三层及以上多层压裂技术在川西气田的应用

针对川西气田中浅层气藏具有多层系、砂体叠置率高、层间距范围较大等特征,在两层压裂工艺技术的基础上形成了以“封隔器＋投球”、“多层段组合式”和“多封隔器组合”为主的三层及以上不动管柱多层压裂工艺技术体系,这些工艺具有针对性强、费用低、工艺简单、作业时间短、返排及时、压裂效果好的特点,达到了提高气井的可采储量和延长气井的稳产时间,节约开发和钻井投资的目的,对多层系气藏的高效开发具有较好的经济效益。三层及以上多层压裂工艺在川西气田中浅层气藏进行了多次现场试验,取得了较好的效果,提高了气藏纵向钻遇砂体利用率,目前成为了川西气田经济高效开发的重要手段之一。     

川西侏罗系低渗气藏挖潜技术研究

川西侏罗系气藏为勘探开发难度极大的非常规气藏,在勘探开发实践中逐步形成了一套适合川西低渗气藏的老井挖潜技术体系,包括老井挖潜选井评层技术、钻修井工艺技术、加砂压裂储层改造技术以及测试试采配套工艺技术,连续10年取得了良好的现场应用效果。10年来累计实施挖潜井120口,累计增加天然气测试无阻流量452.3×104m3/d,挖潜井累计增输天然气量5.6247×108m3,老井挖潜技术经济效益显著,形成的方法技术体系对同类气藏高效开发具有参考价值。     

川西侏罗系低渗气藏挖潜技术研究

老井挖潜是油气藏开发中增储上产、增收节支、提高气藏采收率的重要举措，在国内外各类油气田开发中均得到广泛开展。笔者介绍了川西地区地层改造选井评层的标准，及钻修井、压裂储层改造、测试试采等老井挖潜配套工艺技术。这些措施的采用对川西侏罗系低渗气藏挖潜，取得了较好的经济效益。形成的挖潜工艺技术对类似气藏的老井挖潜具有一定的指导意义。     

川西中浅层气藏双封隔器三层分压合采投产管柱研究与应用

川西中浅层气藏属低孔、低渗、多层系气藏,部分井单层压裂改造不能满足经济有效开采要求,需要采用双封隔器分压三层,压后不动管柱合采投产.针对压差式封隔器工具组合分层压裂管柱存在的问题,研究开发出了一套适合于川西中浅层气藏的多层分压合采管柱,该管柱采用水力式Y241双封隔器工具组合,提高了压裂管串的可靠程度,特别是开发出了低密度钢球配合双滑套喷砂器,在压裂施工结束时不用动管柱而通过双滑套喷砂口实现了三个产气层的有效连通,满足了压后不动管柱三层合采直接投产的需要.在2006年7月至2007年7月间,应用该工具组合在川西中浅层气藏成功地进行了10口井共30层的压裂施工,工具应用成功率达100.0%,为川西中浅层多层系气藏的进一步高效开发奠定了重要基础.     

新场气田分层压裂工艺技术应用评价

新场气田是川西多层系致密砂岩气藏的典型代表,从浅层的350m至深层的5000m均有活跃的天然气显示,其中蓬莱镇组的含气层多达25层,沙溪庙组的含气层也有10层.一般单层砂体产能有限,为提高单井产量和气藏采气速度,同时也为减少作业次数和降低井下作业费用,需要进行分层压裂改造.文章通过对新场气田小层分布特征和地应力特征的分析,提出油管和油套管环空分注分压是适合该气田的分层压裂工艺类型,建立了分层压裂选井选层标准,开展了12口井的现场试验.通过施工参数分析和增产效果评价表明,油管和油套管环空分注分压工艺不仅保证了分层压裂的施工成功率高、应用简便,而且增产效果显著,为新场气田多层系气藏整体压裂开发打下了坚实的技术基础.     

洛带气田遂宁组气藏压裂优化设计

洛带气田遂宁组气藏以致密低渗的砂泥岩互层为主,低渗致密砂泥岩互层气藏储层具有多个砂泥岩薄互层、在纵横向上非均质性强等特点。根据洛带气田遂宁组地质、工程情况,结合川西压裂工艺实践,建立了压裂优化设计分类标准,推荐采用合层压裂为主,分层压裂为辅的多层压裂工艺技术。对于同一气藏而言,砂层间距〈10m,采用合层压裂工艺,砂层间距大于10m,推荐采用分层压裂。压裂优化设计的基本原则是分类对待,科学设计,精心实施。气藏内不同的井都要进行精心设计,才能达到高效开发的目的,实现气藏的高效压裂开发。     

云南保山气田多层开采工艺技术的研究及应用

保山气田气藏为上第三系浅层疏松砂岩有水岩性气藏,具有纵向上多产层、且产层薄,横向上连通性差的特点,大部分气藏储量小、产能低,天然气市场处于供不应求的被动局面。通过在该气田实施两口井的多层合采工艺先导性现场试验,取得了初步成功,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,缓解了天然气的供需矛盾,而且有效地控制了气井出水出砂的问题,延长了气井无水采气期和气井寿命,提高了气藏的采收率,明显改善了气田的开发效果。再者,通过实施多层合采采气工艺技术,提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发的目的。     

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针对川西坳陷新场气田蓬莱镇组气藏地质特征，归纳总结了气藏开发技术难点主要为：气井单井产能低、递减较快、单井控制储量小、稳产期短、各气层储量动用差异大、生产压差大、井口压力较低、层系划分不明确、难以确定剩余可采储量的分布、井筒积液严重。为解决生产中出现的问题，分别从三维地震精细描述研究、编制气藏工程设计、加砂压裂增产技术、老井修井挖潜技术、配套采气工艺、难动用储量评价研究等方面进行了攻关并取得了适合川西浅层气藏开发的一系列技术方法，并提出下一步需要研究的方向。     

洛带气田多层系低压气藏压裂工艺技术研究及应用

洛带气田蓬莱镇组气藏储层具有储层敏感性强、压力低、层多但单层薄、储量丰度低等特征,采用常规压裂工艺储层伤害大、压裂液返排率低,压裂效果不好。 针对储层特征,攻关形成了以“低伤害强返排压裂液、优化施工参数、液氮助排、纤维防砂、高效返排、多层压裂”为核心的压裂工艺技术,在洛带气田蓬莱镇组气藏具有很好的适用性!现场应用取得了显著的改造效果,也为国内外类似气藏的压裂开发提供了有益借鉴。     

四层分压工艺在马井构造蓬莱镇组气藏的应用

马井构造蓬莱镇组气藏具有非均质性强、纵向含气砂体叠置率较高的特点,采用常规压裂工艺对多个目的层进行压裂,存在压裂施工量大、易伤害储层、增产量有限的问题,为此,在该气藏进行了四层分层压裂先导性试验,即采用Y241封隔器组合,采取分别投球打开滑套的方式进行加砂压裂施工,实现不动管柱一次压开四层,达到了充分利用单井资源和提高气藏整体采气速度和采收率的目的.四层分层加砂压裂工艺在马井构造蓬莱镇组气藏应用效果良好,大大提高了单井产量和开发经济效益,有效解决了复合型多层系气藏高投入、低产出的矛盾.     

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。     

气举排水采气工艺技术研究及应用

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。     

大庆油田致密油不动管柱多层压裂技术的应用

随着能源需求的增加及勘探开发的深入,从传统常规油气走向非常规油气将成为必然趋势[1]。以前采用Y344封隔器“逐层压裂、逐级上提”方式压裂,该工艺最多能实现3层压裂,并且劳动强度大、压裂周期长、成本高、压裂液污染环境的问题。为解决当前完井作业中突出的储层保护、可高效调整层间分隔和薄油层精细分层系等技术难题[2],大庆油田研究形成了采用多段投球打套实现“逐层投球、逐层通径”的不动管柱多层压裂技术。该技术使试油工序衔接更加紧密,既可减少压裂液对储集层的浸泡时间,降低储集层的损害程度,又可降低作业成本,改善作业环境,实现绿色施工[3]。该工艺在大庆油田葡萄花、扶余、高台子等油层细分压裂中年应用200余口井,一趟管柱最多可完成8层施工,满足了致密油直井压裂施工需要。本文主要介绍不动管柱分层压裂工艺技术工作原理特点及应用建议,并通过现场应用实例阐述此技术的适用情况。     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

考虑修正BET吸附的异常高压页岩气藏物质平衡计算方法

页岩气物质平衡方程中,通常采用langmuir等温吸附方程表征吸附气量,但langmuir等温吸附方程的使用条件并不适合异常高压页岩气藏.鉴于此,针对异常高压页岩气藏的单井控制储量计算的问题,基于物质平衡方程的基本原理,考虑页岩气的多层吸附、超临界吸附、异常高压三重影响,引入修正BET吸附模型,表征页岩气的吸附特性,建...     

超深裂缝性砂岩气藏增产地质工程一体化关键技术与实践

为解决超深裂缝性气藏增产难题,研究发展了以地质力学为枢纽的地质工程一体化增产关键技术体系,形成从井位优选—井型、井轨迹优化—改造方案精细设计的多维度超深储层增产工作流程.结果 表明:超深储层具有高温高压高应力条件,裂缝发育且非均质性强,增产机理异于中—浅储层,激活天然裂缝是超深裂缝性气藏改造提产的关键;地质工程一体化增...     

松南气田火山岩气藏水平井钻完井关键技术研究

松南气田是中石化正在进行产能建设的重要气田,目前正采用水平井技术进行整体开发。该气田地质情况非常复杂,上部易缩径、掉块、垮塌并含有浅层气,下部地层坚硬、研磨性强、地温梯度高并含有水层;主力储层为火山岩,孔洞是主要的储集空间和储集类型,裂缝是沟通孔隙的渗流通道,易漏失、易污染并含二氧化碳。复杂的地质条件,给该气田施工水平井带来了钻井效率低、储层易污染、轨迹控制难度大、钻井液性能难维护、完井工艺复杂等难题。通过技术攻关,目前已成功钻成两口高产水平井。文章详细介绍了松南气田施工水平井的主要技术难点及关键技术。
     

组合封隔器分压管柱使用条件分析

针对现场应用较多的封隔器分层压裂管柱存在的问题,提出一种适合长庆气田低产气井的分层改造管柱。该管柱采用Y344＋Y241型组合封隔器,且下封隔器不带水力锚,既增加了压裂管柱的施工可靠性,又可以提高管柱的压后起出成功率,可以满足气田低产气井开发的需要。     

留西低渗透砂岩油藏压裂技术

留西砂岩油藏具有储层渗透性差、层数多、厚薄不均,且层间矛盾突出等特点。油藏投入开发后,由于注水井吸水困难,导致储层供液能力差,大部分油井处于低产低效开发。采取全井笼统压裂增产措施,不能达到选层、分层改造的目的。针对上述问题,研制出低伤害压裂液和配套工艺,在实施油井多层压裂改造时,通过优选压裂层位,采取不同的压裂工艺组合,取得了较好的增产效果。