水平井连续油管拖动压裂技术在大民屯油田的应用

大民屯油田沙四期发育一套低孔-特低渗砂砾岩储层,迫切需求既能满足分段压裂改造,又能实现压后迅速投产的水平井改造技术。连续油管拖动压裂技术是目前应用于水平井分段改造的成熟技术之一,该技术利用底部封隔器对已压层段进行隔离,通过油管注入实现喷砂射孔,环空注入实现加砂压裂,具有施工周期短、分层精细灵活、压后全通径等优点,对非常规低渗透储层水平井分段改造具有很高的适用性。连续油管拖动压裂工序主要由座封验封、喷砂射孔及压裂施工、解封及转层作业三大部分组成,工具串中水力喷枪和底部封隔器是关键部件,直接影响到单趟管柱的压裂级数。以大民屯油田S257-H4井为例进行水平井连续油管拖动压裂施工参数优化设计,并成功实施了5段压裂改造,该井压后将连续油管起出井口直接测试投产,初期日产量稳定在16.2t/d。     

HiWAY压裂技术在雷平2井中的应用

雷平2井位于辽河油田雷家区块,该区块是辽河油田的勘探重点区块,从岩性上看为泥质白云岩、白云质泥岩,储集空间以孔隙-裂缝型和裂缝型为主,储层渗透率小于1m D,孔隙度小于10%,试采前需进行压裂改造。前期先后开展3口探井的常规压裂试验,但因储层泥质含量较高、支撑剂嵌入伤害较大,导流能力损失较大,现场实施效果均不理想,故采用导流能力超强的Hi WAY压裂技术。Hi WAY压裂技术通过在压裂支撑剂中加入纤维,同时采用脉冲式加砂方式,在裂缝内形成许多条高速导流通道,较常规压裂具有更高的导流能力。水平井泵送速钻桥塞分段压裂技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、裂缝布放位置精确等特点。将Hi WAY压裂技术应用于雷平2井,同时配合水平井速钻桥塞分段压裂技术进行现场施工,压后该井最大日产液316.5m3/d,最大日产油110.8m3/d,投入产出比约为3.55。初步判断,Hi WAY压裂技术可以实现雷家区块储层的有效动用。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、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,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

变质岩潜山体积压裂技术探索与实践

辽河油田变质岩潜山油藏储量丰富,但普遍存在储层物性差、自然产能低等问题,需要进行压裂改造以获得工业油气流。由于储层厚度大,需要大规模加砂压裂改造,但常规方法加砂困难,施工成本高。在常规压裂技术的基础上,将体积压裂思路引入裂缝型变质岩潜山油藏。通过理论计算、数值模拟等方法 ,论证了此类储层实施体积改造的可行性,优选分簇射孔方式,优化低黏、低摩阻滑溜水压裂液,采用大排量、低砂比施工工艺,实现对天然裂缝的最大程度沟通,极大地提高储层整体渗透率,实现储层的立体改造。井下微地震裂缝监测结果显示,与常规瓜胶压裂相比,滑溜水压裂裂缝波及体积明显增大。该技术于2013年开展先导试验以来,累计实施18井次,压后平均单井日增油10.1t/d,是同区块常规压裂日产量的2.2倍,同时射孔及压裂费用总体降低15%以上。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏体积压裂技术研究与应用

三塘湖盆地西山窑组属于低孔隙度、低渗透率、低地层压力系数的复合圈闭"三低"砂岩油藏,天然产能低,开采难度大。前期直井常规压裂投产效果差,递减快,区块储量未取得有效动用。借鉴非常规油气藏"体积压裂"技术理念,以体积压裂适用的基本储层条件为依据,论证了西山窑组砂岩油藏水平井体积压裂的可行性。结果表明,三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏具有石英含量高、岩石脆性指数高、天然裂缝发育等特征,易形成长宽主裂缝和分支裂缝的复杂裂缝网络,具备大规模体积压裂改造的基本要求。根据室内参数优化和现场先导性试验研究,形成了"增加改造段数、减少改造簇数、高排量大规模注入"的水平井"细分切割"体积压裂工艺技术。现场试验9口水平井,有效率达到100%,压后平均单井日产油23.46t/d,相比直井常规压裂提高了93.2%,平均单井累计产油2910.24t。     

低渗油田水平井整体压裂技术实践与认识

A油田P油层属低温薄差储层,同位素测井、井下及地面微地震监测结果及瞬时停泵压力梯度分析均表明,人工裂缝形态为水平裂缝。针对P油层试验区的地质特征,优选双封单卡分段压裂技术,优选新型压裂液和支撑剂,确定射孔方式,选取含油饱和度高的井段进行射孔,在油藏评价和压后产量预测基础上,建立裂缝数目优化模型。参照模拟结果,结合井身结构、地质特点和水平井井组注采对应关系等因素,对试验水平井水平裂缝参数进行优化。确定分段压裂平均砂比为21%,末期砂比在35%以上,施工排量为2.5～3.5m3/min。现场施工效果表明,双封单卡分段压裂管柱在承压性能及过砂量要求上,能满足要求;所选用的低温压裂液体系交联性能良好,能达到设计施工参数(砂比和排量)要求,8口井37个压裂层段工艺成功率达100%。投产井初期平均单井日产油6.0t/d,是同区块直井的4.0倍;投产3个月后,平均单井日产油4.0t/d,仍然是同区块直井的3.6倍。     

页岩气开采技术综述分析

按照技术分类方法将页岩气开采技术分为增产技术和监测技术,并对主要的页岩气开采技术进行了综述分析,涉及水平井技术、分段压裂技术、同步压裂技术、重复压裂技术、清水压裂技术、超临界CO2压裂技术、水力喷射压裂技术、井下微地震裂缝监测技术、测斜仪裂缝监测技术、直接近井筒裂缝监测技术以及分布式声传感裂缝监测技术。     

固井滑套体积压裂技术在致密油水平井的应用

致密油水平井投产前需要进行体积压裂,目前应用的压裂工艺主要为单段多簇复合桥塞压裂,但该工艺存在施工效率低、费用高、裂缝改造不充分及全井压裂后需要钻塞等问题。针对复合桥塞压裂存在的问题,在致密油扶余油层选取YP42-P1井开展固井滑套体积压裂试验,采用连续油管打开滑套进行单段单簇压裂改造。通过深化水平段储层品质认识及缝间距优化,共部署33条裂缝(即部署33段固井滑套),平均缝间距35m。结合地震属性预测图、砂体平面发育情况及邻井测井综合解释成果等,对缝长、施工排量及压裂液等参数进行优化,实现储层动用最大化,保证改造规模。从现场应用情况看,下入一趟压裂管柱按设计完成33段压裂施工,33级滑套打开成功率为100%、施工效率显著提高、施工费用大幅降低,且每条裂缝均得到充分改造,取得了较好的效果。该技术可为致密油水平井科学高效压裂开发提供技术支持,同时为同类型油藏压裂开发起到一定的借鉴作用。     

水平井机械隔离上提分段压裂工艺研究与应用

低渗透油田水平井开发是一项复杂而又有实际价值的工程技术。吉林油田4.6×108t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。针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,在环空分压和桥塞压裂工艺基础上,对工具和管柱结构进行改进,提出一种利用油管对水平井进行一趟管柱、双封单卡压裂施工多段的水平井上提分段压裂工艺及配套技术,同时,通过地面模拟试验,对研制的上提压裂管柱的水平状态冲砂性能和工具配件性能进行验证。经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求。水平井压裂工具,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,全过程防卡控制,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术。     

水平井限流压裂技术在江汉油田的应用

水平井限流压裂工艺具有施工管柱简单、一次施工完成多条裂缝改造等优点,在江汉油田应用前景广泛.对黄18平1井射孔和压裂优化方法进行了论述,并分析了现场实施的效果,对其研究方向和应用提出了建议.     

致密油气藏水平井分段压裂技术现状和进展

致密油气的高效开发离不开水平井分段压裂技术.水平井压裂增产技术逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的“体积压裂”的趋势发展,工厂化作业技术成为致密油气低成本开发的模式.由于技术进步和压裂设备的不断更新,水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断技术是致密油气开采的三大关键技术.水平井分段压裂技术已经成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段.通过对国内外水平井分段压裂技术的调研和分析,对机械封隔器分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段改造技术、可钻桥塞分段压裂技术、液体胶塞分段压裂技术等工艺技术的应用现状和技术局限性给予论述,展望水平井分段压裂改造技术的发展趋势,为国内各油田水平井分段压裂工艺技术的选择提供参考.     

美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示

美国Barnett页岩气开发十分成功,有较多经验可供参考。井身结构设计要满足多次压裂的增产方式和长达30～50a生产周期的要求;丛式井成为降低开发成本、增大对储层控制能力的有效技术;水平井技术是页岩气开发的关键技术,水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍,而产量是垂直井的3倍左右;水平段钻进中,常使用油基钻井液和PDC钻头,在保持水平井眼稳定性的同时,提高机械钻速;低密度、高强度固井完井技术,能为后期储层改造和开发做好准备;随钻伽马测井曲线,可用于较准确地识别页岩储层,若水平井技术结合geo VISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术,可以更为合理的控制井眼轨迹。提出国内钻井工程技术集成与发展的建议:实现地面上集成、集中的"小间距丛式井组"(井工厂),做到"组少井多";实现储层中水平井眼轨道空间分布,合理开发"地下立体井网",做到"少井高产和高采收率";追求"钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低"的钻井模式;开展长水平段水平井或水平分支井钻井技术的整体研究:研究满足后期开发和压裂需求的完井方式,在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术,研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。     

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了"新区提液,加密区控水"的要求。     

光纤技术在油田测温和光电成像方面的应用

从射线光学、波动光学的角度阐述了光纤传播原理。介绍了光纤光栅探测器、分布式光纤温度传感器等光纤测温技术的工作原理和特点,并在直井注蒸汽、水平井生产的SAGD先导试验区——辽河油田DUB4区块进行了现场应用。实现了区块地层温度场的连续监测。介绍了光纤光电成像技术的工作原理,并在辽河油田套管检测修复、射孔质量检查、出水出砂位置确定、井下落物检测、工程打捞等方面进行了应用,有效地反映了井下套管的真实全貌。     

大庆油田致密油水平井侧向穿层压裂试验及效果评价

大庆油田扶余油层为典型的致密油储层,具有低孔低渗,砂体纵向不连续、横向不集中特点,需采用体积压裂才能有效动用。针对新探区砂体分布预测难度大、部分水平井砂岩钻遇率低、传统体积压裂井控储量小的问题,首次开展了水平井侧向穿层压裂可行性评价及现场试验。根据井轨迹与目标砂体空间位置关系,优化定方位扇形射孔,确保裂缝向优势砂体方向扩展延伸;优选套管桥塞分段+大排量单簇单压工艺,提高穿层能量与波及缝长;应用动态酸处理技术,降低穿层施工压力;采用全小粒径组合支撑+纤维伴注支撑工艺,构建由井筒到目标砂体远端的全支撑裂缝,实现对井筒侧向未钻遇砂体的有效沟通和动用。在M1-平5井第1～5段开展侧向穿层压裂现场试验,井下微地震监测显示,穿层段人工裂缝长度176～256m,沿目标砂体方向有效延伸;示踪剂监测结果表明,穿层段均有产油贡献,平均单段产油贡献率与层内致密油Ⅰ-2类层相当,证实侧向穿层压裂试验获得成功。     

葡萄花外围薄差储层大排量压裂技术探索与实践

葡萄花油田进入开发后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且发育较好的葡萄花储层不断减少,薄差储层成为油田后续措施改造的重点。受此类储层物性及自身条件限制,采用常规压裂改造工艺增油效果不理想。葡萄花外围薄差储层主要分布于敖南及台肇区块,在这两个区块开展了多层段大排量压裂现场试验6口井,施工排量达到4.0~7.5m~3/min,平均单井压裂2.1个层段,单层有效厚度0.5m,平均单层施工液量115m~3,单层加砂9m~3。试验初期,平均单井产液强度1.83t/d·m,产油强度1.83t/d·m;与同区块储层条件相近的11口压裂投产井相比,初期产油增加1.7t/d,产液强度增加0.68t/d·m,平均单井年累计多产油207.3t。现场监测表明,大排量压裂在葡萄花外围薄差储层上产生了主缝与微缝共同存在的复杂裂缝网络,实现了提高裂缝改造体积的目的。     

兴古潜山油藏水平井完井技术试验

兴古潜山油藏位于辽河坳陷西部凹陷中段,属于块状裂缝型油藏。近几年为了提高开发效果,辽河油田在该区块布置了较多的水平井。已建成的水平井大多采用裸眼完井和筛管完井。为解决水平井在完井过程中尾管段常发生封隔失效的问题,同时提高完井技术和工具对该区块水平井深度大(多在5000m以上)、井眼曲率高(7°/30m以上)的适应性,进行了遇油膨胀封隔器完井试验、液力膨胀封隔器完井试验及水平井分段完井综合试验。试验结果表明:管外封隔器入井系列试验实现了兴古潜山水平井分段完井的目标,为今后该区块的分层分段开发打下了基础;在兴古潜山油藏水平井分段完井方案中,脚跟处的管外封隔器用浸泡膨胀封隔器效果较好;管外封隔器的使用及分段完井技术的应用,可以有效减少投产前的作业量。由于分段完井技术尚处于试验期,建议进一步试验研究。     

液体药高能气体-水力复合压裂技术的研究及应用

朝阳沟油田为提高低渗透储层的产能和采油强度,采用液体药高能气体-水力复合压裂技术对储层进行改造。对液体药的配方进行了优选,确定了合适的配比范围：氧化剂（NH4NO3）,50%～60%;燃烧剂（甘油）,10%～20%;水,25%～30%;敏化剂,5%。按此配方配制的液体药的火药力为0.74MJ/kg,燃烧条件为压力10MPa、温度300℃。介绍了液体药高能气体-水力复合压裂技术的现场施工工艺步骤和辅助设计参数。朝阳沟油田某区块南部的2口井现场试验结果表明,液体双基药柱爆炸对套管将不产生破坏性影响,加大水力压裂施工排量有利于扩展和延伸液体药在井内爆炸形成的径向裂缝,从而达到建立有效驱动体系,提高低渗透储层的产能和采油强度的目的。2口试验井增产效果显著,初期单井日增液2.2t/d,日增油2.2t/d,采油强度增加0.44t/（d·m）,累计增产原油4105.2t。