苏20、76区块水平井裸眼分段压裂实施效果分析

水平井裸眼压裂工艺技术作为提高低渗气层的技术措施,在苏里格地区得到广泛应用,以苏20、76区块实施的水平井为例,针对苏里格储层特点,从地层物性、裂缝参数、裂缝和井轴夹角、施工参数等与水平井裸眼分段压裂实际改造效果的关系,并结合理论分析方法,形成了初步结论,为下步苏里格地区水平井压裂开发提供参考数据。     

苏里格气田苏平36-6-23井裸眼完井分段压裂技术

为苏里格气田探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,通过对国内外目前应用的水平井压裂技术进行调研,提出在苏里格气田应用裸眼完井多级分段压裂技术,并在苏平36-6-23井进行了探索性试验。施工后该井实现了水平井裸眼分段压裂合层排液,测试无阻流量101.4764×104m3/d,成为历年来苏里格气田第1口无阻流量逾越百万方的水平井,为苏里格气田水平井开发提供一种可靠的完井工艺和增产措施。     

水平井分段压裂滑套的研制与应用

水平井分段压裂工艺技术是提高苏里格气田单井产量的有效手段,为此,研制了水平井分段压裂滑套。水平井分段压裂滑套包括压差式开启滑套和投球式喷砂滑套,通过与水力锚、悬挂封隔器、裸眼封隔器、坐封球座、筛管引鞋及低密度球配合使用,可以根据地质情况及分段压裂的段数进行调整。苏里格气田20-17-16H井的现场应用表明,水平井分段压裂滑套结构简单、操作方便、打开压力稳定,可以实现下行锁紧、低密度球的顺利返排,不影响后续生产。     

侧钻水平井分段压裂完井技术在气田的应用

经过多年的开发,苏里格气田部分老井产能逐渐衰减,通过对老井进行小井眼开窗侧钻分段压裂改造,能有效恢复老井的产能。介绍了适合苏里格气田小井眼开窗侧钻水平井分段压裂的完井方式、完井管柱、配套工具及施工程序。现场试验表明,小井眼开窗侧钻水平井裸眼分段压裂完井工艺技术是开采苏里格气田地层剩余储量的有效手段。     

水平井裸眼分段压裂完井技术在苏里格气田的应用

水平井裸眼分段压裂完井是改变低渗透油气田多井低产、转变发展方式、实现少井高产的重要手段。为了最大限度地提高苏里格气田低压、低渗透气藏的产量,苏里格气田采用了水平井裸眼分段压裂完井技术。截至目前,该气田已在15口水平井上应用了水平井裸眼分段压裂完井技术,完井后的产气量是周围常规酸化压裂邻井的5～10倍。介绍了水平井裸眼分段压裂完井管柱的结构、工作原理、技术特点以及配套工具的结构特征。以苏20-13-21H井为例,介绍了水平井裸眼分段压裂完井的设计原则、裂缝参数优化方法、压裂材料优选方法及分段压裂完井的工艺流程。     

水平井裸眼封隔器分段压裂技术在苏10区块的应用

根据苏里格气田低渗、低压、低丰度岩性气藏的特点,在总结以前水平井压裂经验的基础上,实施了水平井裸眼封隔器分段压裂技术,并在苏10-31-48H井取得成功应用,取得了较好的效果.     

连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属于“低孔、低压、低渗”的三低气田,需要压裂改造才能生产,其中连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术以其自身的技术优势,成为苏里格地区水平井改造的重要方式。连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术通过定位器、封隔器等井下工具组合实现喷砂射孔、封隔器分层、套管大批量注入和连续油管精确定位,一趟管柱可完成多种作业,具有施工周期短、成本低、压后全通径等优点。阐述了该技术的工作原理及配套工具的原理、结构。通过在苏里格一口二开水平井的成功实施,说明连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术适用于致密气藏,为水平井多级水力压裂提供了新的技术手段。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

撞击式滑套分段压裂新技术试验应用

随着苏里格气田开发的持续深入,为提高单口水平井产量及节约综合建井成本,部署长水平段（一般大于1000m）水平井是有效手段之一。常规水力喷射或裸眼分隔器分段压裂技术必然需增加分段数,同时也增加了压裂施工的作业风险。为进一步提高单井产量,针对长水平段水平井开展撞击式滑套分段压裂试验。通过采用“分段多簇”压裂方式,同段内形成多裂缝,增大了泄流面积,实现储层充分改造。本文开展了撞击式滑套分段压裂技术的试验研究,旨在缩短长水平段的整体分段数,增加单段内的改造程度,提高单井产量。通过在苏里格气田开展了2口水平井撞击式滑套分段压裂技术试验,施工过程中撞击式滑套开启迹象明显,相比单个滑套,同长度水平段水平井改造后取得较好的增产效果。该技术的成功试验,为长水平段水平井改造提供了新技术储备。     

苏里格型致密砂岩气藏水平井长度优化

水平井是开发致密砂岩气藏的最有效手段之一,水平段长度对水平井的有效泄流面积、动态控制储量以及产能等有直接影响。针对苏里格型致密砂岩气藏有效砂体多呈透镜状、孤立状分散分布的特点,综合静态与动态、地质与开发、技术与经济等因素,从地质评价、理论公式计算、数值模拟分析、经济评价及现场应用效果分析5个方面,建立了致密砂岩气藏水平井长度优化方法。综合评价结果表明：目前经济技术条件下,在苏里格气田采用70型以下钻机钻遇单套有效砂体,合理水平段长度应为1 000~1 200m,有效地指导了苏里格气田水平井的规模化应用。该方法在苏里格气田水平井上的成功应用,为我国其他气区致密气藏水平井长度设计提供了借鉴。     

苏75-70-6H水平井裸眼封隔器10级分段压裂实践

苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性,压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案,并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业,累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅,测试无阻流量高达316.51×104 m3/d,压裂效果显著,标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破,并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。     

苏77-21-40H2水平井超长水平段钻井技术

随着水平井作为苏里格气田经济规模开发主体技术之一,进一步增加水平段施工长度用以更大限度提高单井产量的需求越来越迫切。针对苏里格气田苏77区块苏77-21-40H2井超长水平段突出的钻井难点:钻压传递困难、井眼清洁困难、井壁稳定难度大、完井大尺寸压裂工具下入困难等,通过采用优化井眼剖面、引入新型减摩降阻工具、优化钻具组合、MEG聚磺钻井液体系、加装顶驱设备、保障压裂工具下入及严格工程配套措施等多项技术对策,大幅度提高了该井水平段的延伸长度和机械钻速。该井顺利完钻时实际水平段长度2 303 m,为苏里格气田水平井的进一步开发提供了经验。     

不同完井方式水平井作业技术在七棵树油田的应用

水平井斜度大,水平段与油气层平行,套管对井壁的侧压力大,起下管柱摩阻大、易卡钻,对各种下井工具要求高,施工技术难度大。通过七棵树油田SW8P1、SW8P2、SW10P1井等8口水平井现场施工得到了对于带管外封隔器割缝衬管完井、套管固井完井、预置裸眼封隔器完井的水平井投产、探冲砂、扫塞、压裂等井下修井及措施作业的主要技术手段及施工参数。     

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。     

苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践

为了进一步提高鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井单井产量,对该气田致密砂岩储层开展了天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面的研究,进行了体积压裂试验。结合该气田致密砂岩储层特点,首先确定了苏里格气田水平井体积压裂的选井原则,在压裂技术措施上形成了以下工艺技术：研发大通径压裂管柱,满足大排量注入;采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网;组合粒径陶粒支撑主裂缝;段内多缝压裂进一步增加改造体积。同时建议排量在10 m³/min以上时,压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式,支撑剂以40~70目和20~40目的组合粒径陶粒为主。2012年进行了10口井的现场试验,平均天然气无阻流量达68.07×10⁴ m³/d,取得了较好的增产效果。实践证明：上述工艺技术是提高该气田天然气单井产量的一种新的技术手段。     

水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用

为了能更有效地利用水平井裸眼完井压裂技术开发苏里格低渗透气田,自主研发了水平井分段压裂配套工具。裸眼封隔器是其重要组成部分,其性能直接影响压裂施工的效果。针对现场实际情况,设计了开启阀式裸眼封隔器,封隔器开启压力可根据施工井情况进行调节,有效防止了下井过程中封隔器提前打开坐封。密封胶筒采用单流阀设计,可以保证胶筒充分膨胀,加强密封效果。该封隔器采用扩张式胶筒结构,配合悬挂器、投球滑套、压差滑套、坐封球座等工具在苏里格地区进行了4口水平井的成功应用,证明能满足水平井分段压裂工艺管柱要求,为水平井裸眼完井分段压裂能顺利进行提供了技术保障。     

苏里格气田裂缝高度延伸模拟分析与控缝高技术

通过针对苏里格气田的压裂研究和现场实践,该气田已形成了一套加砂压裂综合工艺技术,应用效果显著,但是也存在一些技术难题,如压裂施工中的裂缝高度延伸和如何控制缝高技术等。文章通过裂缝高度延伸模拟分析,采取适当的控制缝高技术措施,可以达到更好的储层改造效果。