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.     

同井同层重复压裂技术研究与应用

根据新站油田特点和对以往压裂存在的问题,从压裂液配方、压裂工艺、施工参数、泵注程序等方面,结合新站油田岩石力学参数,从重复压裂选井选层、地应力剖面及裂缝转向研究入手,优化出适合新站油田的压裂方案。方案实施后,与以往重复压裂井对比,平均单井日增油由2.0t/d上升到3.7t/d,是从前重复压裂井的1.9倍,为同类油田提供了宝贵的经验。     

腰英台油田青山口组油藏压裂工艺技术研究

腰英台油田影响产能因素有多种,相继进行了两轮压裂实践,油田目前原油产量达270t／d,但存在部分井压后排液时间长,较高产量井比例较小,生产递减快,含水率偏高等问题。经过对前置酸加砂压裂和交联酸加砂压裂的应用分析,并结合腰英台油田青山口组油藏的开采现状,提出第三轮压裂应将前置酸加砂压裂或交联酸加砂压裂与薄层限缝高压裂相结合,力求实现技术综合配套。含水区块建议尝试侧钻水平井开采。     

提高单井产量技术研究与应用

尽管前期通过科研攻关,解决了一部分因地层堵塞、出砂、管外窜槽、油层物性差等原因造成的单井产量低下的工艺技术难题。但对于侧钻井出砂、长井段／薄互层直井分层压裂分段级数低、直井物理解堵技术无法实现选层等影响单井产量的问题尚未解决。针对上述技术瓶颈,开展小井眼地层深部防砂技术、连续油管压裂技术和选层负压解堵技术的攻关与研究工作,形成了新型树脂砂、连续油管跨式双封管柱和选层负压解堵工艺三项技术突破。其中,小井眼地层深部防砂技术实现了地层深部防砂技术在侧钻井上的应用,解决了小井眼钻树脂砂塞困难的问题;连续油管分层压裂技术不仅可以实现不动管柱进行2层或3层分层压裂施工,还可以用于2层或3层分层酸化作业施工;选层负压解堵技术将化学暂堵、机械解堵有机融合为一体．完成选层负压解堵工艺,从而达到最佳的解堵效果。这些技术的研制成功和现场应用,为油田稳产提供了技术保障。     

江汉油田推进地热资源利用

<正>江汉油田广38斜6-7井潜一段进行地热试水作业后,日产水量153 m3,最高水温76.15℃,为油田地热资源的利用提供了基础资料和生产经验。地热是一种绿色能源,可用于工业发电、生活供暖等领域。江汉油田地热资源丰富,地热资源总量为1622.36亿GJ,可利用的地热资源有288.15亿GJ,折合标     

扶余油田压裂技术发展方向研究

压裂改造技术已成为低渗透油田开发的主要手段,也是低渗透油田稳产的重要保障,在增油方面与其他技术相比,有着明显优势.随着油田开发的不断深入,以及储层改造的对象变得越来越复杂,压裂技术必须与井网特点紧密结合,以改善注采关系为重点,多种配套措施结合应用,实现区块整体改造,从而有效提高水驱采收率.以处于开发后期的扶余油田为实验对象,分析压裂技术在高含水老油田的实施效果,并对现存的瓶颈问题开展技术攻关,探索压裂技术未来的发展方向.提出压裂改造技术与注采井网相结合;研究合理的压裂周期,提高油层导流能力;采取压裂和调剖、堵水、分采等多项措施技术配套应用,综合调整区块的注采矛盾,实现剩余可采储量的有效动用;发展特殊工艺井压裂技术,对疑难井挖潜等措施,为扶余油田产能建设目标的顺利实现提供技术保证.     

林樊家油田精细油藏描述及开发技术浅析

利用精细地层对比及微构造描述技术、沉积微相划分及储层评价技术、综合物探技术对东营凹陷林樊家油田进行了油藏精细描述。结果表明林樊家油田馆陶组油藏埋藏浅，油层胶结疏松，地层砂粒度中值小，出砂严重。因此应用了绕丝筛管砾石充填防砂技术和压裂防砂技术进行治理。两口井的效果分别为：平均单井日产液19．9t／d，日产油4．6t／d，年累计产油2641t；平均单井日产液19．4t／d，日产油8．3t／d，年累计产油4704t。     

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.     

大庆外围低渗透油田薄互层压裂优化配套技术

针对大庆外围低渗透油田具有储层埋藏深、物性差、丰度低,油层发育多、单层厚度小、渗透率低,导致产量低的问题,开展单层压裂、层段优化组合等现场试验,在缝高预测与控制技术、压裂液破胶技术、压裂层段选择和划分技术上有新突破,形成了一套适应低渗透油田薄互层的压裂优化配套技术,现场应用后取得了较大的经济效益。     

新立油田扶杨油层重复压裂裂缝转向研究

压裂在新立油田开发过程中一直发挥着重要作用。随着开发年限的增加,油井处于中高含水期,原裂缝控制范围内的原油接近枯竭,为进一步提高产量和采收率,并更大限度沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层,需要进行老井重复压裂作业。进行重复压裂裂缝转向理论研究,尤其是加强重复压裂新裂缝启裂、延伸规律的研究,对于指导重复压裂施工,提高其工程实用性和经济适用性,强化低渗透油气藏开发效果,具有重要的理论和现实意义。从地应力入手,结合新立油田具体区块实际情况,通过利用测井信息分段建立静态泊松比的方法,得到全井静态泊松比,从而建立全区块地应力数学模型,由此确定重复压裂前储层的应力分布,建立了重复压裂新裂缝的启裂与延伸模型。最终通过新立油田某区块的实例计算,证明了本研究的准确性和可行性。     

欢喜岭油田开发中后期长停井挖潜研究

欢喜岭油田共有各类停产井1815口,占全油田总井数的59．5％,其中长期停产关井的有1063口。长期停产井中,油气井952口,注水井111口,严重影响了油气产量。因此,2006年针对长期停产的油气井进行了综合分析研究,实施了侧钻、压裂、封堵等工艺技术措施。措施后,部分长期停产的油气井恢复了产能,2006年全年累计生产原油71660m^3。     

川北油田SL2裂缝系统油藏提高采收率技术研究

川中隆起大安寨段薄层状介壳灰岩裂缝油藏，具有无底边水、定容封闭和未饱和特征。川北油田SL2裂缝系统油藏白衰竭式开采以来，弹性驱和溶气驱采收率只有14．71％，低渗储集层产出能力受多种因素综合影响，上覆应力敏感极强，裂缝导流能力明显降低，连通性变差，剩余石油地质储量被分割。为此，从直井和水平井压裂酸化、层内燃爆、增能驱油和热采等方面进行了技术对策探讨，扩大了开采技术选择范围，有利于超前科学决策。     

Numerical simulation study on fracture propagation of zipper and synchronous fracturing in hydrogen energy development

Until now, hydraulic fracturing has played prominent role in increasing production of hydrogen energy such as natural gas, geothermal energy, natural gas hydrate. Hydrogen energy stimulation is realized by many methods. Such as multiple-clusters in staged fracturing, and fracture propagation guided by combined radial boreholes in different azimuths. In order to extend lateral stimulation area, the zipper fracturing is investigated continuously. However, the report on the zipper fracturing is limited to the post-frac productivity. In this study, model of simultaneous and zipper fracturing was established in ABAQUS to investigate the effect of six factors on the fracture propagation. The results showed that in simultaneous fracturing, the fracture network is formed spontaneously. With same brittleness of reservoir, fracture in zipper fracturing always propagates slightly longer than that in simultaneous fracturing. The results provide theoretically support for both fracturing modes, which helps design of well completion and fracturing operation parameters.     

河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩热储酸化压裂试验研究

通过对河北献县东部雾迷山组碳酸盐岩进行大尺寸高地应力酸化压裂物理模拟试验与小尺寸温度应力耦合环境下酸化压裂试验,讨论地应力、温度、酸液排量以及压裂模式等因素与碳酸盐岩压裂效果之间的关系,找到碳酸盐岩储层压裂裂缝的生长规律。研究表明：将裂缝发育与裂缝不发育储层碳酸盐岩压裂曲线对比发现,储层岩石裂缝发育程度可明显降低破裂压力;压裂试验中储层岩石内裂缝激活对破裂压力具有显著影响,现场压裂过程中应当考虑到储层工程地质中裂缝发育程度的问题;酸液处理可显著降低破裂压力,更有利于形成复杂裂缝网络,破裂过程中诱发更多声发射事件,同时储层岩石裂缝发育程度直接影响到压裂效果。     

超支化压裂液在川西致密气藏的应用研究

压裂液是影响支撑裂缝导流能力的主要因素之一.但常规胍胶稠化剂水不溶物含量高、压裂液破胶残渣多,给川西中浅层高效开发带来了极大挑战.通过低伤害压裂液优选,提出了采用超支化压裂液,降低压裂液成本、降低对储层伤害的思路.采用“准一步法”工艺,合成了超支化聚合物稠化剂,并通过交联剂、黏土稳定剂及破胶剂功能团优化设计和合成,研究形成了一种超支化压裂液体系.室内评价表明,该压裂液具有配方简单,交联后挑挂性好,耐温耐剪切性好,易破胶,破胶液表面张力低,残渣少等优点.成本对比表明,该超支化压裂液成本约为常规胍胶压裂液的77％,是一种“清洁”、低成本的压裂液体系.通过在川西某气田探边井应用表明,该压裂液施工摩阻约为常规胍胶压裂液的30％～50％,具有摩阻超低的特点,并且压后排液速度快、返排率高,在川西致密储层大型压裂改造中具有突出的成本与技术优势.     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

莫里青敏感性低渗透油藏压裂工艺技术

莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征。为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计两个方面进行研究。应用柴油和原油两套低伤害乳化压裂液体系、提高压裂液效率、合理的压后返排程序、优化射孔段、整体优化压裂设计等手段,获得理想的矿场施工效果,推动敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展。     

2013年国内页岩气钻采技术综述

2013年,国内在页岩气开采方面又取得了一些新进展,特别是页岩气水平井钻井、固井和压裂技术渐趋成熟,针对页岩气开发的需要,形成了页岩气水平井钻井、压前评价技术、大型压裂设计和压后评估技术,并围绕"井工厂"化作业,初步形成了钻井、压裂等一体化设计和优化,以及边钻井、边压裂、边生产的交叉作业模式,促进了国内页岩气开发进程。基于有关文献,简要介绍了国内在页岩气钻井技术、钻井液技术、固井技术、压裂技术和环境保护方面取得的新进展。在页岩气开发方面,如何在学习借鉴国外先进开采技术和国内已经取得经验的基础上,结合国内页岩气资源实际,积极探索更经济、更高效、更环保的"井工厂"开发模式,尽快形成完善配套的实验测试、钻井完井、排采和大型分段压裂、环保型压裂液、钻井废液(渣)和压裂返排液处理等页岩气开发关键技术,是今后仍需努力的方向。     

抗高温硼交联压裂液体系研究

常规体系压裂液在高温下受热、剪切黏度降低过快,无法满足超深井压裂改造的要求,通过对配方主剂研究及体系性能的测试,形成了新型高温压裂液体系。实验表明,该体系耐温性能、破胶性能、降滤失性能均优于常规压裂液体系,在170℃高温环境中性能稳定,配伍性良好,在显著提高耐温、抗剪切性能的同时,没有增大对地层渗透率的伤害,使压裂工艺应用范围得到显著扩大。现场应用中最深施工井段达4899.0m,最高井温达169.5℃;该高温压裂液体系在辽河油田的应用,井深超过4000m的压裂井累计达23井次,最高加砂量为100m3,最大用液量为763.8m3,成功率达100%,有效验证了该体系的高温稳定性及可靠性。该体系未对深层油藏及气藏不同特性进行区分,下一步应开发出更有针对性的油气储藏压裂液配方。     

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。