苏里格气田致密底水气藏堵水压裂技术

针对苏里格气田致密底水气藏压裂改造后易沟通水层,造成含水率上升快,有效期短等问题,通过自主研发固化封堵剂,基于颗粒沉降规律和压裂裂缝的扩展情况,结合苏里格气田E区块的储层地质特征,优选射孔位置等工艺参数,将堵水与压裂结合在一起形成了底水致密气藏堵水压裂技术。苏里格气田E区块的14口井应用了堵水压裂技术,与采用常规压裂技术的邻井相比,平均产水量降低了62.6%,平均产气量提高明显。这表明固化封堵剂可在储层条件下固化形成低渗封堵层封堵底水上升,实现降低产水量,提高产气量的目的。      

靖边南气田分层压裂技术的研究与应用

针对长庆靖边南低渗气藏产层多,各层物性差异较大,且层间跨度变化大的特点,为了使机械分层压
裂技术在该气田得到有效的应用,针对该气田地层特点进行了该技术的适应性分析和配套工艺的研究。在机械分
层压裂技术原理的基础上,研究出具有针对性的压裂液体系、支撑剂体系以及施工参数体系等,从靖边南气田的现
场应用效果来看,应用机械分层压裂工艺改造后,较传统压裂改造技术单井施工周期平均缩短２０ｄ,最大绝对无阻
流量达到２８×１０^４ｍ^３／ｄ,在相同储层条件下产能提高１５％。该技术的成功应用,可以为靖边南气田后期的大规模
开发提供技术支持。     

东胜气田致密底水气藏封堵底水压裂技术研究

为了提高东胜气田锦66井区底水气藏压后单井产能低,降低产水量,本文开展了底水气藏封堵底水压裂技术研究.该技术首先将气层和水层同时压开,采用遇水固结、遇气溶解封堵底水材料封堵底部水层,上部气层铺置支撑剂,达到控水增气的目的.室内对底水封堵材料进行了合成,并从封堵能力、气溶解性、沉降速率等方面进行了测试,封堵能力可达20 ...     

固井滑套分段压裂技术在大牛地气田的试验应用

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,前期采用水平井裸眼封隔器分段压裂取得较好效
果,但该工艺压裂裂缝起裂位置不明确,压后无法实现井筒全通径,为进一步提高压裂改造的针对性,试验了固井
滑套分段压裂工艺。该工艺将专用固井压裂滑套与套管连接并按照气藏分析确定的压裂位置一趟管柱下入井内
固井完井,并通过分级投球、液压或者机械等方式打开固井压裂滑套,进行分段压裂作业。该工艺具有固井完井分
段压裂一体化管柱、压裂级数不受限制、压裂裂缝起裂位置明确、改造地层针对性强、作业速度快、压后井筒全通径
等优点。Ａ井应用表明,固井滑套分段压裂工艺１ｄ可完成１０段压裂,压后井筒全通径,为大牛地致密低渗砂岩气
田有效开发探索了一条新途径。     

新场Ｔ３Ｘ５非常规气藏增产技术研究与应用

新场Ｔ_３Ｘ⁵为典型的低渗透致密砂泥岩互层非常规气藏,储层埋藏深、沉积厚度大、含气性差、非均质
性强、自然产能低或无、经济开发难度大。针对该气藏的具体工程地质特征,从增产技术的适应性入手,开展有针
对性的工程工艺技术研究,借鉴国内外针对页岩气藏的改造理念,以充分改造为目的,以经济压裂为核心,采用净
现值分析的方法,对工作液体系配方的研发、大排量油套同注管柱结构的设计以及加砂压裂增产措施的液体规模、
施工排量等参数进行深入研究,形成了针对Ｔ_３Ｘ^５气藏的非常规增产措施技术体系。现场２１口井的实践表明,工
程工艺技术具有较强的针对性,技术方案合理可靠,为气藏的经济高效高发提供了有力的技术支撑。     

查干凹陷苏一段储层提高压裂效果技术研究与应用

针对查干凹陷苏一段储层的地质特征和压裂改造难点,结合部分前期压裂井的效果分析,开展储层
伤害及岩石力学特征分析评价,优选出了低残渣、低伤害、易返排的压裂液体系,并进行了降破压实验评价;在压裂
工艺技术方面,进行了酸化预处理技术、全程伴注液氮技术、多裂缝技术和压后返排优化设计的研究,初步形成了
一套较为有效的适用于该地区储层的水力压裂工艺技术体系。经现场应用后取得了显著的增产效果,对该地区储
层勘探开发提供了一套有效的储层改造技术。     

东胜气田致密气藏混合水体积压裂技术研究与应用

鄂尔多斯盆地东胜气田属于典型的低渗、低孔气藏,气井一般都必须通过压裂改造才能建产,但常规压裂工艺改造技术增产幅度有限。为此,借鉴北美致密储层的开发经验,针对该区块下石盒子组储层的地质特征,按照"体积压裂"理念,开展了混合水体积压裂技术攻关试验。通过混合水压裂,在形成主裂缝的同时,迫使天然裂缝不断扩张,从而形成较大的缝网系统,提高裂缝导流能力,增大压裂改造体积,提高单井产量。该技术在东胜气田JH1井增产效果明显,压后无阻流量25.0×10~4 m~3/d,平均日产气4.8×10~4 m~3,为东胜气田致密气藏的有效开发提供了技术支持。     

新场气田沙溪庙组气藏水平井加密分段压裂先导试验

目前很多学者研究了致密砂岩气藏水平井压裂裂缝间距、裂缝半长、裂缝导流能力对压后效果的影
响,研究得出了不同区块水平井分段压裂的合理裂缝参数,裂缝间距为７０～２００ｍ,裂缝半长为７０～１９３ｍ,导流能
力为３～２４４．６８Ｄ·ｃｍ。从新场沙溪庙组气藏水平井压裂、测试、生产情况来看,裂缝间距在５０～１００ｍ之间的井
累计产量和弹性产率较优。为了探究最为科学合理的裂缝参数,作者建立了不同储层条件下的地质模型,利用ＰＥ
ＢＩ网格模拟水力裂缝,通过数值模拟研究得出了不同储层条件下的最佳裂缝参数。根据裂缝参数结果对施工参数
进行了优化。现场应用了３口水平井,压后均取得了较好的增产效果。为该气藏下步水平井分段压裂提供了有效
的方法,对类似气藏压裂设计具有一定的借鉴价值。     

储层选择性分段改造和测试生产技术应用

在分析现有分段压裂和开采技术局限性的基础上,提出了一种通过给各产层段安装独立“开关”,实
现储层选择性分段改造和测试生产的新技术,介绍了相关技术原理和关键工具,并以该技术在苏里格气田苏７６－
４３－３５井实施的两段酸化试采、一段压裂开采应用情况为实例,总结出了该技术可以实现储层任意选择性重复改
造及测试生产的优点,为实现油气藏长期稳产和增产提供了新的技术。     

超低渗透油藏五点井网水平井无阻重复压裂技术研究与应用

五点水平井注采井网＋分段压裂开发有效提高了鄂尔多斯盆地超低渗透油藏初期单井产量,但受裂
缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难等因素影响,长期生产产量递减较大。文中基于五点井网剩余油
和压力场分布规律,以缩短地层流体渗流距离、减小渗流阻力小为目的,从增加储层改造体积、裂缝与油藏接触面
积、复杂缝网导流能力和区域地层能量水平四个方面出发,形成了水平井“中高排量注入、近井筒＋裂缝远端二级
暂堵、组合粒径支撑剂、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段重复压裂模式,优化施工排量为５～６ｍ^３／ｍｉｎ,近井筒
缝口４～６ｍｍ暂堵剂一级封堵、裂缝端部２～３ｍｍ暂堵剂二级桥堵来提高净压力,单井液量为５０００～６０００ｍ^３,分
段压后关井扩压１～１．５ｄ。该技术在华庆长６超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,４口试验井与常规
重复压裂相比,提高单井产量５０％～７０％,对其他油田的非常规储层提高老井单井产量有一定的借鉴意义。     

低渗低温水敏性浅层气藏压裂优化技术研究

低渗低温水敏性浅层气藏因其具有低温、水敏性强、成岩作用差、胶结疏松、水力裂缝形态不确定等一系列不利压裂改造与增产的因素，其改造技术与增产难度不亚于深井、超深井，故限制了其储量的高效动用。针对这些难题进行了技术攻关，形成了4项技术：弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术；有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术；大粒径支撑剂尾追与高砂比施工的防支撑剂嵌入高导流技术；浅层、疏松性气藏压裂全程保护与压后放喷排液管理技术。吐哈鄯勒浅层气藏勒9-1井应用该技术进行先导性压裂试验取得成功，加砂53.1 m³,最高砂液比60%，平均砂液比39.2%。压后立即用3 mm油嘴控制放喷、排液50.0 m³取得的返排液样品，测试其破胶水化液粘度为5.1 mPa·s。压后气产量从压前4633 m³/d提高到稳定的2.75×10⁴m³/d，无阻流量5.76×10⁴m³/d。该井压裂的成功，说明了低渗低温水敏性浅层气层压裂优化技术的适用性，并使鄯勒浅层气藏的低渗难动用储量有效动用有了技术保证。     

西峰油田裂缝性油藏堵水压裂技术研究与应用

针对西峰油田长８储层油井裂缝性水淹的现状,结合储层地质特点、动态开发特征等因素,开展了油
井堵水与缝内转向压裂技术相结合的储层改造试验。单纯堵水后部分油井存在产液量下降,但未实现增油的现
象,单纯转向压裂往往造成沟通出水裂缝,无法实现“降水”的目的。因此,结合堵水和转向压裂各自的技术优势,
提出了堵水压裂联作技术思路,并进行了现场试验,取得了较好效果,实现了“降水增油”的措施目的,验证了新思
路的可行性。     

底水油藏控水压裂技术研究与应用

本文从底水油藏储层地质特点出发．通过借鉴国内外底水油藏成功改造经验和分析底水油藏改造要求和难点．在长庆油田底水油藏“三低一小”储层改造模式的基础上．有针对性的提出运用缝高控制剂在人工裂缝内形成人工阻挡层．阻挡裂缝向水层延伸的速度．降低在压裂过程中压开水层的机率，并形成适用底水油藏改造的控水压裂技术模式。文章指出．现场试验证明．控水压裂工艺的应用可有效控制压后含水．提高单井产量．达到控水增油的技术目的。[编者按]     

一种新型压裂液在苏里格气田东二区的应用研究

苏里格气田东二区属于典型的致密砂岩气藏,必须进行压裂改造才能投产。本区块常用的为低浓度
胍胶压裂液,由于孔喉细小、黏土含量高、水锁严重,储层对压裂液较为敏感,压后返排周期长,产量气较低。新型
压裂液选取改性植物纤维素作为稠化剂,破胶后没有任何残渣,采用酸性交联,不用添加杀菌剂,与地层配伍性较
强,储层伤害大大降低,携砂能力与该地区常用的低浓度胍胶压裂液相当,可以满足施工的要求。目前,该压裂液
体系在本区块已应用５口直井,施工成功率１００％,测试无阻流量达到８．３４×１０⁴ｍ^３／ｄ,与具有相同改造层位、使用
低浓度胍胶压裂液改造的邻井相比,压后返排时间缩短５０％以上,无阻流量提高１１７％,经济效益非常明显。     

川西马井气田JP3气藏压裂改造技术及应用

针对川西地区马井气田JP3气藏渗透率低、埋藏深、地层压力高、砂体厚度小等储层特征,通过对压裂液配方中稠化剂、交联剂及破胶剂的优选、压裂施工工艺技术以及裂缝强制闭合技术的研究等技术措施,提高了马井气田JP3气藏储层压裂改造的有效率.现场应用于7口井、10个层的加砂压裂改造,施工成功率100%,改造有效率100%,单井压裂改造后平均获得天然气无阻流量为10.92×104 m3/d,累积获得天然气无阻流量76.44×104 m3/d,增产倍比及投入产出比显著,获得了良好的经济效益,为提高川西地区的天然气产量做出了积极的贡献.     

CO2泡沫压裂工艺技术在川西低渗致密气藏的应用

新场气田上沙溪庙组气藏属中孔、低渗孔隙性储层,孔隙喉道小,水敏性较强,压裂液返排排驱压力高,压裂液返排困难,易形成水锁伤害,采用常规压裂工艺技术难以获得理想的增产效果;为此研究并现场应用了CO2泡 沫压裂技术,现场试验表明CO2泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透致密气藏的压裂效果。
     

水力喷射径向钻孔技术在白马庙气田挖潜中的应用

白马庙气田蓬莱镇组气藏属红色陆相碎屑岩远源次生气藏,主要储层为分流河道及河口坝砂岩。蓬
莱镇组气藏是典型的中～高孔、低渗、弱超压致密砂岩气藏,储层非均质性强,纵横向变化大,储层宏观裂缝发育较
差。该气藏部分井未钻遇分流河道及河口坝砂体最佳部位,导致效果不佳,为有效沟通远井地带储层与井筒,通过
再造新的油气渗透通道,增大泄流半径与面积,最终提高单井产能是这类难动用气藏高效开发的关键。水力喷射
径向钻孔技术在现场应用取得了工艺和增产效果的成功,值得在气井挖潜中推广应用。     

永和气田压裂优化技术研究与应用

永和气田为低渗、低压、低丰度岩性气藏,常规的压裂施工压后返排困难,且对储层的伤害较大,影响压裂增产效果。为此,通过全程液氮伴注,加快压后返排速度,降低压裂液对储层的伤害,优化施工工艺,优选低伤害、高性价比的压裂液体系,形成了适合永和气田的压裂改造工艺技术。现场实施证明,该压裂改造工艺技术能够满足永和气田低成本开发战略需求。     

四川富顺页岩气藏压裂改造模式及返排工艺分析

四川页岩气藏经过近几年的探索和开发,在借鉴北美页岩气压裂技术经验基础上,已形成我国特色
的页岩气大规模水平井多级改造技术。四川富顺页岩气藏采用以速钻桥塞分级压裂技术为主导的页岩气分段压
裂改造技术,总体改造效果在整个四川页岩地区效果相对较好。文章分析了该区块压裂改造的技术特点、砂堵和
压裂后返排的工作制度,以及返排速率、压裂液破胶时间、意外关井和气液两相流动对返排的影响,为现场作业和
优化返排制度提供一定的经验和参考。     

重复压裂工艺在川西致密低渗气藏中的应用分析

川西新场气田蓬莱镇组气藏储层致密,渗流条件差,所以多数气井必须在投入开发前进行压裂改造。由于压裂增产有效期一般少于3a,这对提高气藏采收率极为不利。针对这种情况,开展了气井重复压裂工艺技术的理论计算和现场应用研究,现在已经初步形成了一套包括储层评估、重复压裂潜力井优选、重复压裂造缝机理研究、优化重复压裂施工及配套工艺和压后评估为特点的气井重复压裂技术体系。经过现场试验,重复压裂技术可以在川西致密低渗气藏取得较好的效果。该技术有效提高川西地区各气藏的开发水平,同时也为类似的致密碎屑岩气藏开发提供有益的指导。