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中原油田濮城油区部分井层岩性类型以白云质泥岩为主,微裂缝及孔洞发育,但总体上孔渗性较差,经分析认为剩余油潜力较大,决定对水平井濮1-FP1井进行分段压裂改造。通过对储层物性研究、测试压裂分析及压裂软件模拟进行压裂参数优化,确定了适合该井的分段压裂施工参数,优选了压裂液和支撑剂,成功地完成了十段压裂施工,注入总液量2975 m3,加入支撑剂308 m3,压后取得了一定的增产效果。该井多段压裂工艺的成功应用为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了依据和施工经验。 相似文献
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龙凤山气田水平井以往采用可钻机械桥塞+封隔器分段压裂技术,由于桥塞的内通径小,压后需钻塞,钻塞前必须压井,对储层容易造成二次伤害,同时延长了投产周期,增加了投资成本。因此开展大通径可溶球泵送桥塞技术攻关实验,结果表明可溶球在清水中浸泡24个小时后,质量基本保持不变,在清水中不会发生溶蚀,在原胶液和返排液中均可溶蚀,并随温度升高溶蚀速度加快。依据研究结果在龙凤山气田10口水平井中成功应用,平均每口井按6段计算,投产周期减少了10天左右,节约投资成本100万元左右,为其他工区水平井分段压裂和低产井的有效开发提供借鉴和指导意义。 相似文献
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煤层压裂改造配套工艺技术 总被引:1,自引:0,他引:1
本文提出了适宜煤层压裂改造的配套工艺技术,包括完井、压裂设计、压裂液研制、支撑剂优选、压裂施工、裂缝监测、压裂效果评价等技术。该技术完整、成熟、先进,居国内领先水平,现场应用15口井33层煤,效果良好,可推广应用。 相似文献
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大庆致密油储层物性差,属于低孔特低渗透率,平面非均质性强、天然裂缝不发育、纵向发育层数多,薄互层比例高,要实现经济有效开发需对储层进行有效的压裂改造。针对大庆致密油特点,采取直井细分层大规模缝网压裂后转弹性开采方式,近几年针对压裂工艺不断进行优化,但致密油Ⅱ类储层比例逐年增大,压后未达到设计产量井比例仍占到60%以上,说明目前工艺技术手段存在不适应,针对Ⅱ类储层亟需更为高效的改造方式。因此,在致密油直井上试验应用层间暂堵和缝内暂堵转向工艺,实现人工裂缝在层间、缝内的转向,纵向上多裂缝保证各层充分改造,横向上改变人工裂缝方向增大缝控面积,提高致密储层的改造体积从而实现产量的提升。在致密油直井上应用后取得了较好的效果,为致密油Ⅱ类储层的经济有效开发提供了新的技术思路。 相似文献
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三塘湖油田牛东区块火山岩油藏储层具有岩石成分复杂、基质物性差、天然裂缝发育、温度压力低等特点,给火山岩的压裂改造带来了诸多难题.针对这些难题,以提高火山岩油藏压裂施工成功率、有效率、单井产量为目标,对火山岩油藏压裂改造技术进行了研究攻关,探索出了低伤害低温水基压裂液快速破胶返排技术、火山岩油藏深穿透压裂工艺技术及水平井、筛管方式完井、小井眼井等特殊结构井相配套的压裂改造技术体系,该技术体系应用于牛东区块火山岩油藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益,为同类油藏的开发提供了强有力的技术保障. 相似文献
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一体化管柱作业能有效地减少施工工序,降低劳动强度,提高施工效率,降低了井内流体压力控制风险同时还可以避免压井作业过程中对储层的伤害。针对大庆油田深层气井地质及井身结构特点,再考虑压裂改造规模及完井要求的基础上,通过力学分析计算,优选了井下压裂分层工具和完井生产封隔器,设计了气井多层压裂完井一体化管柱。现场应用表明该技术可有效提高施工效率,降低储层污染。 相似文献
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贵州含煤地层煤层多、煤层薄、夹矸多,岩性变化快,其复杂地层特点增加了煤层气井压裂施工难度。以金佳煤矿煤层气井为例,研究复杂地层压裂改造风险及压裂工艺技术,探索应力扰动下二次停泵压裂工艺技术适应性。工程实践表明:金佳煤矿煤系地层岩性变化复杂,地层岩性可划分为5种组合模式;多煤层及多分层煤层采取“避射、扩射、选射、连射、定向射孔”等方式,可降低压裂施工难度;多煤层合层压裂及多分层煤层压裂改造,采取二次停泵压裂工艺,促进地层应力重新分布及压裂裂缝转向,提高了储层压裂改造效果;研究区2口煤层气井实施二次停泵压裂工艺,其压裂施工曲线、停泵后压力变化及产气效果均显示该压裂工艺对储层改造效果较好。 相似文献
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S628区块为变质岩潜山储层,自然产能低或无自然产能,必须进行压裂改造才能获得工业油气流。由于储层埋深大,施工压力高,天然裂缝发育,压裂加砂异常困难。为了降低压裂施工风险,提高区块采收率,通过压前储层综合评价、压后产量综合影响因素分析、压裂设计参数优化等的研究,结合国内外类似岩性储层压裂改造经验,确定了区块整体压裂方案。该方案中确定了不同渗透率条件下的裂缝长度和导流能力,根据储层特点优选了压裂液体系,优化了前置液百分数、排量、加砂规模等关键参数,结合目标区块的物性条件变化特征,确定了科学合理的施工参数。S628区块累计实施压裂15井次,施工成功率100%,压后普遍取得良好效果,累计增油超过35万t。 相似文献
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松南深层火成岩储层的损害分析与保护技术 总被引:1,自引:0,他引:1
王文立 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2010,37(5):5-9
松南火成岩的储层特征中石英发育裂隙,发育构造微裂缝,由于天然气气层存在易于移动、易被压缩,且存在束缚水含量高、低压敏感性强、高毛管力等特点,导致气层更容易受到损害,从钻井取心、测井解释和有关的地质描述看,深层储气层普遍存在着裂隙.在对松南深层储层物性的认识以及实施常规钻井技术下储层潜在损害方式、损害程度研究的基础上,研究分析了钻井、完井等各个阶段保护技术的作用原理,制定了针对性的储层保护方案.研究实践表明,同时采用欠平衡钻井工艺,实施屏蔽暂堵的承压堵漏方案,采用优质非渗透钻井液完井液体系,改善侵入储层滤液性质,基本满足深层勘探钻井完井过程中保护储层的技术需求.现场应用表明,各项储层保护措施的实施在保护储层、地质资料需求和勘探发现等方面取得了良好的效果. 相似文献
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《中国矿业》2017,(Z2)
近年来,北美页岩气勘探开发的快速发展使全球掀起了一场轰轰烈烈的"页岩气革命"。我国是除了美国和加拿大之外第三个商业开发页岩气的国家,国内主要是学习借鉴美国在该领域以水平井钻完井及水平井分段压裂和试气为主体的技术并不断自我更新与完善,压裂试气主要包括泵送桥塞及射孔、水平井分段压裂、连续油管钻桥塞、试气投产四个部分。随着我国页岩气开发的不断深入和页岩气井的不断加深,页岩气压裂试气工艺技术和装备也在不断更新换代,如:复合桥塞实现了国产化且价格不断降低,压裂装备从2 000hp升级到3 000hp并实现了井工厂压裂,连续油管管径从1-1/2″升级到2″甚至更大,测试管汇由70 MPa升级到105 MPa,这些工艺技术和装备工具的突破对于促进我国页岩气开发具有十分重要的意义。 相似文献
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沁水盆地南部煤层气水平井开发10 a实践表明,相同地质条件下不同类型水平井开发效果存在较大差异,亟需就水平井开发地质适应性进行深入研究。基于樊庄一郑庄区块水平井开发现状,通过生产数据统计分析,结合煤矿井下观察和室内实验,研究了水平井完井方式、储层改造方式的地质适应性。结果表明,地应力大小、方向和煤体结构决定水平井完井方式。水平井完井方式主要包括裸眼完井、套管或筛管完井等,在保证水平井井眼稳定的前提下采用裸眼完井经济效益最好。但埋深超过600 m时,煤岩承受的垂向应力大于抗压强度,裸眼水平井易垮塌,应使用筛管、套管完井;当埋深为600~700 m时,筛管水平井产量可达3 000 m~3/d以上,可用筛管完井;当埋深大于700 m,需要进行压裂,用套管完井。水平井井眼走向与煤层最大水平主应力方向之间夹角越小,井眼受到的有效应力越大,裸眼井眼越容易变形垮塌,应采用筛管、套管完井,当水平井井眼走向垂直于煤层最大水平主应力方向时,裸眼水平井产量最高,可以采用裸眼水平井完井。水平井井眼穿过碎粒、糜棱煤发育区,裸眼井眼易垮塌,裸眼水平井平均单井产气量仅1 000 m~3/d左右,而筛管水平井可以达到4 500 m~3/d左右,应采用筛管完井。煤层微观裂缝发育程度和垂向非均质性决定水平井是否需要压裂,微观裂缝发育程度可以用裂缝指数定量表征。当裂缝指数高于100时,筛管水平井产量一般高于3 000 m~3/d,开发效果较好;当裂缝指数低于100时,储层渗透性差,单井控制面积小,筛管水平井产量低于1 000 m~3/d,分段压裂后储层渗透率提高,产量达到7 000 m~3/d以上。煤层垂向上存在局部裂缝指数小于100的低渗层时,气体垂向渗流阻力大,筛管井产气效果差,需进行分段压裂,分段压裂水平井产量可达到8 000 m~3/d以上。 相似文献
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总结广安气田致密砂岩气藏储层岩性、物性等参数基础上,重点综合分析产能与岩性、沉积微相、井型、钻开储层方式、增产措施类型间的关系。研究表明,储层有利发育区沿长石含量相对较高的物源控制的分流主河道、水下分支河道及河口坝,单井测试产能10×104m3/d以上。水平和分支井钻完井时间长,泥浆滤液和完井液侵入深,水锁和泥浆高分子材料堵塞孔喉,产能反而低,斜井产能最高,其次为直井。直井及斜井加砂压裂改造后效果良好,斜井加砂压裂后产量明显高于直井,压裂前后产能最大增加61倍;水平井加砂压裂工艺技术不成熟,严重影响了其实施效果,获气率仅为60%。泥浆欠平衡、氮气钻水平井钻开储层的产能是其他方式的2~5倍。 相似文献
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我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析“地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制”影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。 相似文献
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大庆外围致密油扶余和高台子储层,孔隙度低,渗透率<0.01 mD,基质物性差,常规完井后难以有效动用,必须进行体积压裂改造才能开发。以往该类储层采用“水平井(水平段1600 m)+桥塞”多簇体积压裂方式,针对性不强、施工时效低。针对以上储层特点以及开发过程中压裂工艺技术存在的问题,研究了以“缝控储量最大化”为目标、利用连续管携带底封工具,单簇单压、密切割连续管压裂工艺,增加有效储层改造体积(SRV),提高改造效果。该技术在173-86区块现场应用实践了4口井,工艺获得显著提升,Q196-P2单井切割压裂完成118段,是目前国内单井切割段数之最,压后均套管自喷生产,改造效果明显。 相似文献