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。     

致密砂岩气藏体积压裂技术应用与探讨

苏里格气田东区砂体规模小,多薄层特征明显,储层致密,岩屑含量高,常规压裂形成的双翼对称裂缝改造体积有限,且主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的"长距离"渗流。而"体积压裂"建立主裂缝与多级次生裂缝交织的裂缝网络,使基质从任意方向裂缝的"短距离"渗流,实现对储层在长、宽、高三维方向的"立体改造"。     

胜北深层致密砂岩气藏水平井细分切割体积压裂技术

针对胜北区块深层致密砂岩气藏前期直井压裂效果差、难以实现储量有效动用的问题,吐哈油田从2019年起结合区块储层地质特征,以提高储层改造体积、保证裂缝导流能力、降低压裂施工风险为核心,开展了水平井体积压裂工艺技术研究,形成了以"细分切割分段分簇+大规模体积改造+高温混合压裂液体系+高温可溶桥塞+小粒径组合粒径支撑剂+控制...     

巴喀致密砂岩气藏压裂技术探索与讨论

论文通过对吐哈巴喀致密砂岩气藏储层特征和该区在前期压裂技术和效果及取得认识进行了讨论,结合苏里格气田、合川气田及大牛地气田压裂情况进行了分析,提出了压裂技术的对策分析意见和提高压裂增产有效期的建议。     

煤系地层致密砂岩气藏压裂工艺技术研究与应用

山西NG区块煤系地层在本溪、山西、石盒子组不同程度地发育有致密砂岩储层,具有低压致密、含气性差、储层温度低、天然裂缝发育等特点,由于对储层认识不够深入,前期改造过程中存在压裂设计参数与储层条件不匹配、压裂液储层伤害大、现场施工成功率低等问题。为此,针对研究区储层特征研究配套了机械工具分层提高纵向上动用程度、高前置液比例及大排量施工形成复杂裂缝压裂扩大泄流面积的压裂工艺,配套稠化剂浓度为0.25%~0.28%的低浓度低伤害胍胶压裂液体系,压裂液残渣含量较前期降低50%。现场试验7井18层,施工成功率100%,压后单位厚度气层产气量较前期提高47%,为研究区煤系地层致密气藏改造提供了一条有效途径。     

致密砂岩气藏水平井体积压裂新技术

针对致密砂岩气藏常规缝间距80~100 m分段压裂导致单井剩余可采储量多的问题。基于体积压裂理念,改变传统致密砂岩水平井等分段理念,将均匀布段改为针对"甜点"的加密分段,采用Y341封隔器和不限级数滑套分段新工艺,对每个射孔段针对性压裂,实现了不动管柱多段分段压裂改造;同时,通过加砂压裂工艺和施工参数优化,实施"长、宽、高"三维立体压裂,提高储层的改造程度,以达到体积压裂和提高压后天然气产量的目的。该技术在川西低孔—特低孔、超致密砂岩储层水平井GX井成功进行了不动管柱19级分段压裂试验,一次性下入压裂管柱,连续施工,创下了国内不动管柱滑套分段数最多的记录,段间距22~76 m,平均45 m,压后在油压23 MPa下测试气产量12.64×10~4 m~3/d,是地质预期的2~3倍,比采用常规分段、测井与录井显示更好的同井场邻井的压后测试产气量更高。该井生产296 d,累计产气量是邻井的2.17倍,动态储量是邻井的1.3倍。加密分段及分段压裂新工艺为低孔—特低孔、超致密气藏提高开发效果提供了重要的技术支撑。     

吐哈油田深层致密砂岩气藏体积压裂技术应用

吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏储层埋藏深、中-强水敏、低孔-特低渗、非均质性强等特点,储层地层温度高（140～150℃）,前期试油常规压裂工艺措施效果差,无法经济动用。随着油田上产,开展了吐哈油田台北凹陷丘东洼陷深层致密砂岩油（气）藏水平井体积压裂技术攻关,通过岩性评价、地应力分析、压裂液体系及支撑剂组合等方面进行精细研究并开展现场应用,形成了区块压裂主体工艺路线,有效解决了区块深层致密砂岩油气藏无法动用技术难题,为油田上产提供了有力技术支撑。     

体积压裂在大牛地致密砂岩储层水平井的试验应用

为进一步提高大牛地气田储量动用程度,加快天然气开发步伐,开展了体积压裂应用研究及现场试验。初步论证了大牛地气田体积压裂的可行性,并提出了大牛地气田体积压裂实施控制技术——裸眼水平井段内多缝体积压裂技术。该技术现场应用2口井,压后最高无阻流量达11.1×104 m3/d,是同层位邻近水平井的1.8³.8倍,取得了明显的改造效果。该技术的成功应用为华北分公司利用水平井高效开发大牛地气田探索了一条新途径。     

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。     

柯柯亚致密砂岩气藏压裂技术研究与应用

巴喀油田柯柯亚区块为特低孔、特低渗储层。气藏地层属高温高压地层,进行水力压裂容易发生砂堵。针对吐哈油田深层致密气藏储层地质特性,采取了8项压裂改造技术,并进行了6口井的现场试验,取得了较好的应用效果。     

巴喀深井致密砂岩气藏压裂改造技术实践

巴喀致密气藏具有低孔、低渗、地应力高且变化大、天然裂缝发育程度不均匀等特点。射孔后无自然产能或自然产能很低。针对气藏的特征及压裂的难点,开展了有针对性的压裂工艺技术研究和现场试验,单井日增产量明显提高,压裂改造取得了一定的效果。     

致密砂岩气藏前置酸压裂技术应用研究

大牛地气田经过多年的开发,目前开发区的储层物性条件越来越差,常规加砂压裂技术有效动用储层的难度越来越大。本文针对大牛地气田致密砂岩气藏低孔、低渗、低压,黏土矿物含量高的特点,通过前置酸酸液与岩石之间的相互化学反应机理研究,结合现有压裂技术对其在致密砂岩气藏压裂中的可行性展开研究,初步形成了一套前置酸压裂技术方法。现场试验表明,该项技术增产效果显著,具有较好的应用前景。     

致密砂岩气藏大型压裂工艺技术研究与应用——以新场沙溪庙组气藏为例

新场沙溪庙组气藏是国内典型的低渗致密砂岩气藏,储层具有"纵向厚度大、平面展布广、盖层遮蔽性能好、盖层与产层应力差值明显"等适合于大型加砂压裂改造的地质基础和条件。气藏前期采用中小规模压裂时,单井压后表现出了"产量递减快、稳产效果差"等不利于气藏提高采气速度和整体采收率的状况。大型压裂是增加人工裂缝半长,延长气井采气寿命,提高开采效益的重要手段。通过对制约和影响大型加砂压裂改造效果的系列关键工艺技术的攻关研究,研发出了低伤害压裂液体系,提出了压裂液强化破胶和高效返排工艺,并对大型压裂施工参数进行优化设计,最终形成了以"大砂量、大排量、中—高砂浓度、强化破胶"为特色,以造长缝为核心的大型压裂关键工艺技术方法,并成功完成了最大加砂规模200.5 m3的超大型水力加砂压裂现场试验。现场应用实践表明,大型压裂具有"稳产效果好、勘探评价效益优"的特点。     

致密砂岩气藏

根据天然气资源三角的概念,凡是拥有着可观的常规天然气储量的盆地都将拥有着更可观的非常规天然气储量.致密气藏的开发需要考虑诸多因素:地质概况、储层连续性、区域地质构造、油藏分层、测井数据、岩心分析数据、机械性能、渗透率分布、垂向剖面.对于致密气藏,一般采用大型水力压裂方法实现天然气的经济开采.压后采用油藏模型对天然气储量进行评价.     

苏里格气田致密砂岩气藏压裂技术新进展

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有"低渗、低压、低产、多层比例高、非均质性强"的特点,为提高开发效益,"十二五"期间开展了压裂改造关键技术的攻关,取得了一系列新进展:1水平井多段压裂形成了水力喷砂、裸眼封隔器两大主体技术,研发了速钻复合桥塞、重复开关滑套核心工具,打破了国外技术垄断;2直井多层压裂形成了机械封隔器、套管滑套、连续油管三大技术系列;3研发了3套低伤害压裂液体系;4水平井加体积压裂、小井眼开发试验取得重要进展,致密气藏压裂关键技术系列的建立,实现了工艺技术能力的显著提升(直井分压由3层提高到11层、水平井分压由5段提高到23段),单井产量大幅提高,为致密砂岩储层有效开发提供了重要技术支持。按照中国石油长庆油田公司5 000×104 t稳产要求,以提高单井产量、降低开发成本为目标,下一步气田压裂技术主要开展水平井加体积压裂、工厂化压裂作业、老井重复改造三大技术系列的攻关。     

非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造中的应用

非常规储层水平井体积压裂技术在国内属于探索阶段,通过论述体积压裂技术的概念、适合的地质条件和实现的工艺技术,并通过巴90井的现场实例,论证了非常规储层体积压裂技术在致密砂岩储层改造中应用的可行性。     

致密砂岩气藏水平井动态分析

压力瞬变分析通常用于确定地下储层参数垂直气井产能。在水平气井中，用一直井试井分析相似的技术也可确定这些参数，其资料解释可以用其它信息来证实。从加拿大Ｗｅｓｔｅｒｏｓｅ油田在１９９４和１９９５年进行的垂直和水平欠平衡钻井项目中得到的资料被用于证这这一油藏管理工具的能力。结果表明，因垂直渗透率太小，不能经济地从致密交涉沙坝砂岩未采取增产措施的水平井中开采，因此需要采取压裂增产措施。     

致密砂岩气藏水平井分段压裂优化设计与应用

针对川西沙溪庙组致密砂岩气藏水平井开展了分段压裂优化设计及现场应用研究。采用水平井分段压裂诱导应力场模型,以提高储层整体渗流能力为目标,优选了裂缝起裂次序、裂缝间距和射孔参数,通过优化压裂施工净压力和排量沟通了主裂缝周围的天然裂缝。现场实施结果表明:优化后的水平井压裂8~13段,每段内射孔2~3簇,每簇长度为0.5 m,相同压裂段内簇间距为30~60 m;采用中间为12~16孔/m、两端为16~20孔/m的变密度射孔,优化排量为3.5~6.5 m³/min;采用优化设计技术实施的5口井平均稳定产量为5.3×10⁴m³/d,较优化前有明显提高,取得了显著的经济效益,为同类型致密砂岩气藏的水平井分段压裂优化设计提供了借鉴。     

鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验

长庆油田借鉴国外体积压裂理念及改造经验,在鄂尔多斯盆地致密油层(渗透率在0.3mD以下)开展了体积压裂探索研究及试验。分析了体积压裂对储层条件的要求及在盆地致密油层开展体积压裂的可行性,探索了盆地低压致密油层体积压裂工艺设计模式,并初步认识了盆地致密油层体积压裂缝网形态,为国内致密油储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。     

低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用——以苏里格气田东区开发为例

针对苏里格气田东区低渗致密砂岩气藏的储层特征,通过室内试验、油藏模拟、裂缝模拟等手段,分别从气藏压裂地质难点分析、低伤害压裂液体系研制、低伤害压裂优化设计方法等方面进行深入研究,最终优选并优化了适合苏里格气田东区的低伤害羧甲基压裂液体系,形成一套系统的低伤害压裂优化设计方法及低伤害压裂改造特色工艺技术。经过60余井次的现场应用,平均单井无阻流量7.5551×104 m3/d,较邻近的常规羟丙基瓜尔胶压裂液改造井单井无阻流量提高30%左右,取得明显的增产效果,实现单井增产、稳产的目标。