红台区块致密气藏压裂工艺技术研究与应用

针对红台致密气藏低压低渗致密气藏自然产能极低、常规加砂压裂改造方法达不到满意增产效果的现状，通过压裂技术创新与进步，研究形成了一套适合储层特征的压裂改造技术体系，并在红台气藏得到成功应用，压前产量为压后产量的7～14倍，增产效果和经济效益显著，为高效、经济开发红台区块致密气藏提供了可靠的技术保证，同时为类似气藏的开发提供了成功的经验。     

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。     

红台2-17低压气藏水平井大型压裂实践

红台2-17井是吐哈盆地台北凹陷红台构造带上的一口水平井,该井最大井斜79.3°,水平段长152m,采用(?)114mm小直径套管完井,射孔层段厚度88.5m,射孔后产量极低,火焰高度仅20cm。根据地质特征及井况条件,分别从裂缝形态及方位、射孔厚度、孔眼大小、以及压裂管柱结构等方面进行了精细充分的研究,通过优化设计,确定了小型压裂测试、前置多段塞消除孔眼摩阻、大排量造缝降排量携砂、涂敷砂防止支撑剂回流、施工方案优化等技术措施。红台2-17井大型压裂施工一次成功,施工排量8-10m~3/min,注入压裂液1001m~3,加砂180.4m~3,平均砂比达到31.6%,为国内水平井压裂提供了宝贵的经验。     

低渗致密气藏压裂增产技术

红台气田属于低孔特低渗致密气藏,气井的自然产能很低,常规加砂压裂改造方法不能达到理想的增产效果.为了实现难动用储量的有效开发,通过压裂工艺技术的研究,形成了一套适合红台气田储层特征的压裂改造技术.现场应用32井次,施工成功率得到了进一步提高,压裂液返排率较高,对地层伤害小,增产效果明显,为红台气田的产能建设提供了有力的技术保障.     

五八区低渗致密气藏压裂改造技术研究

新疆油田五八区佳木河组储藏属于低渗、致密、安山岩气藏，需要进行压裂改造开发生产。开展针对低渗致密气藏的压裂改造技术研究尤为重要。在分析了五八区地质、油藏、物性和以往压裂改造的基础上，研究出以多级段塞，液氮伴注及快速返排为基础的压裂改造技术，现场应用取得了明显的增产效果。为五八区致密气藏改造开发生产提供了技术保障。     

致密气藏压裂井产能预测方法

对低渗透致密气藏实施压裂增产改造是改善储层导流能力、提高储层产能的必要措施。低渗透致密气藏压裂后的产能受多种因素影响,如储层物性、裂缝几何形状、启动压力梯度等。分析产能影响因素、进行压裂井产能预测。有利于制订合理的生产制度,是加快低渗透致密气藏开发进程的关键．基于低渗透致密气藏流体渗流规律。并结合传统的二维裂缝延伸几何模型,通过表皮因子将裂缝几何参数设计与产能分析相结合,形成一种能够快速预测低渗透致密气藏压裂后的拟稳态和瞬态条件下产量的方法．．实例分析表明,地层渗透率、气藏厚度、近井伤害表皮因子和压裂施工规模是影响最终产量的主要因素．提出的致密气藏产能预测方法求出的结果与实测数据拟合后误差较小,可为低渗透致密气藏水力压裂设计提供有效技术支持．     

红台低压致密气藏压裂技术配套与应用

吐哈红台气田储层具有“四低”（即低丰度、低孔隙压力、低孔隙度、低渗透率）、“二强”（水敏伤害强、非均质性较强）的特点,造成常规压裂技术适应性差,通过配套采用氮气增能泡沫压裂液、压裂施工参数优化、压裂-投产一体化管柱、机械分层压裂和树脂涂层砂防支撑剂回流等技术,较好地解决了常规气井压裂工艺中存在的压裂液返排率低、储层污染,压裂规模偏小和压后峰值产能的损失,层内防砂等问题,取得了良好现场应用效果,对同类气田的开发具有一定的借鉴意义。     

气藏压裂投产一体化技术研究与应用

针对低渗低压气藏产能低度压后生产过程易出砂和修井作业对产能影响大的实际情况,研究应用了气藏压裂投产一体化技术，有效提高单井产能。避免压后出砂，延长压裂有效期，为低渗低压气藏探索新的有效增产方式。     

高压致密气藏压裂技术研究与应用

巴喀油田柯柯亚区块气藏埋深3100～3900m,为特低孔、特低渗储层。该区块储层常规试油资料表明,储层钻井污染较重。常规试油求产天然气产量均较低,通过酸化解堵后产气量也达不到工业油气流标准,必须进行压裂改造。由于气藏地层属高温高压地层,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,开展了醇酸酸化处理技术、低浓度陶粒段塞技术、不同粒径陶粒组合技术、分层压裂改造技术、施工排量优化技术、裂缝缝长优化技术、高温延迟压裂液体系、快速返排技术并进行了现场试验,成功实施6口井,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。     

低压致密气藏大型加砂重复压裂技术在丘东22井的应用

从气井开展大型加砂重复压裂的必要性、机理和技术措施的研究入手，论述了丘东22井实施大型加砂重复压裂技术情况。现场实例表明，低压致密气藏大型加砂重复压裂提高了气井产能，为同类老井的改造提供了经验指导。     

巴喀区块致密砂岩气藏压裂改造技术与现场试验

巴喀下侏罗统气藏具有埋藏深、高温、高压和岩性致密的地质特点,单井自然产能极低,绝大多数气井都需经过压裂改造才能获得工业产量。该文根据气藏特征,分析了压裂改造技术的难点,探索出了高温降阻延迟交联压裂液体系与大排量、大规模、中高前置液、中高砂比、组合粒径加砂的压裂工艺技术,该技术体系应用于巴喀区块致密气藏取得了显著的增产效果和较好的经济效益。     

红台低压气藏用压裂液生物酶破胶剂的性能与现场试验

为解决红台区块低压、低孔、低渗砂岩气藏压裂改造施工中压裂液破胶返排困难、残渣含量高对地层的伤害问题,对酶博士生物酶的破胶机理与酶活性的影响因素进行了探讨,并开展了生物酶破胶剂技术研究。研究结果表明:生物酶对红台区块泡沫增能压裂液具有适应性、配伍性好的特点,生物酶破胶剂可以在pH 6~10、40~90℃条件下使用,在pH=7、温度为80℃时活性最高;在泡沫增能压裂液体系中加入20 mg/L的生物酶破胶剂,压裂液快速破胶返排,破胶液黏度低于3 mPa.s,残渣含量254 mg/L,与未加生物酶相比降低幅度达63%,从而可提高压裂后地层的渗透率与导流能力。该技术应用于红台区块低压气藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益。图5表4参6     

方深1井页岩气藏特大型压裂技术

页岩气储层具有孔隙度小、渗透率低、裂缝发育等特点,需要进行压裂改造才能获得理想产能。方深1井是中国石化一口复查页岩气的重点井,根据适合页岩气储层压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用降阻水大型压裂技术对该井储层进行压裂改造。通过试验和理论分析,优选出了降阻活性水配方和支撑剂。通过小型压裂确定了压裂设计的关键参数,并进行了压裂优化设计。方深1井根据压裂设计进行了降阻水大型压裂施工并获得成功,该井施工用液2 121.0 m3,累计加砂160.0 m3,压后返排率达83.2%,取得了较好的试气效果。方深1井的成功压裂表明,降阻活性水压裂液具有无损害、低摩阻、低界面张力、低返排阻力的特点,既能满足压裂施工需求又适合页岩气藏低孔低渗的特点。该井压裂成功对今后页岩气储层的压裂改造具有较好的借鉴意义。      

��������ѹ�Ѽ����ڵ������ؿ����е�Ӧ��

高能气体压裂技术是国外80年代发展起来的一种油气井增产新技术。本文介绍了高能气体压裂的基本原理、主要增产机理以及国内外低渗气藏中的应用实例。从这些实例可以看出,高能气体压裂增产、增注效果明显,与其它增产技术相比,具有经济、安全、方便、适应性广等优点,为高效、经济开发低渗油气藏提供了一种新的增产技术。     

洛带气田遂宁组气藏多层分层压裂工艺研究与应用

洛带气田遂宁组气藏属低孔、低渗、低压、多层系气藏,一般单井可钻遇3~10层含气砂体,但含气砂体的展布规模较小、连续性普遍较差,使得气藏在常规单层开采过程中常表现出"气井产量起点低、产量和压力递减快、气藏稳产期短、单井控制储量小"的动态特征,部分井单层开采不能满足经济有效要求,需要采用一次性不动管柱多层分层压裂工艺,压后实施合采来提高开采效果。针对洛带气田遂宁组气藏开发中存在的开发效率和效益亟待提升问题,在单井分层应力剖面计算基础上,研究形成了以"封隔器 投球、组合式、双(多)封隔器"为特色的一次性不动管柱多层分层压裂工艺,提高了单井钻遇砂体利用率和可采储量,延长了气井生产寿命,取得了显著的开发效益。在2006年期间,应用该工艺在洛带气田遂宁组气藏成功地进行了3口井现场试验应用,平均单井增产倍数达14.3,与气田常规单层压裂工艺相比,取得了显著增产和稳产效果。     

洛带J3p气藏水力压裂技术研究与应用

洛带气田J3p气藏具有低温、低压、低渗、水敏性和非均质性强等地质特征，单井自然产能低，压后排液困难，给压裂改造带来很大难度。通过对压裂液和压裂工艺技术的研究，形成了两套有针对性的压裂液和“超低前置液量、小排量、小砂量、高砂比、造中缝、强化返排”为特色的压裂工艺，较成功地解决了洛带J3p气藏压裂增产的技术难题。     

新场气田JS21致密储层低伤害压裂液应用研究

新场气田JS2^1气层属典型的致密碎屑岩储层，储层具低渗、强水敏、强贾敏效应等地质特点，存在较大的潜在损害因素，开展水力加砂压裂储层改造技术对压裂液整体性能要求较高。针对其储层地质特征，研制出具耐温抗剪切性好、携砂力强、破胶彻底、滤失小的低伤害压裂液配方体系，在现场应用中取得较好效果。     

红台气田5层分压管柱研究与实践

红台气田属低孔、特低渗气藏,具有非均质性强,纵向含气砂体叠置率高的特点,如采用前期成熟分压2层压裂管柱完成5层压裂,需多次压井,施工周期长、储层伤害大,增产幅度有限。为此,在红台2-52井开展了一趟管柱分压5层先导性试验,增产效果良好。     

大型水力压裂技术在文东油田的应用

在对文东油田进行压裂前地质研究和优化压裂技术研究的基础上,从优化设计参数、优选压裂液体系、确定压裂规模以及优选支撑剂等各方面,对文东油田实施大型压裂技术进行了全面研究.实际应用效果表明,大型压裂技术增产幅度大、投资回收快、经济效益显著.     

煤层气井压裂技术的现场应用

煤层气是一种重要能源,它是一种储存于煤层及临近岩层之中的非常规天然气,其主要成分是甲烷。开采这种气体必须在煤层的天然裂缝与井筒之间建立起有效的连通孔道。产生这种连通孔道的最有效方式是对煤层进行水力压裂。通过山西晋试 1井组的压裂改造,研究了煤层水力压裂机理,煤层扬氏模量比普通砂岩储层低 1个数量级,因此,难以形成长的支撑裂缝。经过室内试验获得了晋城地区煤层岩石力学参数。针对煤层的地质特点,优选了煤层气井压裂工艺,完成了现场施工及裂缝方位监测,并对压裂施工效果进行了评价。