水平井分段压裂技术在中江气田的应用

针对中江沙溪庙气藏储层地质特征和压裂改造难点,开展了水平井分段压裂工艺、参数优化、压裂液体系及配套措施研究。现场应用23井次,施工成功率100％,平均单井产量达到直井的8倍以上。现场应用结果表明：研究形成的系列水平井分段压裂技术可满足中江沙溪庙气藏改造的需要,为中江气田的高效开发提供了有效的技术手段。     

低渗透油田水平井压裂改造技术研究与应用

围绕低渗透油田开发技术问题,为攻克水平井规模应用的瓶颈技术,突破储层改造技术难题,开展了水平井低渗透储层改造技术攻关,包括水平井对低渗透油藏的适应性研究、水平井与井网的匹配关系研究、压裂改造基础研究、水力分段射孔压裂研究、机械分段压裂技术研究、限流压裂技术研究,初步形成了水平井分段压裂配套技术,主体关键技术研究已经取得突破性进展。现场试验63口井,最高单井改造后产量达到相邻直井的4.2倍,取得了很好的改造效果,积累了大量的现场经验,为在低渗透油田大规模应用水平井创造了条件。     

水平井压裂技术在低渗透油田开发中的研究与应用

吉林油田4.6×108 t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低,为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验,目前在新木油田庙130-4区块采取水平井整体开发的方式,有效地通过水平井分段压裂配套技术提高单井产能,产量为同区块直井产量的2～3倍,通过试验解决了类似储层单井产量低、开发效果差的问题.     

潞安余吾井田地面瓦斯高效抽采工艺技术研究与实践

为了提高地面瓦斯抽采效率和投入产出比,基于潞安余吾井田主要采用地面垂直井的方式导致瓦斯抽采效果较差的现状,通过理论和实验分析论证了该区穿岩层压裂改造煤储层的可行性,在余吾井田实施了一口煤层顶板分段压裂水平井。试验结果表明:(1)采用顶板分段压裂水平井的方式,日气产量较垂直井有显著提高,单井产量为周边直井日产气量的10～20倍;(2)水平井单井产量高、高稳产期更长、产量衰减更慢;(3)相同投资规模条件下,顶板分段压裂水平井产出效果更好,瓦斯治理效果更为显著。     

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块煤层气水平井分段压裂实践

鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县区块投入煤层气勘探开发近10年,直（斜）井平均单井煤层气产量约为300 m3/d,经济效益较差。分析认为：煤层气压裂裂缝长度较短,目前井网井距的丛式井组压裂后难以达到整体降压的效果;而如果采用水平井,水平段每级较短距离分段压裂改造,能够达到同层整体面积降压的效果,可极大提升整体开发效益。2013年该区开展了中国第一口煤层气水平井套管完井分段压裂试验,单井产气量达12 000 m3/d;2015年又陆续开展了3口煤层气水平井分段压裂试验,单井产气量介于6000～12000 m3/d（目前还处在稳定上产阶段）,取得了较好的产气效果。相对于常规水平井分段压裂,大宁-吉县区块煤层气水平井分段压裂主要在钻井压裂一体化设计、射孔方式、段间距选择、复合压裂液体系等几个方面进行了优化创新。总结该区煤层气水平井分段压裂方案（钻井压裂一体化设计、射孔方式、分段方式、压裂液体系优选、压裂规模优化等方面）的整体设计思路及现场应用经验,对于其他区域低渗透煤层水平井压裂具有指导作用。     

水平井分段压裂技术及在长北气田的适用性研究

水平井目前已成为提高油气田勘探开发综合效益的重要途径,但是有时低压低渗透油气藏水平井的单井产量也达不到经济开发的要求,这就必然面临着储层改造的问题。水平井分段压裂技术扭转了低渗透油气田多井低产的开发方式,实现了少井高产。长北项目至2011年11月共完钻29口双分支水平井,一期和二期开发的水平井产量高,可以满足经济开发的要求,三期开发的水平井砂岩钻遇难度大、投资比较高、单井产量较低;为此有必要探索改进开发方案,加强对水平井进行分段压裂的研究。为此总结了水平井分段压裂的发展概况、水平井分段压裂常用方法,结合长庆油田苏里格气田近年来水平井分段压裂的经验,分析认为水力喷砂射孔压裂方法和裸眼封隔器加投球滑套压裂方法比较适合长北气田。     

段内多缝压裂工艺技术在苏53-78-27H井的应用

为探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,对国内外目前应用的水平井压裂技术进行了调研,根据调研结果,提出在苏里格气田苏53区块应用裸眼完井、段内多缝分段压裂技术,并在苏53-78-27H井进行了探索性试验。应用该技术实现了水平井裸眼分段压裂,单井配产20×104 m3/d,成为近年来苏53区块水平井整体开发单井产量最高的水平井,为苏53区块整体开发提供了一种可靠的压裂改造工艺技术。     

水平井分段压裂技术在牛圈湖油田的应用

针对牛圈湖西山窑油藏低孔、低渗、低压、直井单井产能低的特点,进行了水平井分段压裂研究。开展了压裂方式、压裂配套工具、压裂液体系研究,实施了K341-98 封隔器+ 桥塞隔离分段压裂工艺及配套技术现场试验,成功实现了三段射孔段卡封分层的规模改造。结果表明:K341-98 压差式封隔器能适应压裂施工需要,压裂液体系与地层具有较好的配伍性,施工参数合理,该压裂技术可满足牛圈湖低渗油藏改造需要,油井单井产能由压裂前的无产能达到直井产量的3 倍,使油田得以有效动用,为国内类似油田压裂改造提高开发效果提供了借鉴。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度,实现经济有效开发,提高区块产量,2013年试验水平井大型体积压裂获得成功,揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等,取得了很好的效果,目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%,已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d,是直井的2.7倍,区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益,为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。     

川西致密储层水平井分段压裂工艺技术

川西低渗致密气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例。直井开发效益差,无法实现效益开发。水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段。文章在川西致密储层水平井分段压裂改造要求基础上,以实现单井产能最大化为目标优化了裂缝参数组合和多级多缝加砂压裂改造设计参数,以尽可能增加级数为目标改进了分段工具并优化了管柱结构,以实现快速压裂投产目标优化了井筒预处理、快速投球等压裂配套技术,形成了水平井多级多缝压裂工艺技术。成果在川西致密储层水平井成功应用两百余井次,提高了施工时效和单井产能。     

水平井压裂技术现状与展望

水平井具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、避开障碍物和环境恶劣地带等优点,在石油工业的科研和实践中成了人们关注的焦点.对于钻遇在低渗透油气藏的水平井,由于渗透率低、渗流阻力大、连通性差,产量达不到经济开发要求,必然要面临增产改造的问题.水平井水平段压裂与直井压裂改造的工作重点有所不同.为此阐述了国内外水平井技术发展概况、水平井压裂设计、水平井分段压裂工艺、水平井压裂存在的主要问题及水平井压裂技术发展趋势,为同类油藏的改造提供了参考.     

塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

塔中油田顺9井区志留系碎屑岩油藏具有埋藏深、特低孔超低渗、隔层薄的特点,直井压裂后产量低,无法满足经济开发需要,需开展水平井分段压裂改造。通过油藏建模,对水平井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化;在地应力剖面特征分析基础上,采用三维压裂软件对缝高影响因素进行了量化分析,并提出了具体的控缝高措施,形成了该区水平井分段压裂技术 顺9CH井分段压裂后平均日产油达到l4．8 t／d,对释放该区产能具有重要意义。     

中江气田沙溪庙组气藏高效开发关键技术研究与应用

针对中江沙溪庙组气藏储层微裂缝发育、破裂压力高、加砂风险大、返排困难、储层伤害严重、增产效果差等难题及水平井加砂压裂本身存在的难点,开展了水平井"优化射孔、支撑剂段塞、粉陶降滤、纤维防砂、降低储层伤害、优化施工参数"等针对性的工艺技术研究,并现场应用23井次,施工成功率达100%,平均单井产量达到直井平均单井产量的8倍以上。表明,这一水平井分段压裂集成工艺技术能满足中江沙溪庙组复杂气藏改造的需要,是中江沙溪庙组气藏的高效开发的重要技术手段。图5表3参3     

水平井限流压裂技术的研究与尝试

针对牛圈湖西山窑油藏低孔、低渗、低压油藏,直井单井产能低的特点,开展水平井限流压裂技术研究。在牛平10—12井进行压裂工艺及配套技术现场试验,成功实现了对四段射孔段的大规模改造。压后油井单井初期产能7．8m^3／d,是周围直井产量的3倍,达到了设计效果。     

大牛地气田盒1气藏水平井开发工程技术与实践

针对大牛地盒1气藏水平井钻井周期较长、单井产量低且不能长期稳产的工程技术难点,开展了水平井钻采工程技术研究。对已钻水平井井身结构、钻井液、压裂施工参数及工艺和排水采气工艺进行分析发现,井身结构、压裂施工参数和泡沫性能是制约开发的主要因素,针对性地对φ152.4 mm井眼、多级管外封隔器分段压裂和泡排试验进行了研究,形成了以φ152.4 mm井眼三开井身结构、复合钻井和防塌钻井液为主的优快钻井技术,钻井周期缩短7.79%;建立了适合盒1气藏储层特征的水平井压裂工艺技术,施工成功率98.5%,压后平均单井无阻流量是直井的4.9倍;建立了临界携液模型,试验了速度管排水采气技术,生产时率提高了8.49%。应用结果表明,φ152.4 mm井眼和复合钻井可实现钻井提速,多级管外封隔器分段压裂是盒1气藏建产的有效方式,泡沫排水采气技术可确保气田稳产。      

裸眼封隔器分段压裂技术在低渗砂岩气藏的应用

苏里格气田特有的低渗、低压、低丰度等地质储层特性,使得压裂改造成为区块建产开发的必要手段。水平井压裂改造技术是当前国内外研究的热点和难点之一,现场应用证明,水平井压裂工艺技术的研究与应用为实现低成本开发、提高单井产量、保证持续稳产的更高目标提供了更好的技术支持。目前,苏里格气田自营区采用裸眼封隔器多级分段压裂技术进行改造井已达到90余口,取得了较好的增产效果,其开发投产气产量是普通直井的3~5倍,表明水平井裸眼封隔器多级压裂技术已应用成熟。     

新场上沙气藏难采储量层水平井技术开发与实践

针对直井生产过程中暴露出单井控制动态储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力差等一系列问题,为改善气田开发效果,提高储量动用程度和采收率,在新场沙溪庙组气藏难采储量层开展了水平井开发技术的研究和应用,取得了较好的效果.经过几年的研究和实践,逐步形成了水平井区筛选、水平井与直井组合并网、水平井优化设计及水平井分段压裂等一系列特色配套技术,目前水平井在难采储量层已达到规模实施阶段,日产气为邻近直井的3～8倍,生产效果较好.该研究为实现水平井技术在川西低渗气藏难采储量层的全面推广应用提供了技术保障.     

鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65%;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%,注水吞吐采油取得初步效果。     

致密油压裂水平井电模拟实验研究

在致密油水平井压裂中,描述裂缝网络、优化裂缝参数是提高产能的关键所在,针对水平井压裂裂缝参数难以确定的问题,利用水电模拟方法对分段多簇压裂水平井近井压力分布及裂缝参数(包括簇间距、裂缝长度、天然裂缝数量等)对单井产能的影响进行了电模拟实验研究。实验结果表明,分段多簇压裂改善了近井地带储层的流通性,人工裂缝与天然裂缝形成缝网有利于改善原油流动能力。在压裂裂缝长度和段间级距一定时,随着天然裂缝数量的增加,单井产量增加;垂直裂缝比斜交裂缝更能提高单井产量;水平井两端的裂缝产量贡献最大,向中间依次递减,最中间的裂缝产量贡献最小。本研究为合理、有效开发致密油提供理论支持。