拖动式水力喷射分段压裂工艺在筛管水平井完井中的应用

为实现筛管水平井储层有效压裂改造和降低施工风险,对拖动式水力喷射分段压裂工艺进行了优化改进。根据水力喷射分段压裂工艺技术射流增压、射流密封和降低起裂压力的基本原理,结合筛管水平井的井况及特点,将拖动式水力喷射分段压裂工具与滑套式工具相组合,融合相应的施工工艺,降低了筛管井压裂管柱砂卡风险。成功对筛管水平井SA井实施3段加砂压裂,最高施工砂比达到40%,压裂规模72 m3,压裂管柱成功上提出井。裂缝监测结果表明,在水平段压裂位置产生了3条走向明显的裂缝,裂缝长度均为110~135 m,与设计长度吻合较好,实现了储层分段压裂目的。该井产油量由原来的4.0~5.0 t/d提高到25.9 t/d,压裂增产效果明显。      

水力喷射压裂技术在火山岩水平井压裂中的应用

针对无法进行传统的水平井分段压裂施工的筛管完井的火山岩水平井,吐哈油田引进、应用了水力喷射压裂技术改造牛东火山岩水平井。系统介绍水力喷射压裂原理、施工参数优化、施工工艺设计和施工情况,现场应用结果证明该技术适应筛管完井的水平井压裂工艺要求,取得较好的效果。     

牛东平2水平井火成岩水力喷射压裂技术

水力喷射压裂技术是集射孔、压裂于一体的增产技术,该技术对薄层、水平井、筛管完井等特殊井压裂具有很强的针对性,并在牛东平2筛管水平井进行了现场试验,取得了较好的增产效果。     

水力喷射压裂技术在河南油田水平井的应用

水平井压裂技术已经成为低渗透油气藏开发的一项有效技术,水力喷砂射孔技术利用高压携砂水射流一次射穿套管和水泥环并穿入地层,形成清洁的大孔径通道,能显著提高油井产能.以赵平8井为例介绍了河南油田水平井水力喷射压裂技术应用情况,施工工艺及存在的问题,并提出了今后改进的建议.     

水平井选择性筛管完井技术研究

含有夹层、存在边底水的水平井,缺乏长期有效的分段完井技术,造成水平井水平段动用程度不均、稳产期短、含水上升快等问题。针对这些问题,配套完善了水平井选择性筛管完井技术;着重阐述了水泥充填裸眼封隔器分段完井技术。通过攻关研究,在完成单管注水泥充填封隔器分段完井管柱和施工工艺设计的基础上,成功研制了系列配套工具。其技术优势为:洗井/注水泥胀封一次管柱完成;定位器和定位短节配合能使内外工具准确定位;使用领浆胶塞引导水泥浆,能够准确地控制注入水泥量。室内试验成功后,在现场推广应用水平井选择性筛管完井技术63井次,并对施工后的水平井进行了效果分析对比,投产后基本能实现控水稳油生产。     

水平井、筛管完井试油实例介绍

水平井油层中流体流入井中的流动阻力小，生产能力比普通直井、斜井高，这就有利于多采油。由于水平井井眼轨迹的特殊性，施工风险和难度高于普通井。筛管完井具有不用射孔，试油工艺简单的优点，以DG2H井为例对水平井、筛管完井试油技术进行探讨。认为值得进一步推广。     

水力喷射压裂工艺在水平井的应用

水力喷射压裂工艺包括水力喷砂射孔、水力喷射压裂、停泵裂缝闭合、压裂液返排4个阶段。该工艺首先在老井选层压裂施工中应用取得了成功,避免了下桥塞、下顶封、验串等繁琐工序,工艺简单、成本低廉,安全可靠。多级水力喷射压裂工艺在水平井中的成功应用,实现一趟管柱多级水力喷砂射孔,不仅具有以上优势,还节省射孔费用。此技术在二连地区的广泛应用,取得了理想的压裂成果。     

水平井、筛管完井修井作业启示

水平井有利于多采油,油层中流体流入井中的流动阻力小,生产能力比普通直井、斜井高。水平井由于井眼轨迹的特殊性,其施工风险和难度都高于普通井。筛管完井具有不用射孔、试油工艺简单的优点,但修井作业难度大,易污染油层。以DG2H井为例对水平井、筛管完井修井技术进行了深入探讨,为今后此类井修井提供了借鉴。     

水平井筛管完井提拉预应力工具的研制

为解决稠油热采水平井开发中套管串受热伸长的问题,研制出一种水平井筛管完井提拉预应力工具,采用水平井筛管上部固井段提拉预应力的完井方法,缓解套管损坏和井口抬升问题。室内和现场试验表明,提拉预应力工具可支撑套管完全离地,安全提拉力达100 t,提拉预应力工具可明显吃入地层,产生有效提拉力,满足水平井筛管完井作业要求。该工具填补了水平井提拉预应力工具的空白,具有推广应用价值。     

筛管完井水平井酸洗管柱改进与应用

筛管完井水平井酸洗是解除裸眼段钻井液污染的有效措施,酸洗效果的优劣对油井的产能有着直接的影响。胜利油田前期的酸洗管柱存在着洗井阀关闭不严、洗井封隔器密封效果差、无泄流通道等问题,直接导致了水平井的酸洗效果差。对水平井酸洗管柱进行了针对性的改进,完善了洗井阀的密封结构,设计了带泄流通道的洗井封隔器,改善了酸洗的效果,有效地提高了筛管完井水平井的产能。     

特低渗油藏水平井多级分段压裂完井技术

本文对红河油田水平井多级分段压裂完井技术进行分析和探索,对后期油田的开发具有指导意义。     

裸眼水平井分段压裂完井用批级压裂滑套的研制

为提高裸眼水平井分段压裂技术的压裂级数,实现一趟管柱压裂更多段,研制了一种批级压裂滑套。介绍了滑套的工作原理、主要结构的具体设计和计算。     

水平井预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂一体化技术

在大牛地气田致密气藏开发中,常规水平井预置管柱分段压裂为其主体技术,但该技术存在分级滑套逐级缩径、不能全部返出的分级球滞留井底的问题,不利于压后排水采气、地层测试及后期措施改造等作业。预置管柱与连续油管带底封压裂相结合的完井压裂工艺可以达到全通径的工程技术要求,通过压裂材料优选和压裂施工参数优化,在A井进行了现场试验,压后获得无阻流量6.07×104m3/d。同邻井应用效果对比来看,采用预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂工艺施工效果明显好于固井完井压裂效果,与采用常规预置管柱裸眼封隔器压裂工艺效果持平,可进一步推广应用。     

水平井裸眼砾石充填防砂完井工艺在胜利海上油田的应用

胜利海上水平井防砂主要以水平井裸眼挂滤防砂为主,但大泵提液后出砂严重。研究分析认为,水平井滤砂管挡砂能力弱和防砂后未进行酸洗清除滤饼,是导致井筒局部高强度产液造成大量出砂的原因。通过优化设计和配套技术攻关,在CB22G-P2井成功进行了水平井裸眼砾石充填防砂完井试验,并形成了以水平井裸眼砾石充填防砂、酸洗工艺和变频控制大泵生产为代表的水平井大泵提液综合配套技术。目前该井采用φ6mm油嘴生产,日产液104t,日产油91.5t,含水12%,提液增油效果显著。     

苏里格致密气水平井完井压裂技术对比研究

长庆苏里格气田是典型的致密砂岩气田,水平井开发技术从2008年以来通过技术攻关得到了一定规模的应用.早期受工艺技术限制的影响,现场主要应用的是裸眼完井不动管柱水力喷射分段压裂技术,后期为了提高致密气水平井单井产量,优化完井方式形成了固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂技术,压裂增产效果提升显著.通过对2种完井方式的特点、应...     

实体筛管完井技术在氮气钻井中的应用

针对气体钻井完井方式单一、完井程序复杂、采用套管阀或非透式可膨胀筛管完井技术成本高、可靠性差等问题,自主研发了利用暂堵剂密封筛管的实体筛管完井技术。该技术先将筛管用暂堵剂密封为盲管后对其进行割缝或打孔处理,然后利用成熟的下尾管完井技术入井后钻掉暂堵剂,最终实现储层与筛管连通。该技术在三塘湖油田牛气1井氮气钻井中得到了成功应用,完钻后日产气量2.5×104 m3,为邻井的6倍以上,实现了低成本、零污染、安全顺利下入筛管的全过程氮气钻完井技术,为降低氮气钻井筛管完井成本提供了一条有效的途径。     

水平井液体炸药爆炸压裂裂缝模型计算方法研究

针对水平井开发及生产后期油层改造存在的工艺复杂、成本高、有效率低等问题,开展了液体炸药在水平井油层爆炸压裂的试验研究。基于层内爆炸技术及液体炸药在水平井油层的爆炸试验应用,探讨了深层岩石水平井液体炸药爆炸产生裂缝体系的计算模型及方法,分析了爆炸弹性地震波的作用,结合CZ44-58水平井液体炸药爆炸压裂的现场工艺试验进行了主要参数计算和分析。现场试验证明了液体炸药在水平井试验应用的安全可靠性及现场使用的可操作性,该计算方法为进一步开展水平井液体炸药爆炸压裂现场应用研究提供了设计参考和指导。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.