苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

体积压裂在大牛地致密砂岩储层水平井的试验应用

为进一步提高大牛地气田储量动用程度,加快天然气开发步伐,开展了体积压裂应用研究及现场试验。初步论证了大牛地气田体积压裂的可行性,并提出了大牛地气田体积压裂实施控制技术——裸眼水平井段内多缝体积压裂技术。该技术现场应用2口井,压后最高无阻流量达11.1×104 m3/d,是同层位邻近水平井的1.8³.8倍,取得了明显的改造效果。该技术的成功应用为华北分公司利用水平井高效开发大牛地气田探索了一条新途径。     

苏里格致密砂岩气藏水平井体积压裂技术研究与试验

近年来,体积压裂技术成为非常规油气藏开发的关键技术。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的非常规气藏,前期水平井采用传统压裂技术改造单井产量低,难以实现经济有效开发。为实现气田水平井高效开发,通过分析苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝发育程度、水平两项应力差以及脆性指数等影响体积压裂的主控因素,建立了苏里格气田致密砂岩储层体积压裂技术模式,研究试验形成了复杂裂缝网络特征压裂参数体系,创新形成了体积压裂高效工艺和液体体系。现场试验增产效果显著,总体上较常规水平井单井产量提高1.5~2.0倍,为国内致密气储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。     

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洛带气田为低渗透砂岩气藏，水力压裂改造是气田投入工业化开采的关键技术，而气田不利的地质特征给水力压裂改造提出了严峻的挑战。章从地应力场特征、压裂液性能优化、压裂工艺技术特点和增产效果分析入手，对洛带气田压裂工艺技术取得的新进展作了详细论述和归纳总结，提出以减小入地液量、低排量控制缝高、强化压裂液综合性能和提高返排效果为主要手段的，以“低前置液、小排量、中等砂比、强化返排”为对策的压裂施工工艺，在压裂改造中大幅度提高了单井产量和工业气井建成率，取得了比较好的技术经济效益，也为气田压裂改造技术的深入发展提供了参考。     

Ghawar油田碳酸岩和砂岩油藏的水力压裂措施

1998年 ,沙特阿拉伯Ghawar气田开始采用水力压裂措施处理砂岩和碳酸岩地层。很多井采取了岩体酸化、酸化压裂和支撑剂压裂 ,并使用了各种不同的工艺和压裂技术。本文介绍了在油田砂岩和碳酸岩中现场利用酸和支撑剂的情况 ,对目前如何进行压裂提出了一个总体方案。     

裸眼封隔器分段压裂技术在低渗砂岩气藏的应用

苏里格气田特有的低渗、低压、低丰度等地质储层特性,使得压裂改造成为区块建产开发的必要手段。水平井压裂改造技术是当前国内外研究的热点和难点之一,现场应用证明,水平井压裂工艺技术的研究与应用为实现低成本开发、提高单井产量、保证持续稳产的更高目标提供了更好的技术支持。目前,苏里格气田自营区采用裸眼封隔器多级分段压裂技术进行改造井已达到90余口,取得了较好的增产效果,其开发投产气产量是普通直井的3~5倍,表明水平井裸眼封隔器多级压裂技术已应用成熟。     

苏里格气田致密底水气藏堵水压裂技术

针对苏里格气田致密底水气藏压裂改造后易沟通水层,造成含水率上升快,有效期短等问题,通过自主研发固化封堵剂,基于颗粒沉降规律和压裂裂缝的扩展情况,结合苏里格气田E区块的储层地质特征,优选射孔位置等工艺参数,将堵水与压裂结合在一起形成了底水致密气藏堵水压裂技术。苏里格气田E区块的14口井应用了堵水压裂技术,与采用常规压裂技术的邻井相比,平均产水量降低了62.6%,平均产气量提高明显。这表明固化封堵剂可在储层条件下固化形成低渗封堵层封堵底水上升,实现降低产水量,提高产气量的目的。      

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文章通过对新场气田沙溪庙组致密气藏压裂井压后增产量、有效增产期及经济净现值等的计算,应用技术经济分析理论方法对其进行压后经济分析、评价,从而得出沙溪庙组气藏平均单井压后累计经济增产量及如何获得压后最大经济净现值,这对气藏乃至气田的科学开采以获得最佳经济效益具有一定的现实指导意义。     

地质与压裂一体化布井技术在苏里格气田的应用

苏里格气田是形成于河流相背景下的低渗透致密砂岩气藏,沉积条件和储层物性决定了其开发难度大,水平井整体部署技术和压裂技术的结合应用可实现气田的少井高产高效开发。从水平井部署的地质依据出发,以综合经济效益为目标,对井网、井距、水平段长度、方位、井眼位置、压裂缝长、压裂规模等方面进行了优化并应用,在苏53区块取得了良好的开发效果。     

连续油管分层压裂技术在神木气田的探讨应用

神木气田自上而下发育着多个含气气藏,要兼顾所有气藏的开发,连续油管分层压裂技术是解决这一问题的有效方法之一。本文简要分析了神木气田的地质特征,介绍了神木气田压裂技术应用现状,对比分析了连续油管分层压裂技术在多层系储层改造中的优点,并对连续油管分层压裂技术在神木气田的应用作了实施效果分析,为连续油管分层压裂技术在神木气田的推广应用提供了依据和参考。     

苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践

为了进一步提高鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井单井产量,对该气田致密砂岩储层开展了天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面的研究,进行了体积压裂试验。结合该气田致密砂岩储层特点,首先确定了苏里格气田水平井体积压裂的选井原则,在压裂技术措施上形成了以下工艺技术：研发大通径压裂管柱,满足大排量注入;采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网;组合粒径陶粒支撑主裂缝;段内多缝压裂进一步增加改造体积。同时建议排量在10 m³/min以上时,压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式,支撑剂以40~70目和20~40目的组合粒径陶粒为主。2012年进行了10口井的现场试验,平均天然气无阻流量达68.07×10⁴ m³/d,取得了较好的增产效果。实践证明：上述工艺技术是提高该气田天然气单井产量的一种新的技术手段。     

松辽盆地致密砂岩气藏水平井多级压裂的现场实践〖HTF〗——以长深D平2井为例

松辽盆地南部长岭气田下白垩统登娄库组致密砂岩气藏具有储层埋藏深、温度高、物性差、地应力高的特点,采用水平井开发和常规的直井压裂开发均难以实现稳产。为最大限度地增加泄油气面积、提高储层动用程度、提高单井产量,在长深D平2井开展了水平井多级压裂开发现场实践：采用裸眼封隔器滑套10级大规模压裂,优化应用压前小型压裂测试、井下微地震和地面电位法压裂监测技术,对10级人工裂缝方位及几何形态进行实时监测。目前,长深D平2裸眼井多级压裂工艺技术的突破,创造了水平井深层气井压裂级数最多、压裂规模最大、平均砂比最高等3项中石油压裂新纪录,并取得了“生产压力高、产量高”的良好效果。该井压裂施工的成功,表明了水平井应用裸眼完井套管压裂具有明显的技术优势,为类似长岭1号气田登娄库组致密砂岩气藏水平井压裂开发提供了有力的技术保障。     

致密砂岩气藏水平井固井滑套分段压裂工艺

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,水平井分段压裂是经济高效开发气田的关键技术。针对现有水平井裸眼封隔器分段压裂工艺无法控制裂缝起裂位置、二次改造困难等问题,探索了固井滑套分段压裂工艺在大牛地气田的适应性,阐述了该工艺的技术原理、工具组合和工艺特点,并开展现场应用和压后分析。现场应用情况表明:固井滑套分段压裂工艺不仅能够实现水平井定点压裂,而且施工效率高,能够实现一天压裂改造10段。此外,该工艺采用环空压裂施工,施工摩阻低,工具性能好,施工成功率高,在大牛地气田以及国内其他致密低渗油气田具有较好的推广应用价值。     

致密砂岩气藏前置酸压裂技术应用研究

大牛地气田经过多年的开发,目前开发区的储层物性条件越来越差,常规加砂压裂技术有效动用储层的难度越来越大。本文针对大牛地气田致密砂岩气藏低孔、低渗、低压,黏土矿物含量高的特点,通过前置酸酸液与岩石之间的相互化学反应机理研究,结合现有压裂技术对其在致密砂岩气藏压裂中的可行性展开研究,初步形成了一套前置酸压裂技术方法。现场试验表明,该项技术增产效果显著,具有较好的应用前景。     

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3~5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了２层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。     

低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用——以苏里格气田东区开发为例

针对苏里格气田东区低渗致密砂岩气藏的储层特征,通过室内试验、油藏模拟、裂缝模拟等手段,分别从气藏压裂地质难点分析、低伤害压裂液体系研制、低伤害压裂优化设计方法等方面进行深入研究,最终优选并优化了适合苏里格气田东区的低伤害羧甲基压裂液体系,形成一套系统的低伤害压裂优化设计方法及低伤害压裂改造特色工艺技术。经过60余井次的现场应用,平均单井无阻流量7.5551×104 m3/d,较邻近的常规羟丙基瓜尔胶压裂液改造井单井无阻流量提高30%左右,取得明显的增产效果,实现单井增产、稳产的目标。     

地应力及其在致密砂岩气藏压裂开发中的应用

文中对比分析常用的地应力测量技术、介绍地面地应力测量系统的技术原理,通过在新场气田上沙庙气藏改造中的测量应用,阐述了地应力及裂缝测量在臻密砂岩气藏压裂改造开中的重要作用,期望对气藏的整体改造开发具有一定的指导意义。     

梅迪纳群致密气层增产压裂：研究最佳方案

过去三十年来，梅迪纳（Medina）群砂岩一直是美国宾夕法尼亚州西北部的主要钻探目标。已有很多公司对这套致密的含气砂岩钻成了数千口井。随着压裂技术的进步，采用了很多不同类型的压裂方案，包括含有少量低密度砂子的“滑水”压裂（“slickwater”fracs）、携带大量高密度砂子的交联凝胶压裂、含砂量和密度有很大变化的线性凝胶压裂以及也可以输送不同体积和密度的氮泡沫液压裂。虽然每个人都认为梅迪纳砂岩气井只有采取增产压裂措施才能产气，但有关最成功技术的看法却几乎与经营公司的数量一样多。然而这些看法通常都是推测性认识，缺乏可以对比的支持数据。位于克劳福德（Crawford）、默瑟Mercer）和维嫩戈（Venango）县的克拉穆文（Cramerven）一库帕斯汤（Cooperstown）气田，是分析梅迪纳群砂岩增产史以及对比不同压裂方案效果的良好场所。为了确定效果最好的增产压裂技术，分析了该气田的很多气井并追踪了产量。虽然地质条件差异所引起的变化可以明显影响单井结果，但为了把这种影响降至最低限度，对大量的气井作了对比分析。本文将讨论这个气田的增产压裂历史，联系估算最终储量（EUR）对比增产压裂方案，为所采用的压裂方案提供设计和开发背景，最后还要介绍基于产量递减分析的当前设计思路。     

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。     

LD气田低效气井压裂改造难点与对策

LD气田属于典型的低渗致密气藏,储层非均性强、含气丰度低、展布规模小,稳产难度大。分析了LD气田压裂改造存在的问题,提出了相应的压裂改造关键技术,并分析了应用效果,这些技术包括不动管柱多层压裂技术、水力喷射压裂技术、低伤害压裂技术。这些技术提高了LD气田低效气井开发效果。