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鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,近年来体积压裂技术的进步使该类油藏的单井产量大幅提高,但早期开发的长庆油区安83区块采用常规压裂技术开发,单井产量低,开发效益差。为提高该类型油藏的开发效果,通过分析安83区块致密油藏特征以及开发动态,提出体积压裂技术的研究思路;利用研究区岩石力学、地应力测试及天然裂缝的相关数据,研究实现复杂裂缝网络系统的缝内净压力条件,建立动态裂缝宽度随时间和排量变化图版,并进行暂堵时机、泵注排量和暂堵剂优选等方面的研究,形成缝端暂堵、缝内多级暂堵和大排量、低砂比、大液量滑溜水低粘度液体体系的老井暂堵混合水体积压裂技术。应用效果表明,该技术有效地提高了缝内净压力,在裂缝侧向形成复杂的裂缝网络系统,提高裂缝与基质的接触体积,扩大了侧向剩余油的动用程度;在安83区块C7致密油藏应用100余口井,平均单井产量较压裂前提高4~5倍,有效地改善了安83区块的开发效果。 相似文献
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以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。 相似文献
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苏里格气田为近年来勘探发现的储层丰富的低孔低渗气藏,苏10井区即为其中之一,该井区主力含气层系为二叠系的下石盒子组和山西组,沉积相分别为三角洲平原相和河流相,横向连通差,呈透镜状,且泥质或砂质夹层发育且分布不一,导致大量存在多层、薄层情况。根据苏里格气藏石盒子组和山西组的地质、工程情况,结合辽河压裂工艺实践,有针对性的筛选了适合该气藏的压裂增产工艺技术,即对施工井产层段的施工规模、压裂液体系、用砂强度等进行了优化,成功地实现了提高产能的目的,为下一步该气藏压裂设计提供了参考,也为该地区实现经济效益开发提供了新的技术手段。为苏10区块乃至苏里格气田低孔低渗气藏难动用储量的开发提供了压裂改造技术思路和技术保障。 相似文献
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根据苏里格气藏石盒子组和山西组的地质、工程情况,结合辽河油田压裂工艺实践,有针对性的筛选了适合该气藏的压裂增产工艺技术,即对施工井产层段的施工规模、压裂液体系、用砂强度等进行了优化,成功地实现了提高产能的目的,为苏10区块乃至苏里格气田低孔低渗气藏难动用储量的开发提供了压裂改造技术思路和技术保障。 相似文献
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迪那2凝析气田天然气处理采用J-T阀+乙二醇抑制剂低温冷冻分离工艺,设计单套处理量400×104 m3/d、制冷温度-20℃,投产后进站温度由设计的45℃升至65℃,乙二醇加注量不能满足设计制冷温度的要求,低温分离器频繁发生冻堵,单套处理能力限制在200×104m3/d、制冷温度-15℃。利用HYSYS软件对脱水脱烃装置进行模拟优化,确定天然气饱和水增加是造成装置冻堵的原因,制定了装置适宜运行参数表,避免装置发生冻堵,提出了分水器改造建议,实施后脱水脱烃装置达到设计参数,大幅度提高了液化气和轻烃产量,减少了乙二醇损耗,并提出了凝析气先空冷再分离的标准气处理工艺。 相似文献
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胡109井是一口岩性油气藏重点评价井,油气是中普遍存在着粘土矿物,尤其存在着水敏性粘土矿物,可运移的微料琢酸敏性矿物,物性差,易与不配伍的外来流来流体发生化学反应,导致储层损害,胡109井实施的保护油气层钻井液技术包括:优选与储矿物及地层水配伍性好的处理剂配制钻井液,并在钻井液中加入与岩石孔配伍的固相颗粒,包括架桥粒子,填充粒子和可变形粒子,上部井段(1500-300m)使用聚合物正电胶钻井液,下部井段(3000-4500m)使用聚横饱和盐水钻井液,在钻井液在近井壁范围(2-3cm)内迅速形成致密的内,外泥饼,在工程上操作平衡,以免破坏滤饼和冲击压差增大使滤失量增加,试油结果表明,初期原油日产量为33.58m^3,天然气日产量为12457m^3,是近年来东濮凹陷产量最高的一口探井。 相似文献
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沁水盆地高阶煤储层采用活性水压裂工艺后,直井平均单井日产量仅1 000 m3/d左右。理论分析和压裂监测统计表明,常规活性水压裂工艺存在压裂容易窜层和活性水携砂能力差、支撑距离短的弊端,制约了煤层的改造效果和单井产量的提升。为进一步提高煤层气井压裂改造效率,利用低黏液体携砂能力差、易形成砂堤的特性,提出煤层多次铺砂压裂工艺思路。以裂缝和砂堤为研究对象,根据物质平衡理论,建立了活性水多次铺砂压裂数学模型,同时优化压裂排量、液量和支撑剂粒径等工艺参数。现场试验结果表明,应用三次铺砂压裂工艺大大降低了煤层压窜的程度,压后单井平均日产气量达到2 223 m3/d,验证了三次铺砂数值计算模型指导现场施工的可行性。 相似文献
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LPG无水压裂技术 总被引:7,自引:0,他引:7
大多数低渗透、低产油气藏均不同程度的含有泥质,普遍存在水敏、水锁污染,常规水力压裂增产改造后返排率低,存在一定的污染,导致压裂改造效果不如人意。而国外新近研发的LPG无水压裂技术,采用液化石油气作为压裂液,对地层无任何伤害,是一种适用于低渗低产非常规气藏的新兴高效压裂技术。为此,在调研加拿大GasFrac公司LPG压裂技术的基础上,对LPG压裂液物理特性及优势、LPG压裂工艺、LPG压裂应用等方面做了重点介绍。LPG压裂作业时基本不需要水,作业全过程储层不与水接触,压裂后产生的有效裂缝面积大,返排快速彻底,投产速度快;作业时采用安全高效的全闭式注入系统,自动遥控操作,采用可视摄像头与热成像相机,实时监控整个增产作业过程中系统压力的意外变化,提供强有力的安全保障;作业后也无须投入资金进行后期废水处理,极大地缓解了环境和水资源压力。结论认为:该项具有经济、环保双重效益的压裂技术,值得引进并推广应用到页岩气"井工厂"作业中,以促进中国页岩气产业化的快速发展。 相似文献
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常规孔密井高能气体压裂技术 总被引:5,自引:1,他引:4
研究的常规孔密井 (10~ 12孔 /m)高能气体压裂技术解决的技术关键有 :(1)研制了HEGF—L型压裂弹 ,由载体、点火具、引火药、主装药和缓速药组成 ,可根据地层情况调节缓速药的位置和数量 ,达到最佳压裂效果 ;(2 )给出了加药量计算公式 ;(3)制定了保护套管、水泥环和电缆的措施。 2 8口常规孔密井的现场试验及应用统计表明 ,该项技术施工成功率、工艺成功率 10 0 % ,施工简单 ,成本低 ,对套管和水泥环的伤害较小 ,压裂增产效果显著。 相似文献