致密油水平井甜点体积压裂技术探索及实践

某油田致密砂岩油气富集,开发潜力大,但储层致密、压力系数低、天然裂缝不发育、砂体跨度大,储层改造面临裂缝启裂难、裂缝复杂程度低、加砂难度大、施工成本高及稳产难度大等问题。针对油藏地质特征及储层改造难点,试验应用水平井甜点体积压裂技术,通过水平段甜点识别、段内小缝间距分簇射孔速钻桥塞分段压裂、连续油管环空加砂压裂及高排量多液性段塞式注入相结合,保证裂缝高效起裂延展;组合应用大砂量加砂工艺与大液量缔合压裂液体系,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;配合工厂化压裂作业施工,提高压裂效率、降低储层改造费用;同时择机注水补能,确保水平井投产长期有效。目前该项技术已在我厂致密油区块全面推广应用,累计在3个区块实施20口水平井,改造后水平井增产稳产效果显著提升,有效推动了我厂致密油区块整体高效开发和规模效益动用。     

水平井裸眼分段压裂在苏里格气田某区块的应用分析

苏里格气田某区块在参考前期裸眼分段压裂试验的基础上,于2010年度规模化推广应用水平井裸眼分段压裂技术,取得了良好的增产效果.水平井压后产量一般在104 m3/d以上,为同区块直井产量的3～5倍.该区块水平井的水平段长度一般超过800 m,初期水平井分4段压裂,之后技术人员在增加裂缝段数、加砂规模、水平段长度等方面积极探索,以期达到更佳的开发效果.已实施井的投产效果表明:裂缝段数、加砂规模、水平段长度不直接影响产量;有效储层长度和气测表现在一定程度上影响压后产量;提高水平段有效储层钻遇率有利于增加压后产量.     

大段多簇压裂改造技术优化与页岩气储层分析应用

YA45G5平台下志留统龙马溪组页岩气储层物性差,非均质性强,水平井精准改造优势储层的难度大,分段压裂方式增产效果有限,压裂投入高、产出低的矛盾突出。针对这些问题,采用连续油管和电缆传输分簇射孔技术可以改善压裂液在段内各簇中的分布,优化压裂施工参数,促进裂缝均匀起裂,形成了适用于太阳-大寨区块油藏的水平井大排量、大段多簇、高强度加砂压裂技术,取得了显著的降本增产效果,为国内页岩气储层的开发提供有益经验。     

G120井白云岩泥页岩储层酸压改造技术

胜利油田王家岗构造沙四段白云岩泥页岩储层，采用常规酸压和加砂压裂增产效果欠佳。综合分析常规酸压和加砂压裂的不足后，针对储层基本特点，研制了新型生物渗析驱油剂和智能转向暂堵剂，制定了“渗析驱油+前置泡沫酸化+交联酸/胶凝酸交替注入酸压+暂堵转向重复压裂”的储层改造思路，并在G120井开展现场试验。压裂缝网监测结果表明，改造层段形成复杂缝网。压裂返排效果良好，达到增产预期。该工艺在胜利油田成功应用，为白云岩泥页岩储层的高效开发提供了解决办法，具有较大的推广应用可行性。     

压裂砂堵机理研究及预防技术

水利加砂压裂是低渗透气田的重要增产措施,由于大斜度定向完井,射孔方位与地应力决定裂缝方向的不一致,压裂层位的薄、多互层结构,使压裂井周初始产生弯曲裂缝及多裂缝,形成压裂砂堵。研究结果证实:形成压裂砂堵的主要因素是井周弯曲多裂缝限制了压裂液在裂缝中的流动;交叠多裂缝竞争缝宽引起支撑剂桥堵;多裂缝或天然裂缝滤失降低了压裂液的效率,影响了主裂缝的发育。预防压裂砂堵在钻井上尽量直井完钻,改善射孔相位,应用停泵同粒径支撑剂段塞技术,促进主裂缝延伸,保证足够的缝宽,预防压裂砂堵。     

致密储层水平井层内定向压裂技术研究

针对长庆超低渗储层隔夹层发育、纵向非均质性强,部分井钻遇致密隔夹层,出现井段压不开放弃或改造不充分等问题,开展水平井层内定向压裂技术研究试验。通过定向射孔技术实现定方位、超深穿透射孔,确保裂缝穿过致密储层沟通主力贡献层,并优选双封单卡压裂工艺实现选择性压裂,同时采用前置酸预处理技术降低破裂压力,确保裂缝在隔夹层正常起裂,采用组合粒径+螺旋式加砂方式,确保裂缝顺利延伸,保证施工安全,提高施工成功率。现场试验2口井,成功率100%,平均单井日增油8.0t,增产效果明显,为水平井增产或稳产提供了有效技术手段。     

涪陵区块湖相页岩储层新型体积压裂工艺研究及现场应用

涪陵区块湖相页岩储层厚度大、分布面积广、资源量大。但湖相页岩气储层非均质性强，页岩泥质含量高，页岩闭合压力高，破裂压力高、延伸压力高、施工压力高，压裂难度大，传统压裂技术难以形成复杂裂缝。通过以涪陵区块湖相页岩气井TY1-HF井的岩石力学、矿物成分及地应力特征为基础，研究形成了“超密切割+均衡延伸+穿层扩体+暂堵转向+高强加砂”的湖相页岩储层体积压裂新工艺，现场试验取得了较好的效果。TY1-HF井储层的改造成功为以后国内湖相页岩水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

低渗储层干法加砂压裂增黏剂的研发及压裂液体系优选

针对长庆气田原采用水基压裂液存在的问题,首次采用分子模拟技术,开展高聚物分子设计和增黏效果模拟,开发出了针对二氧化碳干法加砂压裂施工专用增黏剂。通过室内试验及数学模型分析,优选出5%增黏剂+95%液态二氧化碳作为压裂液体系,大大提高了液态二氧化碳携砂性能。该工艺在长庆气田开展现场试验,并通过微地震监测评价储层改造效果,试验井微地震监测裂缝半长81~113 m,裂缝高度57 m。现场初步试验结果表明:二氧化碳干法加砂压裂技术对低渗、强水锁储层具有较好的改造效果,同储层条件下,裂缝长度达到常规水力压裂改造的2倍;排液速度快,完井周期是常规水基压裂的三分之一,储层伤害低,单井产量可增加2~3倍,储层改造效果良好。研究和应用结果可以为类似低渗储层增产改造提供技术参考。     

试井解释技术在白庙平1水平井压裂评价中的应用

白庙平1是一口阶梯水平井,最大井斜90.68°,压裂层段多、跨度大、加砂规模大.对压裂后关井压降监测数据进行了试井解释,结合现场压裂施工曲线,对压裂造缝效果、层间非均质性、孔渗能力等压裂地质效果进行了综合评价,为白庙气田凝析气藏储层改造取得了重要的资料和新的认识,为区块内继续部署水平井及水平井压裂改造提供了科学的参数依据.     

水平井水力喷射环空加砂压裂工艺与异常情况处理措施

鄂尔多斯盆地为典型的岩性油气藏,主要发育三叠系延长组和侏罗系延安组两套含油层系、下古生界奥陶系和上古生界二叠系两套含气层系,低压、低渗、低丰度是其突出特点。为快速提高"三低"油气藏单井产量,长庆油田借鉴美国页岩气水平井"体积压裂"的成功经验,开展了低渗透油藏水平井水力喷砂分簇多段压裂技术攻关与试验。在延长组长7层水平井压裂改造过程中采取了"体积压裂"改造的方式,针对体积压裂施工加砂量多,液量大,排量高的特点,采取了环空加砂的方式,本文就水力喷射环空加砂工艺的优点和施工过程中存在的问题进行了分析和解决,并对施工过程中存在的风险和异常情况进行了总结归纳,形成对一种较为成熟的水力喷射压裂环空加砂压裂工艺模式。     

多级加砂压裂工艺的应用及评价

长庆油田三叠系油藏为典型的砂岩岩性油藏,油层厚度较小,长期以来,压裂改造以实现长缝为目标,并且由于油层厚度小通常需要配合采用控缝高工艺,以保证缝长并在储层内形成有效支撑。随着勘探开发的深入钻遇厚度大的油层,对于该类储层,在适用范围内可以采用多级加砂压裂工艺。多级加砂压裂是以控制裂缝纵向延伸、增加裂缝长度、提高裂缝导流能力为目的,对低渗厚油层有较好的增产效果。     

水平井压裂工艺研究与认识

头台油田目前已进入生产开发的中后期,随着稳产增产形势的加剧,水平井及进行水平井压裂工艺已经成为公司的一项主要技术攻关方向。2010年头台油田进行了台13-平21水平井压裂工艺研究,台13-平21水平井采用动态胶塞封堵微裂缝技术和水平井双封单卡技术,并对压裂方案进行个性化设计:压前加酸处理(每压裂层段加酸2m3),以低砂比进行加砂,并降低前置液排量。     

二次加砂在低渗透油田应用探讨

大庆油田已进人特高含水期开发阶段,进入高含水期开发阶段以后,压裂工艺仍是主要的增产措施之一。但是目前常规加砂压裂的增产效果越来越不明显,且在现有技术条件下再大幅增加缝长会造成压裂改造成本的大幅上升,经济效益变差。因此根据某采油厂的实际情况可采取二次加砂压裂技术,它能进一步提高裂缝导流能力,增加压裂效果。     

苏东59-34H2井水平井裸眼分段压裂技术的研究与应用

苏东59-34H2井是位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口羧甲基压裂液试验水平井,该井改造段水平长度为1000m,储层为致密砂岩,砂体较发育,测井解释孔隙度为6.08%,渗透率为0.273mD,是典型的低孔、低渗储层。综合各种地质参数,提出该井应用裸眼完井多级分段压裂技术,液体使用新型超低浓度羧甲基压裂液体系。分段压裂施工后进行合层排液,测试无阻流量达55.8220×104m3/d,成为苏里格气田羧甲基压裂液体系应用的第一口无阻流量逾越五十万方的水平井,这为苏里格气田水平井的开发增产提供了一种可靠的措施。     

浅层超低温水平井储层压裂改造技术实践与认识

本文介绍了某油田浅层超低温水平井储层双封单卡分段整体压裂技术及其相关配套工艺。通过对该类油层水平井压裂改造技术研究,以及在人工裂缝形态认识的基础上,对8口井37个层段压裂改造的成功实施,形成了针对浅层超低温水平井储层压裂改造技术,对指导该类油层水平井压裂开发具有重要意义。     

敖南油田水平井压裂改造试验

敖南油田属于低渗透油藏,水平井的自然产能很低,不经压裂得不到较理想的产量。水平井压裂作为水平井增产措施之一,能压开地层形成裂缝,沟通储层,减缓近井地带油层污染,特别是提高低渗储层水平井产量,使低渗边际油藏得到经济开发。根据压裂施工方案优化结果,成功实现了16口井的现场压裂试验,取得了较好的试验效果,为类似油藏的有效开发提供了良好的技术借鉴和技术支撑。     

吉7区块深层致密砂岩气藏压裂改造技术研究与应用

吐哈盆地丘东洼陷侏罗系致密砂岩气藏储层具有埋藏深、高压、储层破裂压力高、地温高、特低孔特低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点，储层加砂困难，增产改造工艺技术面临极大挑战。针对区块储层改造难点，优化了针对性的压裂工艺技术：针对致密砂岩储层特低孔特低渗、岩石致密，采用滑溜水+胶液混合压裂工艺技术，滑溜水形成复杂体积缝，胶液携砂增大砂浓度并提高导流能力；采用分簇射孔+复合桥塞分层压裂工艺实现分层改造，取得了一定的改造效果，对探索深层致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。     

气藏压裂水平井裂缝参数优化数值模拟研究

水平井目前已越来越多地被应用到低渗油气藏开采中,由于低渗油气藏连通性差,压力传导慢,为保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,仍然需要进行压裂保证井筒沟通更多的储层,而且水平井往往需要采用多段横切裂缝的改造方法方可达到好的增产效果。裂缝参数是影响水平井产能的重要因素,本文综合考虑了裂缝缝长、裂缝条数、渗透率、孔隙度等影响因素对压后产量的影响,通过X井地层数据进行数值模拟,对苏里格气田水平井裂缝参数进行了优化设计,研究表明:模拟水平井压裂后产能与施工实际产量比较一致,具有较好的适用性。     

高强度加砂老井补压配套技术

针对大老爷府油田储层特征及压裂技术需求,井下作业工程公司采用高强度加砂压裂配套技术,优化压裂设计方案,在老井补压技术上取得重要进展,重点解决了改造不彻底、单井产量低的难题,优化了压裂规模并提高了裂缝导流能力,保证了水力裂缝与井网最佳匹配,单井增油水平得到大幅度提高。本文通过对高强度加砂压裂优化方案的详细论述和现场施工效果的分析总结,为创新应用多元化压裂增产技术增强老井储层改造效果提供了依据。     

多级加砂压裂工艺技术现场应用及效果评价

对于较薄,有底水边水的低渗储层油藏来说,多级加砂压裂工艺能够有效的控制缝高,增加裂缝的延伸深度,最大限度的提高油井压后形成裂缝导流能力,从而提高油井产量。从实践验证理论方面出发,讲述了该工艺的原理,使用三维压裂软件模拟预测裂缝形态,设计施工排量和加砂程序,3口井现场应用与施工评价,压后效果分析,最后客观的总结出了三口实验井的成功之处和不足,对今后该区块以及同类区块科学使用多级加砂压裂工艺技术具有指导意义。