辽河油田大庆深层气井压裂技术的实施与应用

大庆庆深气田是我国新开发的第五大气田，开发过程中辽河井下压裂公司7赴大庆油田，以精湛的技术成功地进行压裂施工44井次。该气田施工最大井深达到4380．0m，最大施工排量6．0m^3／min，单井最大加砂量121．0m^3。大庆油田对每口井的压裂设计指导书做出二十几种施工工序预测，对现场压裂技术方案的实施，进行全方位地科学分析，实施的压前测试技术为压裂施工提供了科学的依据。采用了传统压裂工艺、先进的防漏失、防砂堵、控缝高等十几种压裂技术，压后单井产气量增加显著，经济效益达近千万元。     

四川石油管理局在角65B井应用加砂压裂技术获成功

2005年11月19日，四川石油管理局井下作业公司在川中八角场地区成功完成美国柏灵顿公司反承包井角65B井大型加砂压裂施工。在施工中用时160min，12台压裂车向该井3084～3094m施工层段注入液体1046．3m^3、支撑剂328t，施工最高排量每分钟8．6m^3，施工最高泵压72．8MPa，创下了国内加砂压裂施工注入地层液体量最多、泵注时间最长的新纪录。     

川中异常高应力裂缝性气藏加砂压裂现场试验研究

四川川中须家河须四气藏施工井深2400～2800m，地层温度70℃～85℃，具有基质低孔、低渗、地应力高、天然裂缝发育等特点。以往压裂规模小、易砂堵、单井难以获得工业性气流。针对该气藏特征及以往压裂技术存在的问题开展现场试验研究，现场4次试验。施工有效率100％。最大加砂量达到78m^3，最大砂浓度达到940kg／m^3。该项试验提高了气藏压裂技术水平，增产效果显著，如西64井压前产量为0．31×10^4m^3／d，压后产量达到2．5×10^4m^3／d。     

支撑剂回流控制技术研究与应用

针对中原油田油气井压裂后支撑剂回流的问题,分析出了影响支撑剂回流的主要因素有液体黏度、排液速度、毛细管力和水锁效应、顶替量、裂缝闭合程度、作业程序等。针对支撑剂回流的原因,研究并采用了分段破胶技术、压裂后处理技术、裂缝强制闭合、高表面活性剂技术、尾追树脂包衣支撑剂、排液程序优化等工艺技术,以阻止支撑剂回流的发生。应用支撑剂回流控制技术分别在油田所属天然气产销厂、采油一厂、采油四厂现场试验及推广应用12井次。其压裂井段为2917．8～3516．0m,共87个小层,厚度170．6m。施工累计用液为3017．6m^3;加砂373．3m^3,平均砂比为26．9％;施工破裂压力为40．9-79．8MPa,排量为3．6-6．0m^3／min,施工工艺成功率为100％。压前日均产油为7．6t,压后日均产油为22．9t,平均增油为15．3t,已累计增产原油为6063t。压前日均产天然气为5．9×10^4m^3;压后日均产天然气为17×10^4m^3,平均日增天然气为11 ．1×10^4m^3,已累计增产天然气为4143×10^4m^3。     

深层稠油难动用储量压裂增产技术研究与试验

吐哈油田的玉1块属超稠油油藏，油层物性差．埋深为3328～3365m，不能投入正常生产。根据玉1块稠油油藏特点．应用小型压裂测试技术、高砂比宽短缝压裂技术、小排量低前置液的暂堵剂控制裂缝垂向延伸技术、防止水基压裂液进入地层造成稠油乳化及水敏伤害、压裂后气举快速排液等配套压裂工艺．开展了稠油油藏压裂增产探索性试验。对玉1块进行现场试验．施工排量2．6m^3／min．前置液34．8m^3，携砂液56m^3，加砂18．74m^3，平均砂比41．2%，最高砂比60％。稳定日产油量由压裂前的4t提高到压裂后的11t．不含水．证实没有压窜下部含油水层，压裂效果明显。图2表1参8     

大庆油田水平井分流压裂技术

水平井分流压裂的技术原理是将水平井的水平段分成若干个单元，在每个单元的最佳部位进行射孔，每段的射孔数由孔径、单元数、设计施工排量等参数决定，射孔方案为压裂方案的有机组成部分。大庆油田已有5口水平井实施分流压裂，根据油层厚度分为两类：裂缝限制在油层内和裂缝穿透隔层贯穿多个薄油层。通过肇57-平35井和肇57-平33井进行的分流压裂贯穿多个油层现场试验，介绍了大庆油田水平井分流压裂的设计方法、压裂液体系、现场施工控制方法和效果分析方法。微地震裂缝监测结果表明，在最大施工排量7．5m^3／mim条件下，一次施工形成3～4条裂缝，加砂量最大达到75m^3（陶粒），平均砂比达到35％以上。水平井采用分流压裂技术施工后，初期产能可达到相邻直井压裂后产能的2．0倍以上。如何检测裂缝是否穿透了隔层并贯穿多个油层，是指导水平井分流压裂技术的选井选层，提高压裂效果的关键技术。图8表2参2。     

定向井压裂优化设计及现场应用

定向井压裂具有破裂压力异常、近井摩阻大、裂缝特征复杂等特点，与直井压裂相比普遍存在施工难度大和压裂后增产效果差等问题，其主要原因是近井效应显著、裂缝空间转向，存在弯曲裂缝和多裂缝。压裂优化设计时主要从减少多裂缝和近井摩阻的角度出发，达到增加裂缝长度和宽度、降低施工难度以及提高压裂施工效果的目的。对定向井压裂施工砂比、前置液量、施工规模、变排量施工和压裂材料等施工参数进行优化，通过在川西MJ地区现场试验，推广应用了9口井，压裂前平均单井天然气产量为0．1294×10^4m^3／d，压裂后平均单井天然气产量为5．16×10^4m^3／d，增产效果显著。     

中石化将对矿场机械有更大的需求

四川石油管理局整合重组井下作业公司后，年产值达到￥5．28亿元，正向年产值￥10亿元的目标迈进。为适应专业化主管业务做大做强的需要，充分发挥引进装备——HQ-2000型压裂机组、FC2252压裂机组、HT10M连续油管机组、GPT800D固井水泥车机组的作用，不断取得市场认可。目前固井作业已成功地进入了苏丹、泰国和印度尼西亚市场，加之施工作业队伍增多，该公司仍注重对先进装备增加投入、壮大装备的实力，力争成为国内同行业中的专业化企业。     

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。     

国内压裂车制造业发展回顾与展望

随着复杂油气藏、低渗透油田、煤层气田的开发及公司模式的不断完善 ,对压裂施工提出了更高的要求。压裂 (酸化 )设备具备大功率、大排量和高压力。国内压裂设备制造业经过近 5 0a的发展 ,为中国石油工业的发展作出了很大贡献。 2 0世纪 80年代 ,江汉第四石油机械厂引进了西方公司的WRR 15 0 0型压裂车制造技术和Cooper公司OPI压裂泵制造技术后 ,在引进消化的基础上开发出系列压裂车 ,缩短了与国外的差距。1　国内压裂设备制造业的发展历程随着我国陆上油田的开发 ,我国先后开发、研制了压力为 5 0～ 14 0MPa的各型压裂车。为实现低渗透…     

集成压裂机组研制

针对我国油田特定区决施工特点，通过对油田现用设备使用情况的分析和具体区决施工参数的统计，提出了集成压裂机组研制内容和配置，研制开发了集成压裂机组。产品结合了2000型压裂泵输出功率大、压力和排量覆盖范围合理的条件，集成了压裂车、混砂车、管汇车和仪表车的功能，实现了单台设备完成试压、压裂、酸化、防砂等多种施工流程，改变了常规施工作业设备种类和人员多、操作指挥复杂的施工模式，为油田提供了适合工艺要求的设备。     

CYY344-115型封隔器倍受华北油田好评

四川石油管理局井下作业公司生产的CYY344-115型封隔器，经在华北油D1-1-83井压裂作业试用后，受到好评，泵注排量为5．3m^2／min，压入地层陶粒110．6t，封隔器工作正常，入井和取出均顺利，已获得大批量定货。     

SF气田低伤害压裂液技术

针对前期SF气田水平井压后效果差的问题，通过实验认识到储层具有中等一偏强水敏和较为严重的水锁伤害特征。针对伤害机理，提出了提高压裂液润湿接触角、降低毛管力和降低瓜胶浓度、降低残渣伤害是压裂液优化的方向；优化出的压裂配方水锁伤害后渗透率恢复率大于78％。通过流变实验优化压裂液瓜胶浓度，将浓度从前期0．35％（40～50℃）、0．30％（30—40％）分别降至0．28％和0．25％。现场应用4口水平井，施工成功率100％，平均12h返排率为40．1％，较前期21％提高了90．5％；压后平均测试产量3．126×10^4m^3／d，较前期1．23010^4m^3／d提高了154％，返排速率快，增产效果显著。     

辽河油田欧15井深层煤层甲烷气开发试验

辽河油田欧15井煤层甲烷气开发试验主要进行了入井液体的配伍性实验、施工前期准备、压前压后作业、压前压后井温测试、微型测试压裂、大型加砂压裂施工、泵抽排液测气等工序施工，压裂增产见到了一定效果。 该井压前基本不产气，压后数月可稳定在日产气量100 m³左右。实践表明，欧15井大型加砂压裂，从施工设计、压裂液选择、支撑剂选择、现场施工是非常成功的，为深层煤层压裂提供了很好的技术实例。文章还介绍了欧15井在煤层甲烷气开采试验方面取得的成功经验和认识。     

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新场气田J2S气藏为川西致密低渗气藏，其埋藏深度较大，地质特征较为复杂，压裂施工泵压较高。文章针对该气藏中深井储层特征，应用三维压裂设计软件（FRACPRO），预测压裂施工泵压，掌握裂缝延伸规律，结合油藏模拟结果，进行了压裂优化设计，采用适合中深地层的优势、低伤害、低摩阻压裂液新体系，现场施工取得圆满成功，增产效果显著。     

苏里格气田苏东区块压裂液延缓交联体系应用研究

对苏里格气田苏东区块JL压裂液延缓交联体系进行了实验研究,并对B剂的加量、交联液的pH值、胍胶浓度及压裂基液粘度、交联比、搅拌速度、基液pH值等6个因素对压裂性能的影响机理进行了阐释,确定了A：B=100：（10-12）,稀释至50％制得的延缓交联液,交联比=100：（0．3—0．5）,在3r／s的地面搅拌速度条件下延缓交联时间为90s～220s为JL延缓交联液的最佳配制条件。优化条件下配制的压裂液延缓交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中,既不脱砂,摩阻又降到了最大限度,满足了施工泵压要求。试气后地层压力均在26．8MPa以上,产量都超过了6．2×10^4m^3／d,效果显著,达到了对气层改造的目的。表8参3     

异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究

随着勘探的不断深入，首次在新探区采用压裂技术时难度越来越大，部分井岩性致密，加之地应力异常高，导致压裂施工时在低排量情况下施工压力非常高，无法加砂而使压裂施工失败，达不到改造和认识储层的目的。文章以武1井为研究对象，该井为吐哈油田在民和盆地的一口探井，第一次压裂因施工压力异常高，在1.3 m³/min排量下井口压力达到83.3 MPa，支撑剂根本无法进入地层而未获成功。通过分析武1井首次压裂失败的原因，研究并采取了高能气体压裂、酸化解堵等近井筒处理措施和小粒径支撑剂、支撑剂段塞、优化泵注程序等针对性工艺，使第二次压裂施工获得成功，加砂26.04 m³，压后日产水5.0 m³，日产气2000 m³，这对类似储层的压裂改造积累了宝贵经验。     

HP-2000型压裂酸化机组的功能较强

据悉，国内研制和组装的HP2000型压裂酸化机组，在吉林油田压裂酸化市场上发挥出较强的功能。先期压裂中、深井24口，不仅均获得成功，还实现了大排量、高砂比的泵注要求。机械性能较为适应，为吉林井下作业工程服务公司开拓市场创造了装备保证。2003年，该公司凭借HP-2000型压裂酸化机组，与豫桥、京源、永这、华海、万通等公司签订了全年整体施工合同，占有70％以上的压裂市场份额，并将技术服务范围还扩大到大庆油田，长庆油田和延长油矿，开展CO2吞吐施工作业，较其它措施井产能提高10倍。变抽油为自喷。在延长川口采油厂作业39口井，日作业达7口井，CO2压裂后单井原油产量达70m^3／d以上，创特低渗油田改造奇绩，取得甲方主动为乙方追加工作量的业绩。     

四机厂获OPI压裂泵生产许可证

近日，江汉第四石油机械厂生产的OPI压裂泵，通过了美国GardnerDenver公司专家的审查验收，OPI压裂泵是引进美国GardnerDenver公司技术制造，用于大型压裂设备。在审查过程中美方专家认真的审查了设计图纸、关键零件的工艺方法及各种检测报告，查看了专门用于泵头体加工的机械加工中心及泵头体自增强处理的工艺装备和检测设备。     

压裂-水力泵排液求产联作工艺在吉林油田的应用

压裂—水力泵排液求产联作是将水力泵举升排液工艺与压裂施工的有机结合，实现一趟管柱完成压裂施工和水力泵排液求产。缩短了试油排液周期、减轻了劳动强度，发挥了水力泵举升排液中排液能力强、工作制度可调、可随泵测压取样等特点。经在吉林油田红75-8井应用，6d完成水力泵排液求产工作，达到设计要求。