低渗裂缝性油藏水平井水力喷射堵水技术研究与试验

针对长庆油田油井水平井裂缝性水淹的现状,结合储层地质特点、动态开发特征等因素,开展了水平井堵水工艺技术试验。针对压裂过程中暴性水淹的水平井,首次提出了"水力喷射堵水工艺"思路,配套研发了抗剪切系列堵剂,并进行了现场试验,取得了较好效果,实现了"降水增油"的措施目的,验证了新思路的可行性。     

超深碳酸盐岩油藏水平井套管分段酸压技术实践

酸压是碳酸盐岩储层增产的有效措施,对于塔里木哈拉哈塘区块超深碳酸盐岩水平井,如何兼顾水
平井段的充分改造和后期修井作业,是亟待解决的技术难题。ＨＡ６Ｈ井油藏中深６５９０ｍ,水平段长４９８ｍ,在该区
块首次采用“套管封隔器＋可钻式压裂滑套”分段工具和段内暂堵转向技术,分段设计依据井筒与优势储层位置的
距离来设定缝高,再结合间距比和流动阻力的关系来优化段数和裂缝间距,以降低裂缝间压力干扰的影响,经优化
设计该井分１０段酸压改造,酸压后采用Φ４ｍｍ油嘴掺稀求产,油压２２．６５ＭＰａ,日产油７７．９ｍ^３
,日产气１１７９２ｍ^３,截止目前累计产油１１１７６ｔ,取得很好的分段酸压效果。     

JS油田中高含水油井深部堵水压裂技术研究与应用

为提高低渗高含水油井产量,降低含水,以满足中高含水期油藏稳产和提高采收率的需要,通过室内实验研制出一种选择性堵水剂,堵水率在85%以上,是堵油率的4⁵倍,具有较高的选择性堵水能力,同时,针对高含水油井形成了一种深部堵水压裂技术。现场试验表明,该技术深部堵水实施后日增油2.3 t,降水20%,具有较好的降水增油效果。     

一种提高致密油藏低产水平井产量的重复改造方法

近年来,以华庆长×为代表的鄂尔多斯盆地致密油藏采用水平井分段压裂技术开发,单井产量得到
了大幅提高,达到周围直井的３～５倍。但是受到初次改造规模小的影响,出现了部分水平井低产低效的问题。通
过评价不同低产原因水平井的增产潜力,确定了体积压裂的重复改造思路。另外,结合水平井老井固井质量、套管
完善程度、施工管柱等因素,研究并形成了“组合油管＋大通径封隔器＋大通径喷砂器”三封单卡压裂工艺,配合低
摩阻压裂液,排量可达５ｍ^３／ｍｉｎ以上,具备了储层形成复杂裂缝的条件。现场试验２口井,措施后日增油量达到４
～６ｔ。井底压力监测表明净压力达到了克服水平两向应力差的条件,表明该技术对水平井老井重复改造具有较好
的适应性,对其他致密储层水平井重复改造具有借鉴意义。     

非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键

北美页岩气藏在储层渗透率低至纳达西的情况下仍能实现有效开发,其核心是增大储层改造体积,用技术体系来表征即为“体积改造技术”。“体积改造技术”强调“打碎”储层,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,在三维方向实现对储层的“立体”改造。针对页岩和致密油气储层的不同特点,界定了“狭义”和“广义”体积改造技术的异同：“狭义”体积改造技术源于对象、技术和验证3个要素（页岩、“水平井钻井+水平井分段压裂”、微地震裂缝诊断）;“广义”体积改造技术是针对致密油气储层提出的水平井多段和直井多层压裂技术方法。两种技术针对的储层对象有所不同,但最终目标是一致的。体积改造技术的核心理论为：1“打碎”储层,形成复杂缝网,“人造”渗透率;2基质中的流体沿裂缝“最短距离”渗流;3大幅度降低基质中油气流动所需驱动压差。进一步提出了满足体积改造技术理论的核心条件为：储层具有明显脆性,天然裂缝与层理发育,最大最小应力差较小。其中脆性指数是岩石发生破裂前的瞬态变化快慢（难易）程度的表征,而体积改造技术优化设计的关键是“逆向设计”方法,以及分簇射孔模式、最优孔数及裂缝间距优化。现场实际研究表明：分簇射孔确保各簇有效开启的最优孔数为40~50个,并可获得最优孔数与排量的关系,以及最优缝间距越小越易实现裂缝转向;同时还给出了孔眼优化、实现应力干扰的最佳裂缝间距、细分切割基质的理论模型与计算结果。体积改造技术对提高非常规油气藏的改造效果有着重要的指导作用。     

储层选择性分段改造和测试生产技术应用

在分析现有分段压裂和开采技术局限性的基础上,提出了一种通过给各产层段安装独立“开关”,实
现储层选择性分段改造和测试生产的新技术,介绍了相关技术原理和关键工具,并以该技术在苏里格气田苏７６－
４３－３５井实施的两段酸化试采、一段压裂开采应用情况为实例,总结出了该技术可以实现储层任意选择性重复改
造及测试生产的优点,为实现油气藏长期稳产和增产提供了新的技术。     

低渗透储层水淹油井堵水压裂技术研究与试验

为了提高水淹油井的单井产量,根据油井不同见水类型,研究形成了不同水淹类型油井堵水压裂技术。针对孔隙性见水油井,研究形成了选择性堵水压裂技术,选择性堵水剂的堵水率是其堵油率的3.3倍,具有较高的选择性封堵能力。针对裂缝性见水油井,研究形成了封堵老缝定向射孔压新缝技术:其裂缝固化剂固化后体积变化小于5%,突破压力高达9.8 MPa;定向射孔根据老井剩余油分布情况,选择射孔方位,以控制压裂裂缝延伸方向。现场2口井试验表明,堵水压裂后平均日增油分别为0.81和0.76 t,具有较好的增产效果,为长庆低渗透储层水淹油井提高单井产量提供了有效的技术手段。      

苏里格气田西区堵水压裂技术研究与应用

为了提高苏里格气田西区底水气藏压后单井产能,降低产水量,文章开展了底水气藏堵水压裂技术
研究。该技术基于配套工作液首先同时压开气、水层,然后利用温控固化下沉剂特性封堵底部水层,最后上部气层
充填支撑剂,到达降水增产改造目的。室内对研发的温控化学固化下沉剂和温控型携带液从固化、导流、膨胀性、
黏温和沉降速率等方面进行了测试,结合堵水压裂工艺参数优化,形成了底水气藏堵水压裂技术。该技术现场,
口井试验表明!苏里格气田西区底水气藏改造含水率下降7.8%产气量大幅度提升,取得了较好的增产效果,为
提高底水油气资源的动用程度开辟了新方向。     

水力喷射钻孔定向压裂技术试验研究

水力喷射钻孔定向压裂技术是在水力喷射钻孔基础上实施压裂工艺。充分发挥水力喷射钻孔定向深穿透沟通裂缝能力强,压裂控制储层范围广的特点,使这种联合工艺衍变成一种新的完井方式。介绍了水力喷射钻孔定向压裂技术的工艺原理,并针对辽河坳陷东部凹陷于楼地区某试验井辉绿岩储层特性进行了水力喷射钻
孔定向压裂设计! 完成了现场试验,并获得成功,获得日产油60.48t、日产气6418m3的高产工业油流,增油幅度显著。通过压裂实时监测分析裂缝形态,表明水力喷射钻孔定向压裂技术可以有效、充分地改善储层渗流场,实现试油求产、单井增产的措施改造目的。     

鄂尔多斯盆地低压致密油藏不同开发方式下的水平井体积压裂实践

鄂尔多斯盆地致密油不同于北美地区致密油,其突出特点是储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征
复杂,孔渗条件极差,属于典型的低压致密油藏,前期直井采用传统适度规模压裂技术改造单井产量低,难以实现
经济有效开发。因此开展了自然能量及注水开发补充能量条件下的水平井体积压裂探索实践。文章介绍了综合
应用井下微地震进行水平井体积压裂裂缝评价、体积压裂模拟研究、不同开发条件下的水平井体积压裂缝网匹配
研究及现场试验分析等技术而形成的水平井体积压裂优化方案。现场试验效果分析显示,在低压致密油藏不同开
发方式条件下,实现了体积压裂改造体积的优化控制,并与井网相匹配,取得了较好的开发效果,总体上单井产量
提高８～１０倍,为国内低压致密油资源探索出了一条成功之路。     

砂砾岩储层压裂规模设计新方法

文章提供了一种用于优化砂砾岩储层压裂设计参数的方法,此方法充分考虑储层渗透率在开采过程
中的变化,并采用支撑剂指数优化设计方法。在压裂设计过程中,地下储层渗透率是一个主要的设计基础参数,不
同的设计单位根据经验选取不同的渗透率值,设计结果差别很大。砂砾岩储层由于岩石本身的特性,在衰竭开发
的过程中,随着孔隙压力的降低,储层的渗透能力发生巨大的变化,这个过程是动态的一直进行的,因此压裂设计
要考虑储层渗透率的真实变化情况,才能发挥储层的生产能力。应用支撑剂指数的概念与设计方法,能得到最优
的无量纲裂缝导流能力,合理的裂缝宽度与长度,充分发挥支撑剂的作用,获得最大的压后产量与支撑剂的最佳应
用。结合支撑剂指数设计方法,考虑生产初期与自喷结束期的渗透率大小,分别设计出优化的裂缝长度、宽度、加
砂规模,根据情况选择自喷结束期的压裂规模与裂缝参数作为最终的设计参数。通过对玛１８－艾湖１区块砂砾岩
储层压裂工艺参数优化研究,在支撑剂指数法优化设计的基础上,考虑储层渗透率的变化（应力敏感）,形成一套适
合于砂砾岩储层的压裂参数求取技术,实现玛１８－艾湖１油藏规模有效开发。     

控水转向压裂技术在高含水裂缝性油藏开发中的应用——以火烧山油田H1238井为例

准东裂缝性油田进入中高含水期后,常规单一加大规模的重复压裂易使裂缝成为水窜通道,经常造成压裂后油井含水迅猛增加,使得措施效果逐年变差。为提高高含水裂缝性油田压裂增油效果,提出了控水与转向压裂相结合的工艺技术,首次在H1238井试验应用,压裂效果显著,实现了高含水期压裂增油控水的目的。     

鄂尔多斯盆地页岩油水平井CO2区域增能体积压裂技术

针对鄂尔多斯盆地页岩油储层压力低、缝网复杂程度低和黄土塬水资源缺乏等问题，以该盆地庆城油田页岩油为研究对象，进行了滑溜水和CO₂压裂物理模拟试验，利用高能CT监测了CO₂压裂裂缝扩展规律，分析了CO₂压裂形成复杂裂缝的可行性；利用油藏数值模拟方法，优化了CO₂注入关键参数，形成了适合庆城油田页岩油的CO₂区域增能体积压裂技术。研究表明：前置CO₂压裂可提高长7段页岩油储层裂缝复杂程度，裂缝沿层理弱面扩展并纵向穿层形成缝网；增能理念应由单井段间交替增能向平台整体注入实现井间、段间协同一体增能转变，单井采用全井段注入增能模式，可实现缝控区域全覆盖。庆城油田某平台进行了页岩油CO₂区域增能体积压裂试验，与采用常规体积压裂技术的邻井相比，3口试验水平井平均压力保持程度提高1.5倍，单井平均初期产油量提高28.6%。研究和现场试验结果表明，CO₂区域增能体积压裂能提高裂缝复杂程度，增加区域地层能量，提高单井产能，可为鄂尔多...     

超低渗透油藏五点井网水平井无阻重复压裂技术研究与应用

五点水平井注采井网＋分段压裂开发有效提高了鄂尔多斯盆地超低渗透油藏初期单井产量,但受裂
缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难等因素影响,长期生产产量递减较大。文中基于五点井网剩余油
和压力场分布规律,以缩短地层流体渗流距离、减小渗流阻力小为目的,从增加储层改造体积、裂缝与油藏接触面
积、复杂缝网导流能力和区域地层能量水平四个方面出发,形成了水平井“中高排量注入、近井筒＋裂缝远端二级
暂堵、组合粒径支撑剂、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段重复压裂模式,优化施工排量为５～６ｍ^３／ｍｉｎ,近井筒
缝口４～６ｍｍ暂堵剂一级封堵、裂缝端部２～３ｍｍ暂堵剂二级桥堵来提高净压力,单井液量为５０００～６０００ｍ^３,分
段压后关井扩压１～１．５ｄ。该技术在华庆长６超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,４口试验井与常规
重复压裂相比,提高单井产量５０％～７０％,对其他油田的非常规储层提高老井单井产量有一定的借鉴意义。     

塔河油田缝洞型油藏单井注Ｎ２替油的注气量优选

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏的储层主要为溶洞和裂缝,非均质性极强,前期通过单井注水
替油、单元注水驱油,在一定程度上取得了较好的增油效果。随着单一注水开发模式的推进,开发效果逐渐变差。
文章对部分注水替油失效井开展了注Ｎ_２替油的论证研究,其中着重以Ｓ８０井为例,在三维定量雕刻地质模型的基
础上,结合数值模拟技术,论证了单井注Ｎ_２替油的合理注气量,该研究方法可有效的指导研究区注Ｎ_２替油井的注
气量施工参数设计。     

多级暂堵转向重复压裂技术探索及在河南油田的应用

重复压裂改造是维持老井产能的一种重要手段,但随着重复压裂次数增多,增油效果和有效期大幅度下降。暂堵转向重复压裂可以在老缝中实现新的裂缝,沟通更大的泄油面积,从而提高油井产量。结合河南油田重复压裂改造实际需要,根据裂缝转向机理物模实验,认识了转向裂缝的造缝延伸机理。实验结果表明,重复压裂裂缝以沿老缝延伸为主,实现老缝强制转向的地应力差界限为8 MPa。现场试验效果表明,评选出的高强度、低伤害裂缝转向剂,成功实现了裂缝的多级转向,应用效果较好。     

查干凹陷苏一段储层提高压裂效果技术研究与应用

针对查干凹陷苏一段储层的地质特征和压裂改造难点,结合部分前期压裂井的效果分析,开展储层
伤害及岩石力学特征分析评价,优选出了低残渣、低伤害、易返排的压裂液体系,并进行了降破压实验评价;在压裂
工艺技术方面,进行了酸化预处理技术、全程伴注液氮技术、多裂缝技术和压后返排优化设计的研究,初步形成了
一套较为有效的适用于该地区储层的水力压裂工艺技术体系。经现场应用后取得了显著的增产效果,对该地区储
层勘探开发提供了一套有效的储层改造技术。     

一种复合暂堵剂在重复压裂中的应用

文章通过室内实验和现场应用,证实一种复合暂堵剂能够更加有效的提高重复压裂效果,其关键技术是复合暂堵剂以及组合使用方式。复合暂堵剂由纤维状暂堵剂和颗粒状暂堵剂组成,其暂堵机理是首先利用纤维状暂堵剂实现裂缝缝口或缝内架桥,再利用颗粒状暂堵剂的可自身膨胀性形成有效封堵,达到裂缝重定向的净
压力,从而形成不同于老裂缝方向的新裂缝,更大范围的沟通原裂缝未波及区域的油气,同时两种暂堵剂均为可控降解材料,不会对储层造成新的伤害,进而能最大限度的提高油气产量。室内实验结果表明,通过“架桥+封堵”的暂堵技术可有效实现封堵,其封堵强度可达38Mpa, 现场施工压力分析表明“架桥+封堵”暂堵工艺有效,新裂缝起裂明显,压后增产效果显著,这种复合暂堵剂为提高重复压裂转向的可控性提供了手段,并能有效提高重复压裂成功率和改造效果。     

从工程技术角度浅析页岩气的开采

从工程技术角度提出了页岩气有效开采的工程关键主要在于深入理解压裂机理、储层可压性评价、低成本实现大的压裂裂缝体积和“工厂化”作业实施等。剖析了页岩气的压裂改造机理,提出了低、中、高渗透储层和致密储层的压裂改造分类新方法及其主要实现策略。提出储层可压性是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一,主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差。实现低成本、但产生足够大而有效的压裂裂缝体积是页岩气有效产出的关键,提出了低成本裂缝优化设计的基本思路。阐述了“工厂化”作业的主要做法,从地质条件、工程技术现状、地面和水资源方面分析了中国“工厂化”作业施工与北美地区的主要差距,提出了实施要点。     

桥口ES2下非均质低渗油藏剩余油研究及挖潜对策

针对桥口油田ES2下低渗油藏储层物性差异大,非均质严重的特点,在储层综合评价、剩余油精细识别技术研究的基础上,实现开发层系转移。在试验理论指导下,结合储层砂体展布,井网变化,纵向水淹及采出的差异性,通过调整注采井网,改变注采井距,“高渗注水,低渗采油”、见效差层补孔完善、压裂不见效注水层段等集成挖潜对策,挖掘剩余油潜力,逐步提高Ⅱ、Ⅲ类层产能,达到提高分类储层采收率目的。