川渝地区水平井裸眼封隔器分段酸化工艺

针对水平井酸化水平段长,沿水平段储层的非均质性与污染程度不同,酸化时酸液在水平段的有效与合理置放等问题,研制出水平井裸眼分段酸化封隔器并投入现场应用。在介绍水平井伤害特点、酸化难点与有针对性的酸液体系基础上,介绍了该水平井裸眼封隔器的结构特点、技术指标、工艺原理、使用要点与在川渝地区现场应用情况。经现场应用表明该水平井裸眼封隔器性能可靠,应用效果良好。     

清水压裂工艺技术综述

裂缝的有效性是压裂增产效果好坏的决定性因素。长期以来压裂改造一直围绕提高裂缝的有效性开展工作，力求减少残渣对支撑裂缝的伤害，为此清水压裂随之而兴起。近年来，国外已经在低渗透油气藏中，成功的应用了清水压裂进行施工，并且作了大量的实验和理论研究，结果证明与传统的冻胶压裂相比，在低渗透气藏中清水压裂能产生更好的增产效果，且施工成本明显比传统的冻胶压裂的施工成本低得多。文中在调研国外清水压裂相关文献的基础上，研究了清水压裂的发展历程、增产机理、清水压裂的主要特点、适用范围以及清水压裂的工艺、设计技术。同时介绍了混合清水压裂工艺技术作为清水压裂工艺的延伸与清水压裂技术的不同，列举了四川某口清水压裂应用井作为应用佐证。该工艺技术在国内应用于同类储层以及对同类储层的改造具有重要的参考价值。     

非常规气藏增产改造与监测技术实践

非常规油气藏必须经过增产改造方能投入有效开发,但目前却存在增产改造范围有限、封隔难度大、改造针对性不强等技术瓶颈。为此,针对这些技术难题,四川油气田通过持续技术攻关和对引进技术的消化吸收,初步形成了适应不同类型非常规油气藏储层的增产技术系列,即：①非常规储层机械分层（分段）改造技术系列;②水平井分段改造技术系列;③页岩气藏体积压裂技术;④非常规储层增产改造裂缝监测技术。这些新技术有效地解决了制约非常规油气藏增产改造的技术难题,取得了良好的应用效果,为国内非常规油气藏增产改造提供了强有力的技术支撑。     

无聚合物压裂液加砂压裂技术在四川气田的应用

常规水基聚合物压裂液存在的残渣及浓缩伤害,使压裂后的支撑裂缝保留渗透率只有20％左右。本文介绍了无聚合物压裂液这种新型压裂液体系的技术原理、性能及施工工艺。现场应用情况表明,该压裂液无残渣、无滤饼、浓缩伤害小,支撑裂缝保留谬透率达到90％以上,效果较好,因此,对其在生产中的推广具有一定指导意义。     

清水压裂技术及其现场应用

填砂裂缝的有效性是压裂施工增产效果的决定因素,清水压裂作为一种成本低、改造效果好的经济有效增产手段越来越受到国内外的重视。简要介绍了清水压裂的增产机理、特点、工艺技术及现场应用情况,对油气藏改造提供重要参考。     

分层改造合层(分层)开采完井工具及其现场应用

针对川渝地区储层具有埋藏深、高温、高压、高含H2 S以及多产层的特点 ,开发出了分层改造合层 (或分层 )开采完井工具 ,形成了一套成熟的分层压裂 (酸化 )、合层 (或分层 )开采工艺技术。通过现场应用表明 ,该工具不仅分层准确、性能稳定可靠、操作简单、易于控制 ,而且可以缩短试油及完井周期 ,提高单井产量 ,减少钻井数 ,降低开发与生产成本 ,提高了气藏的采气速度和开发效益。     

无聚合物压裂液及其在四川气田的实践

压裂液作为加砂压裂作业中造缝与携砂的重要介质，其性能的好坏直接影响到加砂压裂的增产效果。由于常规压裂液的残渣及浓缩伤害，支撑裂缝的保留渗透率只有20％左右，而无聚合物压裂液作为一种新型的压裂液体系，具有无残渣、不形成滤饼，浓缩伤害较小和支撑裂缝保留渗透率较高(达90％以上)的特点。介绍了无聚合物压裂液的性能、特点、施工工艺及现场应用情况。     

可降解纤维转向技术在川东大斜度井及水平井中的应用

在四川盆地东部地区大斜度井及水平井（裸眼完井）碳酸盐岩储层改造过程中,存在着因施工井段长、储层非均质性强致使酸液合理置放难度大等问题,目前采用的机械封隔、酸液自生转向等酸液置放技术严重影响了增产效果。为解决这一问题,通过室内研究与现场试验应用,形成了一种新的适用于气井的可降解纤维暂堵转向技术。室内实验结果表明：可降解纤维的降解率高,能够满足天然气井现场施工需求。从室内实验及现场生产测井剖面来看：对两段储层而言,渗透率及流动系数差异越大,其转向效果越明显;在可降解纤维团与储层渗透率比值越小的情况下,加入可降解纤维后的过液量较之没加入可降解纤维的过液量其比值越小。可降解纤维转向技术在四川盆地东部大斜度井、水平井中应用取得了明显的增产效果,典型井的应用情况表明,该项技术增产效果明显高于采用其他酸液置放技术的井,为天然气井提供了一种全新的酸液置放技术,为长施工段、强非均质性储层酸化改造提供了新的技术方法,具有大规模推广应用价值。     

页岩压裂裂缝网络预测方法及应用

页岩储层天然裂缝发育,加上水力压裂所形成的复杂裂缝网络,可以为油气流动提供有效通道,然而复杂裂缝网络扩展对压裂裂缝识别与优化设计也提出了新的技术挑战。为此,综合考虑天然裂缝与水力裂缝相互作用、缝间“应力阴影”等影响,应用流体力学与断裂力学理论,建立了裂缝网络扩展模型（FNPM）,实现了不同力学参数、不同天然裂缝等条件下裂缝扩展方位、几何尺寸、支撑裂缝面积等多指标预测。理论模拟和现场实例应用结果表明：①改造裂缝网络扩展受控因素多,地应力差、簇间距及净压力等参数决定了“应力阴影”效应的强弱,天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理决定了改造裂缝网络的复杂程度;②地应力差相同时,簇间距越小,“应力阴影”效应越强,水力裂缝扩展偏离主应力方向,裂缝宽度减小,不利于加砂;③天然裂缝内摩擦系数、天然裂缝与水力裂缝夹角越小,净压力越高,天然裂缝越容易开启或剪切,增加了改造裂缝的复杂性;④裂缝扩展方向、裂缝长度二者预测具有较好的一致性,但受天然裂缝发育差异的影响,局部压裂段有一定的差异性。所提出的裂缝预测方法为页岩改造裂缝识别与后期压裂设计提供了技术支撑。     

连续混配压裂液及连续混配工艺应用实践

目前油气田实施水力压裂施工的流程是先配液,然后等待干粉增稠剂在储液罐中经过足够时间的充分溶胀后再进行压裂施工。这种传统的配液与施工作业模式,不仅存在着施工周期长、配液强度大的问题,而且长时间的配制和储存容易导致基液降解、黏度降低,如不能及时使用或施工失败,基液将全部变质腐败,由此造成极大的浪费和损失,也增加了成本与环保压力。同时,随着国内页岩气勘探开发进程的加快,丛式水平井组结合“工厂化”压裂用液量大、罐群数量多、场地占用面积大,传统的配液方式已不能满足页岩气井大规模压裂的需求。为此,在开发出速溶胍胶压裂液的基础上,对国产连续混配车进行了配套改造,研制出适应于页岩气大液量、高排量施工的滑溜水连续混配装置并进行了现场应用。结果表明：速溶胍胶压裂液能满足连续混配施工的要求,所研制的连续混配装备性能稳定、使用方便,解决了材料浪费、压裂工作液变质和环境污染等问题,缩短了施工作业周期、减少了作业费用、降低了现场作业强度,实现了高效、绿色环保的压裂施工。