裸眼水平井分段压裂首获成功

5月21日,胜利油田首次在樊154-平1井实施裸眼长水平井12级分段压裂获成功。创国内水平井裸眼分段压裂施工水平井段最长、分段数最多、加砂量最大、液量最大等多项新纪     

胜利油田首口小井眼长水平段水平井钻井技术

为提高低渗透油气藏的开采效率,胜利油田部署了一口小井眼长水平段多级分段压裂水平井——樊154-平1井。在介绍樊154-平1井储层特征、井身结构和井眼轨道剖面特点的基础上,认为该井存在水平段长、摩阻扭矩大、井眼尺寸小、循环压耗高和水平段井身质量要求严格等钻井难点,从实钻井眼轨迹优化、实时摩阻扭矩计算、底部钻具组合优选、钻井液技术、地质导向技术和井眼修复等方面,对该井采用的技术措施进行了详细介绍。该井实钻水平段长1230.00 m,创造了胜利油田小井眼水平井水平段最长纪录,平均井径扩大率4.62%,储层钻遇率100%,井眼轨迹光滑,有效地保证了该井12段分段压裂的成功实施,投产后稳产20～30 t/d,为胜利油田低渗区块的高效开发提供了宝贵经验。      

水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用

为了能更有效地利用水平井裸眼完井压裂技术开发苏里格低渗透气田,自主研发了水平井分段压裂配套工具。裸眼封隔器是其重要组成部分,其性能直接影响压裂施工的效果。针对现场实际情况,设计了开启阀式裸眼封隔器,封隔器开启压力可根据施工井情况进行调节,有效防止了下井过程中封隔器提前打开坐封。密封胶筒采用单流阀设计,可以保证胶筒充分膨胀,加强密封效果。该封隔器采用扩张式胶筒结构,配合悬挂器、投球滑套、压差滑套、坐封球座等工具在苏里格地区进行了4口水平井的成功应用,证明能满足水平井分段压裂工艺管柱要求,为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。     

水平井裸眼分段压裂完井技术在苏里格气田的应用

水平井裸眼分段压裂完井是改变低渗透油气田多井低产、转变发展方式、实现少井高产的重要手段。为了最大限度地提高苏里格气田低压、低渗透气藏的产量,苏里格气田采用了水平井裸眼分段压裂完井技术。截至目前,该气田已在15口水平井上应用了水平井裸眼分段压裂完井技术,完井后的产气量是周围常规酸化压裂邻井的5～10倍。介绍了水平井裸眼分段压裂完井管柱的结构、工作原理、技术特点以及配套工具的结构特征。以苏20-13-21H井为例,介绍了水平井裸眼分段压裂完井的设计原则、裂缝参数优化方法、压裂材料优选方法及分段压裂完井的工艺流程。     

泾河致密油藏水平井速钻桥塞分段改造实践

泾河油田储层埋藏浅,储隔层应力差小,给压裂改造带来较大难度,前期采用水平井裸眼管外封隔器压裂工艺,取得了一定的改造成效,但该工艺为预置管柱完井,具有不适应后期改造的缺陷。为解决这一问题,将完井方式变更为套管固井。针对泾河油田储层压裂改造难点,对施工管柱、井口、入井压裂材料、裂缝参数及施工参数等进行了一系列优化,并在JH32P1井进行了速钻桥塞多级分段压裂工艺试验。JH32P1井现场历时4 d完成施工,压后钻塞顺利。该井试油期间日产原油14.2 t,与邻井相近储层条件采用裸眼封隔器压裂工艺相比,取得显著的增产效果。该工艺在泾河油田的成功应用,为速钻桥塞分段压裂工艺在泾河油田的推广积累了经验。     

苏里格气田苏平36-6-23井裸眼完井分段压裂技术

为苏里格气田探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,通过对国内外目前应用的水平井压裂技术进行调研,提出在苏里格气田应用裸眼完井多级分段压裂技术,并在苏平36-6-23井进行了探索性试验。施工后该井实现了水平井裸眼分段压裂合层排液,测试无阻流量101.4764×104m3/d,成为历年来苏里格气田第1口无阻流量逾越百万方的水平井,为苏里格气田水平井开发提供一种可靠的完井工艺和增产措施。     

水平井分段压裂技术在低渗油田开发中的应用

近年来大港油田低渗透油藏在未动用储量中的比例日益加大。针对低渗储层施工难度大、开发效果不理想等难点,进行了水平井裸眼分段压裂投产一次完井技术研究,并对完井管柱、分段数量及长度、压裂参数等进行了优化设计。现场实践证明,合理应用水平井技术开发低渗储层,能够缩短作业时间,提高储层动用程度,实现经济高效开发。     

BARE-HOLE STAGED FRACTURING TECHNOLOGY OF SIDE-TRACKED HORIZONTAL WELL IN NEUTRAL VOLCANIC ROCK

徐深气田中基性火山岩储层自然产能低,需要改造才能获得可观的工业气流,但多数井压裂后增产效果不够理想.针对中基性火山岩储层的特点和水平井裸眼分段压裂施工的技术难点,以SSA井为例,进行套管开窗控压水平侧钻,采用裸眼分段压裂优化设计方法、测试压裂诊断技术和人工裂缝延伸控制技术压裂施工,探索出一套低产老井增产改造的新工艺.与套管固井、压裂完井相比,裸眼压裂完井具有一定优势,适合当前深层火山岩水平井完井和压裂的需求.     

提高苏里格气田多层压裂井封固质量技术研究与应用

为了提高单井产量,苏里格南部气田SN0135-02井采用?88.9 mmTAP阀分段压裂改造工艺,固井方式采用一次上返固井方式,要求环空具备很高的封固质量,施工存在顶替效率低,长封固段(4 114 m)固井易漏失,后期钻探难度大,固井施工压力高,水泥石综合性能要求高等技术难题.为解决该问题,通过室内配方优化设计,形成了固井前置液体系、高强微珠低密高强水泥浆体系、胶乳水泥浆体系、固井后置液体系,SN0135-02井施工顺利,既满足返高要求也未发生漏失,未留水泥塞,固井优良率90％,满足分段压裂储层改造需要,为苏里格气田分段压裂改造成功实施提供了技术保障,提高了单井产量,具有较大推广价值.     

分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术

为进一步解决致密油气和页岩气储层压裂需求、井眼条件与管柱成本之间的矛盾,研究了分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术。通过分析固井漏失及储层高破裂压力需求之间的矛盾,提出尾管固井后快速进行全通径压裂施工;通过研究固井完井技术优化组合方式,提出了水平井尾管固井后实施定点射孔寻找甜点的分段压裂储层改造工艺;通过优化设计尾管固井及回接压裂工具,实现了固井完井工具一体化密封锚定。对分段压裂用尾管悬挂器与回接装置进行了室内地面整机试验,悬挂器及插头整机密封能力达到90 MPa,锚定回接插头与悬挂器之间的抗拉强度达到1 800 kN,插头丢手顺利。该技术在大牛地气田、东胜气田及长庆油田陇东区块的27口水平井进行了应用,施工压力总体较高,但都完成了压裂作业,且总体效果良好。研究表明,分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术可以解决压裂施工现场所需的高压及上顶力难题,为回接固井后分段压裂工艺提供高承压、大通径和锚定可回收的井筒,从而保障储层改造效果。      

水平井管内分段压裂技术的研究与应用

水平井分段压裂技术是水平井增产改造的重要技术。该技术可在第1层压裂结束后,投球加压,使滑套下移,将下面一层关闭,露出第2层喷砂循环孔,开始第2层压裂,实现不动管柱多层压裂。在介绍水平井分段压裂技术关键工具的基础上,以水平5-1井为例,对该技术的应用情况进行了介绍。应用结果表明,封隔器分段压裂技术分段准确、施工方便,对开发低渗透油藏具有良好效果。建议进一步开展压裂工具的优化设计和不动管柱封隔器分段压裂技术研究。     

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。     

水平井分段压裂管柱堵塞分析及对策

水平井裸眼封隔器完井分段压裂技术在压裂施工过程中存在较大风险。针对红河油田HH36P107井裸眼封隔器完井分段压裂预置管柱下入后循环通道堵死问题,根据施工现象进行深入分析。首先确定循环通道堵塞类型为管内堵塞,再根据具体情况,有针对性地制定合理的处理措施。利用连续管对井筒进行冲洗处理循环通道堵塞的方法,不仅轻松排除掉管内沉砂类堵塞物,建立起畅通的进液通道,也为后续分段压裂施工奠定了基础,而且风险小、时间短、节约成本,具有良好的经济效益。     

插管封隔悬挂器在镇泾油田分段压裂中的应用

针对国产悬挂器存在环空封隔压力低,不具备双向锚定能力以及坐封载荷大等问题,对常规插管封隔悬挂器的结构进行了优化设计。通过增大工具内径,保证了压裂作业中大直径憋压球的顺利通过,从而使得分段压裂工具的可压裂级数不受限制;同时增设了双级液缸坐封机构,配套了插入锁紧密封装置。改进后的插管封隔悬挂器可实现对压裂管柱的双向锚定及尾管重叠段环空70 MPa的封隔能力。现场应用结果表明,大通径插管封隔悬挂器可以有效实现压裂完井管柱的送入及双向锚定,并可实现对尾管顶部重叠段环空的高压封隔。     

底水火山岩油藏水平井优化设计

针对底水火山岩油藏基质渗透率低、裂缝发育、见水快和产量低的特点,运用油藏数值模拟方法,采用双孔双渗、油气水三相模型,以新疆准噶尔盆地金龙油田J10井区为研究对象,开展水平井长度、井距、避水高度、裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产量的影响研究,得到了水平井开发参数最优方案。结果表明:J10井区水平井开发合理井距为300～350 m,水平段长度为630 m,最优避水高度为225 m,裂缝间距为90 m,裂缝半长为105 m,裂缝导流能力为60 D·cm。该研究结果在现场应用中获得了较好的生产效果,可为底水火山岩油藏开发部署提供参考。     

水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具

为了最大限度地提高苏里格气田低压、低渗透气藏的产量,开展了低渗透气藏水平井裸眼选择性分段压裂工艺技术的研究与应用,由于完井方式的不同、井身轨迹弯曲和井眼尺寸等因素的限制,使得裸眼水平井与直井以及套管固井水平井的选择性压裂完井管串有很大区别。据此介绍了利用油管作为完井和压裂管串一趟下入裸眼水平段中,不需要下套管固井、射孔等作业,实现裸眼水平段选择性分段压裂工艺技术,并详细介绍了这种技术的管串结构、工艺原理、技术特点、配套工具以及现场的应用情况。研究与现场应用表明,采用这种技术与其他低渗透气藏压裂增产技术相比,开发效果更好,投入成本更低,经济效益显著。     

围岩—煤储层缝网改造增透抽采瓦斯理论与技术

现行的储层改造工艺仅适用于硬煤,对软煤则无能为力,这是造成我国煤层气产业化难以取得突破的主因这一,探索一种实现各类储层强化增透的普适性技术是当务之急。为此,采用理论分析与现场试验相结合的方法,系统分析了水力压裂过程中径向引张、周缘引张和剪切裂缝等多级、多类裂缝形成的力学机制,揭示了围岩—煤储层缝网改造的增透机理。结果表明:水平井分段多簇射孔压裂、水力喷射分段压裂、四变压裂以及一些辅助措施是实现缝网改造的有效技术途径,尤其是四变压裂使得煤层气垂直井和丛式井的缝网改造成为现实。结论认为:围岩抽采层缝网改造技术以钻井施工安全、可改造性强、抗应力敏感和速敏能力强、适合于任何煤体结构煤储层为特点,因而具有显著的优势;该技术除了在围岩水敏性极强、富水性强的条件下使用尚有局限外,具有广泛的适应性。煤层气地面开采和煤矿井下抽采成功的工业性试验表明,所构建的围岩—煤储层缝网改造理论和技术体系,将作为一种广普性的增透措施在我国煤层气井地联合抽采领域发挥作用。     

水平井分段压裂工具技术现状与展望

目前,水平井分段压裂技术是通过地层改造,提高低渗、低压及低丰度等非常规油气藏采收率的主要技术.为了促进我国水平井压裂工具的研制及应用技术进步,介绍了国内外的水平井套管(环空)压裂工具和油管压裂工具的结构、工作原理、应用现状及优缺点,指出了我国水平井分段压裂技术的发展方向,即研制井下可溶压裂工具、发展井下智能化识别与控制...     

页岩气分段压裂完井工具初探

国外用于页岩气的水平井水力多段压裂技术比较成熟,采用其多段压裂工具勘探开发成本相对较高,而我国至今还没有形成成熟技术。简要介绍了国外具有代表性的威德福、哈利伯顿和贝克休斯公司用于页岩气井裸眼多级分段压裂相关工具及案例,并针对我国油气田的现状,设计了1趟管柱多级分段压裂系统方案。该方案采用自膨胀式封隔器+投球滑套的方式,管柱选用114.3 mm套管,此种完井方式相对于套管固井后再分段压裂的方式可大幅节约成本。试验结果表明,采用自膨胀封隔器完全可以满足国内页岩气开发的需求,多级分段压裂系统有望对国内页岩气水平井多段压裂的发展起到一定的促进作用。     

苏75-70-6H水平井裸眼封隔器10级分段压裂实践

苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性,压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案,并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业,累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅,测试无阻流量高达316.51×104 m3/d,压裂效果显著,标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破,并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。