水平井不动管柱多级水力喷砂分段压裂技术

针对目前国内外超低渗透油藏水平井压裂改造工艺复杂、工具应用效率低和可靠性差的现状,设计了不动管柱多级水力喷砂分段压裂工具,研发了投球式滑套喷射器与封隔器,将多套喷射器串接,施工时通过投球的方式逐级打开各级喷射器和封隔器,实现射孔及压裂。该工艺管柱具有井下工具少、不泄压投球等特点,能够不动管柱一次性完成水平井3层段分段压裂。现场试验结果表明,该工艺管柱性能可靠,提高了分段压裂改造成功率和施工效率,是一种先进、安全、可靠、高效的水平井分段改造工艺技术。该水力喷砂分段压裂技术为改善水平井开发低渗透油田效果提供了工程技术保障。     

西柳10平3井分层压裂工艺应用实践

华北油田西柳10平3井为一水平井生产井,长井段射孔后生产,始终处于低产低效状态,被列为水平井压裂先导试验项目.经过井筒处理、桥塞封堵分层、投球选压等工序,成功的对水平段分段分层进行了压裂施工,增产效果明显.     

可钻桥塞水平井分段压裂工艺在致密低渗气田的应用

大牛地气田是典型的致密低渗气藏,使用水平井分段压裂工艺技术是开发此类气藏的有效手段,该技术的成功应用已成为目前大牛地气田高效开发的重要保障.大牛地气田主要采用裸眼预置管柱水平井分段压裂工艺,但该工艺存在裂缝起裂位置无法确认、管柱永久留在井里和无法后续改造等局限性.为了解决这些问题,在DPH-47井对可钻桥塞射孔联作水平井分段压裂工艺进行了现场试验.文中论述了该工艺的技术特点,并针对不同技术难点介绍了井下工具水力泵送、水平井钻塞和井口捕屑等3大关键配套技术.现场试验表明,该工艺时效性高,改造效果好,具有一定的推广价值.     

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。     

胜利油田水平井射孔参数优化技术

为满足固井射孔完井方式的需要,胜利油田在开发实践中形成了水平井全井段射孔技术、水平井分段射孔技术、水平井不均匀射孔技术,以及水平井射孔与限流压裂优化技术.介绍了水平井射孔参数优化技术的原理,建立了水平井变孔密分段射孔的井筒流动数学模型.根据油藏特性、测井资料、井身轨迹、固井质量等资料,优化设计水平井分段数量、段长、射孔方位角等射孔参数,可发挥各射孔段的开发潜能,提高最终采收率.水平井射孔参数优化可控制限流压裂的裂缝延伸,降低破裂压力,与裂缝设计相结合进行分段限流压裂,可提高低渗透油藏储量动用率及采收率.该射孔优化技术在胜利油田取得了良好的应用效果.     

水平井裸眼分段压裂工具设计要点分析

水平井裸眼分段压裂是水平井分段压裂改造的重要工艺之一,性能可靠的井下配套工具是实施该项工艺的关键。为此,对分段压裂工具中的悬挂封隔器、裸眼封隔器、压差滑套和投球滑套功能特点进行了分析,提出了设计时应注意的要点,以供设计者参考。另外需要注意的是,工具结构设计完成后,还要在实验室内进行严格的测试试验,检验制作的工具是否达到设计要求。只有设计者和制作者的共同努力,才能设计制作出高性能的分段压裂工具,满足现场应用需求。     

水平井分段压裂簇间应力作用分析北大核心CSCD

水平井分段压裂是开发页岩气、致密气等非常规油气藏的重要技术措施,而缝间应力干扰的存在使得裂缝的延伸和形态异常复杂,如何确定合理的射孔簇间距成为当前亟待解决的问题。基于断裂力学和流体力学基本理论,建立了水平井分段压裂多簇同步扩展流固耦合模型,分析了储层特性和压裂施工参数对缝间应力干扰程度以及多裂缝扩展的影响规律。模拟计算表明:每条张开裂缝都会对邻近裂缝产生一附加应力场,在其作用下各射孔簇裂缝形态和扩展路径发生明显变化,特别是内侧裂缝由于受两侧裂缝诱导应力的叠加作用,裂缝发育受到强烈的抑制;射孔簇间距、弹性模量、压裂液排量和黏度等对各簇裂缝形态影响显著,而射孔密度的影响较小。现场应用表明,本文所建水平井分段压裂多簇同步扩展流固耦合模型对水平井分段压裂设计及工艺参数优化具有较好的指导意义。     

X10—3水平井分段压裂优化技术研究

XIO-3水平井具有埋藏深、笼统全相位射开井段长、原油黏度高、水平井筒与油藏最大地应力方向不完全平行的特点。压裂改造时存在吸液孔数多、裂缝扭曲复杂、多裂缝发育、压裂液滤失严重、压裂液返排及生产时原油流动困难的问题。基于裂缝形态预测、储层地质精细划分、压裂水平井裂缝参数优选、投球分段压裂和施工压力预测等技术,形成了一套适合水平井长射孔段的低成本综合优化设计方法和分段压裂技术;通过采用大排量、高黏度前置液造缝,使用粉陶打磨孔眼和降滤失,优化压裂液性能,采用低密度支撑剂等手段,保证了施工的顺利实施。测试结果表明,压裂改造形成了4批次裂缝,产液量从压前抽汲9．7m^3·d^-1。变为自喷产液量20m^3·d^-1,获得了良好的增产效果。     

水平井分段压裂簇间应力作用分析

水平井分段压裂是开发页岩气、致密气等非常规油气藏的重要技术措施,而缝间应力干扰的存在使得裂缝的延伸和形态异常复杂,如何确定合理的射孔簇间距成为当前亟待解决的问题。基于断裂力学和流体力学基本理论,建立了水平井分段压裂多簇同步扩展流固耦合模型,分析了储层特性和压裂施工参数对缝间应力干扰程度以及多裂缝扩展的影响规律。模拟计算表明:每条张开裂缝都会对邻近裂缝产生一附加应力场,在其作用下各射孔簇裂缝形态和扩展路径发生明显变化,特别是内侧裂缝由于受两侧裂缝诱导应力的叠加作用,裂缝发育受到强烈的抑制;射孔簇间距、弹性模量、压裂液排量和黏度等对各簇裂缝形态影响显著,而射孔密度的影响较小。现场应用表明,本文所建水平井分段压裂多簇同步扩展流固耦合模型对水平井分段压裂设计及工艺参数优化具有较好的指导意义。     

水平井限流法分段压裂技术研究及应用

研究了低渗透油藏水平井地应力及岩石力学特征,结合水平井地应力计算方法,确立了限流法射孔参数的优化方法,提出了水平井限流法分段压裂的射孔位置选择和施工参数设计方法.阐述了水平井限流法分段压裂设计与实施关键工艺环节,并对水平井压裂诊断进行了评价.结合史127-平1井、商75-平1井两口水平井油藏实际和方案要求,利用水平井限...     

提高重复压裂井压裂效率技术研究及应用

水力压裂技术是低渗透油气藏改造的主要措施,但经过水力压裂后的油气井,生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝的堵塞、以及压裂后其他作业对近井地带的污染等原因,造成产量下降,甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区,最有效的措施是开展重复转向压裂,使新裂缝与原裂缝发生一定角度的偏转,以提高油藏采出程度。阐述了转向压裂技术原理,通过优化压裂液体系,优选支撑剂类型,并开展了34口井现场试验,取得了很好的压裂效果。得出转向压裂是江苏油田低渗透油藏高含水期一种新的重复压裂技术。     

二次加砂压裂工艺研究与应用

华北油田油层杨氏模量低,岩石较软,油层上下没有理想的遮挡层,造成裂缝高度垂向延伸超出油层,支撑剂大部分填充在非目的层,同时支撑剂嵌入严重,降低了裂缝导流能力,导致了大量的无效井及低效井产生。在研究分析低效及无效原因的基础上,研究出二次加砂压裂工艺。此项技术是常规控制裂缝高度技术的发展,它通过改变岩石的力学状态、压裂液的流动路径,达到控制缝高的目的;通过增加支撑剂的铺置层数,扩展裂缝宽度,增加裂缝导流能力。此项技术现场应用40多井次,增加了压裂井的压后有效率及生产周期,取得了可观的经济效益及社会效益。     

深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术

深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏,常规直井压裂效果差、建产难,单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。借鉴国外页岩气工厂化开发理念,发展了"三层楼"工厂化整体压裂开发模式,即1套层系、3层开发,8口水平井组作为一个整体进行压裂,第一层为3口井,第二层为3口井,第三层为2口井,水平段长900~1 400 m,三层之间纵向跨度为80 m。综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配,建立层间立体体积缝网,提高储量控制程度。通过优化施工参数,应用新型实时混配压裂液技术,配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术,完成4个井组8口井87段的集中压裂,裂缝监测显示立体缝网基本形成。工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50%,单井投产费用减少395.5万元。压裂后单井平均产油量11.8 t/d,为同区块直井的4倍以上,取得了良好的改造效果,为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。      

φ114.3mm套管分层压裂管柱的研制与应用

华庆油田长6厚油层是超低渗透油藏,大多数井为大斜度井,采用φ114.3 mm（41/2英寸）套管完井。为使多油层段的井得到有效开发,研制了φ114.3 mm（41/2英寸）套管分层压裂工艺管柱及配套工具。工艺管柱由水力锚、K344型封隔器、喷砂器等组成,实现了一趟管柱压裂3层的目的。至2009年底,现场应用113口井,施工成功率95%以上,起钻成功率100%,满足了井深2 500 m、井斜〈45°的φ114.3 mm（41/2英寸）套管分层压裂的需要。     

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.     

水力喷射定向射孔与压裂联作技术在水平井压裂中的应用

传统的水平井施工是通过油管传输射孔和分段压裂来进行的，为简化其施工工序，降低成本，在长庆油田多口水平井中应用了水力喷射定向射孔与压裂联作技术。结果证明了该技术是水平井压裂工艺中比较安全、高效的一种工艺。与传统技术相比，该技术具有井下工具简单、工序少等特点，一趟钻具可以压裂2～3层，明显缩短了施工周期，降低了施工成本。     

低渗裂缝型气藏斜井压裂技术研究

中原油田户部寨气田是一个低渗致密裂缝型砂岩气藏，生产井多为斜井，投产需要进行压裂改造，前期效果不理想的原因是气藏的天然裂缝和斜井压裂中产生的人工多裂缝的双重作用会造成支撑缝长、裂缝宽度和导流能力降低，易使支撑剂过早发生桥塞，产生砂堵，从而影响压裂效果。以往压裂施工中为消除多裂缝的影响采取的主要措施是前置液加入大量的粉砂，但对裂缝导流能力有不利影响，使得压裂效果较差。为此，分析了斜井压裂多裂缝产生的原因，集成应用避射、射孔优化、支撑剂段塞、变排量、变黏度施工等技术，有效地降低了大斜度井压裂所产生的弯曲摩阻，控制了裂缝条数，同时又实现了大斜度井压裂不加粉砂和环空注入方式的突破，简化了压后作业程序，并以部1-14井大斜度定向井压裂施工为例进行了压裂效果分析，取得了好的成果。     

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐岩储层体积改造技术研究与应用

柴达木盆地英西地区缝洞型碳酸盐储层碳酸盐岩含量为40%~50%、埋深在3 600~4 700m之间、地应力梯度为0.020MPa/m,裂缝发育密度为2~8条/m、基质渗透率为(0.01~0.9)×10^-3um²,以往酸化及酸压后单井产量低、递减快、有效期短、累计产量小。借鉴体积改造理念,通过增大改造规模增加水力裂缝长度沟通油气富集区,采用大排量、高比例滑溜水、复合粒径支撑剂施工提高裂缝复杂程度,保证压后效果。2017年在英西碳酸盐储层进行体积压裂改造4口井(水平井1口),压后效果显著:直井压后初产是2016年施工井的1.8倍,水平压后初产是直井的21倍,其中SH1井压后日产油为395m³、天然气为5 796m³。研究成果为其他裂缝型碳酸盐岩致密储层改造提供了经验。     

水平井封隔器分段压裂技术在川西油气田的应用

水平井封隔器分段压裂技术对川西难动用储层具有较强的针对性,通过对裂缝条数、裂缝半长、长度组合等参数进行优选,得到了新场沙溪庙组气藏水平井的压裂施工优选参数;并研制了适合于套管井的国产化的封隔器组合,采用封隔器配合喷砂滑套进行分段压裂改造。水平井封隔器分段压裂技术在XS21井成功应用,取得了很好的增产效果。     

气悬浮支撑剂技术在长庆致密气压裂中的应用

滑溜水压裂液对致密储层伤害较低,但携砂能力弱,难以实现高砂比、长距离携砂,造成支撑缝面积远低于改造缝面积。通过气悬浮支撑剂技术,对支撑剂表面进行特殊改性,使其具有吸附气泡的能力,吸附气泡后的支撑剂体积密度大幅降低,运移能力大幅增强。室内实验表明,经气悬浮剂改性的20/40目及以下粒径的支撑剂,在常温、常压、黏度为15 mPa·s的滑溜水中可100%悬浮,观察2 h无沉降。动态输砂实验表明支撑剂在裂缝中呈整体均匀铺置,高温高压条件下气泡仍能对支撑剂有效悬浮。岩心伤害实验表明,破胶液和含气悬浮剂的破胶液对岩心渗透率的伤害率接近,且均低于10%,说明气悬浮剂不会对储层带来明显的附加伤害。该气悬浮支撑剂压裂技术在长庆油田鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气藏开展了7口井先导实验,以黏度9～15 mPa·s的滑溜水在5 m³/min排量下施工,压后产量为邻井常规压裂的1.2～1.9倍。气悬浮支撑剂将对压裂液黏度的需求从40～80 mPa·s的线性胶降至10 mPa·s左右的滑溜水,大幅降低了对压裂液黏度的依赖,从而降低了储层伤害,同时增加裂缝铺置效率,有利于提高单井产量及开发效益。