吐哈盆地致密砂岩气勘探获突破

<正>2010年11月16日,吉深1井的天然气日产稳定在1.2×10~4 m~3。采用TAP压裂新技术后,这口原本没有产量的井获得工业气流,这也是此项技术在吐哈油田的首次应用。吉深1井是部署在吐哈盆地台北凹陷丘东洼陷温吉桑构造带的一口风险探井。埋深3 000 m左右的丘东、温吉桑油田是吐哈油田主产油气藏。油田通过钻探4 170 m的吉深1井,就是想寻找深层天然气,力求致密砂岩气储量规模增长。     

吐哈油田吉3井喜获工业油气流

2011年9月29日,吐哈油田公司吉3井在侏罗系三工河组4127～4129m、4167～4169m井段,采用直井两段压裂合采喜获工业油气流,目前5mm油嘴最高日产油24.69m3、气4144m3,丘东洼陷致密油气扩展勘探获得重要进展。吉深1井获得台北凹陷南斜坡水西沟群致密油气勘探突破后,科研人员以致密油气主控要素和成藏机理勘探理论为指导,按照整体勘探部署,实施技术攻关,加快控制含油气范围和储量规模的思路,通过加强水西沟     

吐哈油田丘东气田滚动扩边再获突破

继丘东32井、38井在中侏罗统三间房组获得高产工业油气流后,由吐哈油田公司勘探开发研究院开发一所天然气项目室设计的丘东41井,在该层位又喜获高产油气流,射孔后直接投产,日产天然气9×104m3,日产油21t,折合油气当量92t,目前油套压稳定。丘东41井在三间房组获得高产,是今年以来天然气产能建设试气产量最高的一口井。丘东气田投入开发以来的主力层以西山窑气藏为主,2011年初产量曾下滑至每天40×104     

压重封隔器与液压封隔器组合进行分层压裂技术实例分析

使用Y221压重封隔器作为底封封隔器，与一个或多个Y241液压封隔器组合，在吐哈油田多口井成功压裂，具有耐压高、操作简单、解封可靠等特点。以吐哈油田丘东53井压裂为例，详细介绍了管柱设计理念、管柱组合设计、压裂过程等。     

吐哈油田完成最大规模压裂井施工

正2016年9月6日,吐哈油田有史以来最大规模压裂井马56-101H井大型压裂顺利收官。该井采用速钻桥塞分19段45簇压裂,累计入井液量2.2587万m~3,入井砂量712.4m~3,入井酸量218m~3,施工排量12~14m~3/min。马56-101H井是吐哈油田三塘湖采油厂部署在该区域的一口重点勘探井,预计压裂后日产油可达到50t,累计产量达到1万t。     

TAP阀及泵送桥塞分段压裂工艺在束探3井的应用分析

束探3井是一口致密油直井,首次采用TAP阀套管滑套完井工艺。经对该井压裂方案设计讨论,采用TAP阀及泵送桥塞分段压裂工艺。该井压裂过程中,TAP阀分段压裂工艺缺点突出,诸如钻井泥浆杂质堵塞TAP阀进液孔,导致打开困难;TAP阀出液端口与地层接触面积小,使压裂施工中压力较高,地层致密,存在压不开的风险。泵送桥塞分段压裂工艺安全、可靠、高效,更适用于致密油措施改造。     

吐哈油田最大规模压裂作业一次成功

5月28日14时11分，吐哈油田公司、吐哈石油勘探开发指挥部精心部署，联合作战，13辆压裂车同时在丘东29井发出了轰鸣声。经过2个多小时的压裂施工，共打人压裂液756立方米，加砂109立方米，液氮47立方米，施工最高砂比达到50％，施工合格率100％，油田公司所需资料数据全部取全取准，吐哈油田有史以来最大规模的压裂作业一次成功。     

环空压裂悬挂器的研制与应用

随着油气田开发地层压力的下降，压裂后更换压裂井口和井内管柱所采取的压井措施往往造成压井液的倒灌污染、气井水锁堵塞，严重损失油气井压后峰值产能。据丘东气田2003—2004年的12口压裂井换管柱后产能统计，平均损失35％，攻关压裂－投产一体化管柱技术，采用环空压裂是有效途径之一。由于吐哈油田压裂规模普遍较大、排量高，尤其是气井，解决高速、高浓度携砂液长时间对油管挂下管柱的冲刷问题、避免管柱冲断落井是关键技术问题。在此主要介绍了环空压裂悬挂器的设计原理、试验和推广应用情况，应用效益显著。     

科技掀开稠油“盖头”

多年来,吐哈油田不断创新科技,使得火焰山麓超深稠油在沉睡多年后终于迎来规模开发。3月3日,井深3400多米的玉106井终于流淌出汩汩稠油。这是水力喷砂分层压裂新技术带来的变化。之前,素以"铁军"著称的吐哈井下压裂队,在这口井实施了吐哈油田最深水力喷砂分层压裂,为     

吐哈米3井应用捞砂泵及其配套工艺管柱成功清砂

近日,吐哈油田丘东采油厂针对作业冲砂对低压气井带来的不利因素,在米3井转抽作业中选用了捞砂泵及其配套管柱捞砂工艺,捞砂进尺31m,成功清出压裂砂211L。该项工艺技术的应用既达到作业设计要求,又降低了作业费用,而且有效地保护了气层,一举三得。     

吐哈油田最大规模压裂工艺应用成功

大型分层压裂工艺技术在吐哈油田公司丘陵采油厂勒10—67井应用成功。这是迄今为止吐哈油田最大规模的压裂工艺施工。据了解，分层压裂工艺技术可以解决多薄层低渗油藏同时改造各层的难题。这口井压裂一次成功，首次创造了吐哈油田分层压裂最大加砂量74m^3、最大入井液量580m^3、最高压力74MPa的纪录，解决了高应力区块压裂的难题，成为吐哈油田大规模压裂的技术亮点。     

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井,属致密凝灰岩油藏,具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点,水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题,开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题,研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系,并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化,采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺,顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3,总砂量566.3 m3,最高排量11.2 m3/min,压裂后获得日产131 m3的高产油流,为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。     

玉探1井致密油藏超深井压裂工艺

玉探1井是吐哈盆地的一口预探直井,压裂目的层埋深6 056~6 063 m,温度150 ℃,孔隙度为8.42%,渗透率0.495×10?3 μm2,压力系数1.26,最小主应力118~124 MPa,属典型超深、超高温、超高压、致密储层。玉探1井的开发成功将实现台北凹陷勘探的重大突破。该井是吐哈油田目前最深的一口井,压裂增产改造面临施工压力异常高、对压裂液性能要求高、管柱风险大等一系列难题。该井首次压裂前进行小型压裂测试,通过压降测试数据和阶梯降排量分析求取摩阻、渗透率及裂缝延伸压力。首次压裂时,采用150 ℃超高温有机硼延迟交联压裂液、控排量、套管双平衡压力保护、段塞式加砂的方式进行压裂改造,但由于施工时井口压力太高,未完成设计加砂量。重复压裂时,在首次压裂技术的基础上添加了人工遮挡层技术,并采用密度为1.12 g/cm3超高温延迟加重压裂液,使井口压力降低7~9 MPa,顺利完成设计加砂量。玉探1井压裂试验成功,标志着油田压裂技术迈上了“超深、超高温、超高压”三超井压裂的新阶段。     

控制缝高压裂让油井增产9倍

截至2006年3月27日，吐哈油田雁235井原油日产量已连续20d保持9．05t。使这口原来日产量不到1t的低产井变成高产井的是控制缝高压裂新工艺。     

JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术

JY1HF井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井,为了获得商业性页岩气产量,对JY1HF水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上,通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据,对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、X衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法,开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究,提出采用组合加砂、混合压裂工艺,泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。JY1HF井共压裂15段,累计注入液量19 972.3 m3,支撑剂968.82 m3,放喷测试获得无阻流量16.7×104 m3/d的高产页岩气流。结果表明,龙马溪组海相页岩采用水平井大型分段压裂技术,可获得较大的有效改造体积。JY1HF井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。      

稠油层内分段压裂改造技术

吐哈油田鲁克沁稠油油藏埋深3 300～3 800 m,储层胶结程度弱,岩性疏松,砂体厚度较大,在同等条件下稠油压裂需要更高的裂缝导流能力.YD204-114井采用水基压裂液体系,分两段进行充填式加砂压裂.压后日产液14.9 m3,日产油9.7 t,含水30％,日增油9t,累增油712.8 t,有效期已大于206天,是同区块合层压裂技术效果的3.5倍,取得了显著的效果.以K344封隔器为核心的层内细分压裂工艺管柱和井下工具具有耐压高、可反洗井,坐封、解封安全可靠的特点,在同类型油藏中有广阔的推广应用前景.     

吐哈油田分层醇基酸化助力油田上产

<正>近日,吐哈油田丘东温气15井实施分层醇基酸化作业成效明显,日增天然气1万余方,为致密气藏增产技术开拓了一条新途径。     

吐哈油田深层致密气藏压裂技术研究与应用

吐哈油田致密气藏一般埋深3100-3900m,砂岩孔隙度3.1～8.4%,平均5.9%;渗透率一般小于0.05～3.61×10-3μm2,为低孔特低渗储层,常规试油求产天然气产量很低,仅为1000m3/d左右,达不到工业生产要求,必须进行压裂改造。由于气藏地层温度87℃～105℃,压力系数1.1,属高温高压地层,进行水力压裂很容易发生砂堵,极大限制了气藏的有效开发。针对吐哈油田深层致密气藏储层增产改造的技术难点,工程技术人员开展了相应的技术对策研究并进行了现场试验,成功实施6井次,取得了较好的应用效果,为深层高压致密气藏的压裂改造提供了技术思路。     

吐哈致密油进入高产高效开发时代

<正>5月25日,吐哈油田马56-131井实施体积压裂后自喷生产,日产油22.55吨,含水从69.7%降至25.7%。据统计,今年吐哈油田马56致密油区块经体积压裂投产的14口加密水平井均获得高产油流,平均单井日产油26.3吨,产量是方案设计的两倍。与2015年比,加密井平均单井日产量提高51.2%。     

吐哈油田煤层气井大型压裂技术获突破

正2016年8月3日,由中国石油吐哈油田公司工程技术研究院压裂酸化研究所提供设计与技术服务的核5井煤层气井大型压裂施工圆满完成,拉开了该公司进一步勘探、探索煤层气储层的新序幕。核5井是部署在吐鲁番盆地台北凹陷核桃沟—柯柯亚构造带核桃沟4号构造的1口预探井,设计井深3 185 m。本次试油层位J_2x,井深1 806.2~1 837.9 m煤层气层段。按照要求,对核桃沟4号构造西山窑煤层开展先导试验,搞清该区块煤层含气性、煤层含流体性质及产能,为后期区域规模扩展积累经验。针对煤层气储层物性差、储层厚度大、割理发育,研究人员深入分析了山西煤层气压裂情况和新疆煤层气压裂情况,从中汲取经验,