"U"型布缝以及非均匀布缝模式。     

吐哈油田完成最大规模压裂井施工

正2016年9月6日,吐哈油田有史以来最大规模压裂井马56-101H井大型压裂顺利收官。该井采用速钻桥塞分19段45簇压裂,累计入井液量2.2587万m~3,入井砂量712.4m~3,入井酸量218m~3,施工排量12~14m~3/min。马56-101H井是吐哈油田三塘湖采油厂部署在该区域的一口重点勘探井,预计压裂后日产油可达到50t,累计产量达到1万t。     

川南长宁区块页岩气高密度完井+高强度加砂压裂探索与实践

四川盆地南部长宁区块页岩气资源量丰富,经过技术引进、探索优化、自主创新实现了规模开发。为了进一步提高近井筒储层改造效果、提升作业效率,对水平井分段不断优化,适当增加分段段长,减少压裂段数,同时采用高密度完井,大幅缩短簇间距,并持续提高加砂强度。为此以高密度完井+高强度加砂压裂技术原理为基础,根据长宁区块地质工程特征对该压裂工艺参数进行了探索优化,并分析了该压裂技术的现场应用效果。研究结果表明,高水平应力差页岩储层条件下,高密度完井+高强度加砂压裂技术可利用短簇距间的诱导应力增加裂缝复杂程度,缩短储层基质流体向裂缝渗流的距离和时间,并提高裂缝导流能力;考虑簇间诱导应力对裂缝扩展的影响,施工排量、压裂液黏度对井间储层动用程度和裂缝支撑的影响,暂堵转向技术对压裂裂缝体积的影响等,合理优选出与长宁区块地质和工程条件相匹配的压裂参数:簇间距7～10 m,施工排量约16 m3/min,携砂阶段滑溜水黏度增加到20～30 mPa·s,单段暂堵剂300～500 kg,总液量的50%～57%投注;长宁区块页岩气水平井采用高密度完井+高强度加砂压裂技术,井均测试产量较常规压裂工艺增加了约10%,估计最终可采量可提高约12%。该研究成果可为压裂技术持续优化以及川南地区页岩气藏压裂改造提供支撑和借鉴。     

大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺应用实践

随着油田开发的不断深入,南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主,开发效果不理想,平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度,开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征,采用减小段间距（60~80 m减小到20 m）、增加簇数（2~3簇增加到5簇）等措施对水平段进行均匀有效的压裂,以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大,并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明,采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂,利用主体段塞及变粒径加砂方式,入地液量为7 957.9 m3,是其他压裂方式的2.5~3.5倍,油井稳定日产油达到了9.5 t/d,是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明,优化后的水平井压裂参数合理,大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。     

顺9井区致密油藏水平井一体化开发技术

顺9井区志留系碎屑岩储层存在埋藏深、温度高、物性差和底水发育,前期直井压裂后无法获得稳定产能的问题,为此,开展了水平井一体化开发技术研究。按照钻井、完井和压裂一体化设计的思想,水平井方位角设计为137.7°,与最大主应力方向正交,以提高压裂后泄油面积;使用油基钻井液钻进,保证井径规则,便于分段完井工具坐封;优选耐温130℃、耐压差70 MPa的裸眼封隔器,保证分段成功,并将压裂端口置于储层发育段,便于裂缝起裂;通过降低胍胶浓度和优化添加剂用量,形成耐温130℃的低伤害压裂液;采用油藏数值模拟方法优化压裂施工参数,应用常规压裂+人工隔层控缝高技术实现避水高度30 m,控缝高、深穿透压裂,形成顺9井区致密油藏水平井一体化开发关键技术。现场试验表明,水平井压裂后产能较直井提高4倍,2口井累计产油量达1.02×104 m3。水平井一体化开发技术提高了顺9井区致密油藏开发效果,对国内同类致密油藏开发具有一定借鉴意义。      

丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验

为提高致密砂岩气藏的开发效益,基于储层工程地质特征、单井测录井、随钻伽马等资料,采用三维两相模型气藏数值模拟和全三维网络模型裂缝数值模拟相结合的方法,优化了丛式水平井井组的裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数。盒1层、山1层和太2层的参数优化结果为:裂缝采用等间距交错布局,缝间距150 m,裂缝数量7~9条,裂缝半长150~200 m,裂缝导流能力30 D·cm;施工排量4.0~5.0 m3/min,前置液体积分数35%~40%,平均砂比21%~25%,单段加砂量35~45 m3。DP43H和 DPT-27 丛式水平井井组压裂后无阻流量分别达到77.6×104和73.2×104 m3/d,平均单井无阻流量分别为12.9×104和18.3×104 m3/d,比同层位邻井分别提高1.5和2.2倍,压裂施工时间比单井累计施工时间分别缩短11和17 d。研究结果表明,丛式水平井井组压裂技术是致密砂岩气藏提高单井产量、缩短施工周期、降低施工成本的有效手段。      

致密油压裂水平井电模拟实验研究

在致密油水平井压裂中,描述裂缝网络、优化裂缝参数是提高产能的关键所在,针对水平井压裂裂缝参数难以确定的问题,利用水电模拟方法对分段多簇压裂水平井近井压力分布及裂缝参数(包括簇间距、裂缝长度、天然裂缝数量等)对单井产能的影响进行了电模拟实验研究。实验结果表明,分段多簇压裂改善了近井地带储层的流通性,人工裂缝与天然裂缝形成缝网有利于改善原油流动能力。在压裂裂缝长度和段间级距一定时,随着天然裂缝数量的增加,单井产量增加;垂直裂缝比斜交裂缝更能提高单井产量;水平井两端的裂缝产量贡献最大,向中间依次递减,最中间的裂缝产量贡献最小。本研究为合理、有效开发致密油提供理论支持。     

三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

吐哈油田三塘湖马56区块条湖组为致密灰岩储层,在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上,利用滑溜水+弱交联液体系实施大排量、低砂比、沟通天然裂缝的分段压裂技术路线,通过采用前置酸预处理技术、多段塞降阻降滤技术、快速破胶技术、小粒径组合陶粒技术及井下微地震测试技术,三塘湖马56区块致密油藏的水平井多段压裂改造取得突破,为油田的高效开发奠定了基础。     

大牛地气田分段多簇缝网压裂技术

针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。     

致密砂岩气藏水平井分段压裂优化设计与应用

针对川西沙溪庙组致密砂岩气藏水平井开展了分段压裂优化设计及现场应用研究。采用水平井分段压裂诱导应力场模型,以提高储层整体渗流能力为目标,优选了裂缝起裂次序、裂缝间距和射孔参数,通过优化压裂施工净压力和排量沟通了主裂缝周围的天然裂缝。现场实施结果表明:优化后的水平井压裂8~13段,每段内射孔2~3簇,每簇长度为0.5 m,相同压裂段内簇间距为30~60 m;采用中间为12~16孔/m、两端为16~20孔/m的变密度射孔,优化排量为3.5~6.5 m³/min;采用优化设计技术实施的5口井平均稳定产量为5.3×10⁴m³/d,较优化前有明显提高,取得了显著的经济效益,为同类型致密砂岩气藏的水平井分段压裂优化设计提供了借鉴。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000 m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。      

鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术

鄂尔多斯盆地南部中生界油藏资源丰富,但储层物性差、非均质性强,部分区块微裂缝发育,压裂改造是经济有效开发的主要途径。华北分公司通过不断攻关、试验和研究,初步形成了针对不同储层类型的水平井分段压裂设计优化技术、不同完井方式下的分段压裂工艺配套技术和配套的低伤害压裂液体系。文中对鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术现状进行了阐述,并针对致密油藏的储层特点及水平井分段压裂的技术难点提出了今后研究的方向,对切实提高致密油藏水平井分段压裂改造效果具有重要的指导意义。     

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。     

低渗致密油藏水平井缝网压裂裂缝参数优化

水平井缝网压裂在提高低渗致密油藏水平井产能、延长稳产时间方面发挥了重要作用。目前,针对低渗致密油藏缝网压裂裂缝参数优化的研究还很少,且普遍没有考虑储层的低渗特点。为此,文中考虑了启动压力梯度和井筒摩阻的影响,采用Eclipse数值模拟工具,建立了缝网压裂的模型;并运用正交试验设计优化思路,以黄陵长6浅层低渗透致密储层为基础,开展了水平井缝网压裂裂缝参数优化研究;分析了缝网特征对缝网压裂改造效果的影响,为缝网压裂裂缝参数优化提供了一套完整思路。黄陵地区现场应用了11口井,均取得了良好效果,为低渗致密油藏水平井缝网压裂设计提供了有效指导。     

让纳若尔低渗透油田水平井分段酸压工艺研究及应用

让纳若尔油田Д南低渗透难动用储量近3 000万t,但由于储层薄、物性差、地层压力低等特征,直井难以实现经济开采,水平井产能低。通过引入以水平井分段改造为主导的完井、酸压、气举排液投产一体化技术,形成了分段段数优选、裂缝参数优化、遇油膨胀封隔器+滑套分段完井配套、液氮前置注入及深度酸压和气举排液、采油一体化技术。现场应用结果表明,该工艺有效扩大了水平井控油区域,改善了储层导流能力,缩短了酸压后排液时间,提高了单井产能。水平井分段酸压配套技术的应用实现了该区域储量的有效动用,对中石油海外低渗透难动用储量高效开发具有重要指导意义。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.