新疆油田深井高温气藏大型压裂获成功

新疆油田研究院工程所、新疆采油三厂、中国石油勘探开发院廊坊分院酸化压裂中心等单位合作成功实施了克302井大规模加砂压裂改造工程。[第一段]     

玛北油田深井压裂技术研究

玛北油田乌尔禾组油藏由于埋藏深、地应力高,造成前期压裂施工泵压高,加砂困难,施工成功率较低。通过分析存在的主要难点,形成了针对性的压裂改造思路。通过优化施工管柱及施工参数,优选压裂液和支撑剂,较好地解决了玛北油田深井压裂的难题,并为该地区建立了配套的压裂改造优化模式。     

中原油田濮深8井压裂技术研究

超深井压裂由于井段深、地层温度高、井口施工泵压大,给压裂设计、压裂材料筛选及现场施工带来了许多困难。结合濮深８井的成功压裂实践,介绍了超深井压裂的压前评估、优化设计、添加剂选择、储层诊断及动态监测等技术,初步形成了适合于超深层渗透油气藏压裂改造配套技术,为今后超深井压裂积累了经验。     

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。     

深层裂缝性复杂岩性气藏压裂技术研究

新疆准噶尔盆地WB气藏储层深度2 200～4 500m,储层岩石中的火山岩含量达45%,天然微裂缝发育,储层表现为强水敏,压裂施工难度大.文章首先对WB气藏前期压裂施工资料进行了综合分析,明确了前期压裂改造存在的主要问题;结合该气藏的储层地质特征,从储层污染、压裂液伤害、压裂施工和压后排液等方面系统研究了影响该区压裂效果的关键因素和技术对策.提出了应用综合控高技术来防止缝高过度延伸,采用支撑剂段塞、优化施工参数等实现降滤失和防治多裂缝,并通过支撑剂嵌入实验和压裂液性能评价优选了适合该地层的支撑剂和压裂液体系.研究思路与技术认识对于WB气藏及类似低渗气藏的压裂改造具有一定指导意义.     

大港油田深探井压裂改造技术

大港油田深层油藏渗透性差，地层温度高，破裂压力高，给压裂改造带来了困难，为此研制开发了延迟交联高温压裂液，有效地降低了压裂液的流动摩阻。针对深层高闭合应力特点，筛选了高强度支撑剂。采用了压前地层评价分析，小型压裂测试及分析，配套了深层压裂改造工艺技术，进行了深层油气层的压裂工艺优化设计和现场实施。     

高温深井碳酸盐岩储层降滤失酸体系研究与应用

针对海上高温深井碳酸盐岩储层的酸压改造提出了降滤失酸体系。该体系是在普通酸液中加入线性高分子稠化剂GC-201,并通过加入交联剂GC-205及辅助交联剂GC-206,使酸液具有较高的黏度。性能评价结果表明,该体系具有较好的温度稳定性和抗剪切性能,在150℃高温下的有效黏度保持在100～150 mPa.s之间,可有效控制滤失,保持很好的缓速效果,其酸岩反应速度约为常规稠化酸反应速度的1/4左右。该体系在冀东油田海上重点探井南堡283井奥陶系裸眼段大规模酸压改造中进行了应用,同时采用了多级注入降滤失酸酸压工艺技术,实现了深度酸压,提高了有效酸蚀裂缝距离,为中国海上碳酸盐岩高温储层大规模酸压施工提供了经验。     

有机硼交联压裂液在高温深井中的应用

针对胜利油田大北52断块深井高温油藏特点和压裂工艺要求,分析了压裂液选择的依据,筛选出了适合该油藏特征的有机硼交联压裂液体系。重点讨论了压裂液流变试验条件的选择、降阻性能、携砂能力和保护储层技术。室内试验和现场应用表明,该有机硼压裂液具有延迟交联、摩阻低、良好的耐温耐剪切性能、携砂能力强、易破胶、储层伤害小等优点,满足了深井高温压裂工艺的需要。     

塔里木盆地超深井压裂技术研究

针对塔里木超深油田，提出一套超深高温井压裂技术，研制和筛选了适合超深井的高温，低摩阻，低伤害香豆胶锆－硼双元交联压裂液体系与高强度成都陶粒支撑剂，利用三维压裂设计软件优化设计了与地层及工程条件相匹配的压裂施工程序，包括排量，前置液量，加入支撑剂量，砂液比等参数；在世界上最深的超深注水井东河１－４－６，东河１－４－７井首获成功。     

塔里木油田深井碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术

目前国内外储层改造界均在积极探索碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术，但尚无成熟的经验可供借鉴。2004年塔里木油田在塔中某区块奥陶系探索实施了6口井的加砂压裂改造，成功率100％，其中3口井获得了高产油气流。本文以某井为例，简述了深井碳酸盐岩加砂改造采取的针对性措施，并对加砂压裂施工和压裂后求产进行了分析。     

新型羧甲基胍胶超高温压裂液在松辽盆地南部深层火山岩气井的应用

松辽盆地南部深层火山岩气井长深5井储层埋藏深达5200m,温度高达183℃,针对该储层特点,室内进行了超高温低伤害压裂液的配方试验,合成了高温交联剂和高温增效剂,并进行了新型羧甲基胍胶超高温压裂液体系的性能评价。室内实验结果表明,羧甲基胍胶压裂液具有耐高温(180℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻的特点。该压裂液体系在长深5井现场应用,压裂施工取得成功,压后获得了很好的增产效果。     

深井、超深井高温高压井下工具研究

针对井下工具和工艺管柱在深井超深井中高温、高压等特殊环境下各种生产措施的运用，并对井下工具和工艺管柱在各种特殊生产措施中提出的一些特殊要求展开专项研究。主要从压裂酸化、分层注水、机械卡堵水等方面对井下工具和工艺管柱进行研究，并对江汉油田分公司采油工艺研究院所在深井、超深井高温高压井下工具进行了论述和介绍，有利于指导油气田的现场施工，具有一定的实际意义。     

深层气井试油压裂技术研究与应用

东濮凹陷深层气藏具有高温、高压、低孔隙度、低渗透的特点，使得度油压裂工艺难度加大。通过对过去深层气井试气压裂技术总结分析，并结合现有的先进理论有工艺技术，在深层气井的射孔技术上采用大孔密、深穿透、负压射孔方式，并附以高能气体压裂技术来解除井筒地带泥浆污染问题，降低压裂施工的破裂压力。在储层改造技术方面优选压裂方式、优化压裂设计、研制耐高温低伤害压裂液体系，在储层内压出深穿透、高导流的长缝，来达到增加产能的目的。对于深层气井采用常规抽汲排液技术不能满足要求，采用连续油管液氮排液技术解决这一难题。这些技术在濮深15井应用成功，进一步完善了东濮凹陷深层气井的试油压裂技术。     

浅层水平井超低温压裂液体系研究与应用

在大庆外围埋藏浅、储层温度低的朝98区块葡萄花储层水平井的压裂改造中,如何实现压裂液在30℃储层中压后破胶并快速返排,是确保施工成功和提高压后效果的关键。室内研制了由0.6%稠化剂SG、1%岩石稳定剂CYDF、0.3%高效助排剂JX-YL、0.2%三元破胶剂、3%硼砂交联剂组成的超低温压裂液体系。在30℃、170s-1下,压裂液冻胶剪切5 min后的黏度基本稳定,约为140 mPa.s,抗剪切性较好。该压裂液破胶快速、彻底,30℃破胶4 h后的黏度为3.5 mPa.s。JX-YL减小了压裂液的滤失,降低了储层伤害。加入JX-YL后,压裂液滤失量比未加JX-YL的减少17.2%。压裂液具有配制方便、破胶性能良好的特点。在8口超浅层水平井开展现场压裂试验,应用效果良好,满足低温井(浅井)油层水平井压裂改造的需要。图3表4参8     

深层碳酸盐岩大斜度井及水平井纤维暂堵转向分段压裂参数优化

为进一步提高四川盆地高石梯-磨溪地区Ⅱ、Ⅲ类储层大斜度井及水平井分段压裂的段数,实现全井段压裂,通过开展室内暂堵转向分段压裂物理模拟实验优化分段压裂参数。研究表明:暂堵纤维质量分数及施工排量是影响转向效果的关键因素;纤维长度为3～12 mm的纤维组合,在质量分数为2.5%,排量为120~250 mL/min时,封堵压力达到限压15 MPa,形成稳定封堵且无突破。将研究结果应用于高石梯-磨溪地区Ⅱ、Ⅲ类储层大斜度井及水平井多级分段压裂,证实了该工艺技术的可行性,相比同类未实施分段压裂的储层,测试产量提高46%。该研究对促进碳酸盐岩中低品位资源的有效动用提供了借鉴。     

洪浩尔舒特凹陷海流特构造探井压裂工艺初探

海流特构造主力油藏具有圈闭面积小,断块零碎,地层压力系数低,油层浅 (6 0 0~80 0m),粘土含量高(10%),岩石成熟度低,孔隙连通性差等特性,压裂设计时充分考虑了油气层保护问题,采取了取消前置液、提高砂比、裂缝强制闭合以及压裂全程防膨处理等技术,6井次压裂皆成功,在海流特构造探明石油地质储量 42 5×104t,为今后在类似区域压裂提供了可贵的经验。     

一种高温耐剪切超分子缔合弱凝胶清洁压裂液体系

超分子聚合物化学是超分子化学与高分子化学相互交叉融合形成的新方向,因此基于前期对超分子压裂液的研究成果,采用对疏水单体增溶性能好的ASF-1两性离子表面活性剂,与自制的LCM长碳链阳离子不饱和成链单体、自制的HTM抗高温单体等进行胶束共聚合反应,合成了一种高温耐剪切的超分子聚合物稠化剂SPM-2。通过复配具有蠕虫状胶束的物理交联剂PCA-1,制备出一种超分子缔合弱凝胶压裂液（0.8% SPM-2+0.5% PCA-1）。该压裂液具有超分子“蜂巢”网格结构,表观黏度随物理交联剂加量增大而持续增加,达到了胶束与聚合物链的强物理交联效果。该压裂液在150℃、170 s-1、2 h下表观黏度保持在58 mPa·s左右,相比超分子聚合物溶液提高了30 mPa·s ;剪切速率从40 s-1增至1 000 s-1,再降到40 s-1后,压裂液黏度迅速降低并快速恢复,剪切回复性好;在0.01~10 Hz内进行频率扫描,压裂液弹性明显优于黏性;支撑剂沉降速率小于8×10-3 mm/s,悬砂能力相比稠化剂溶液提高了一个数量级;在90℃、2 h下破胶液黏度小于2 mPa·s,未检出残渣;岩心伤害率小于10%。室内实验结果表明,该压裂液可满足致密砂岩气藏高温储层压裂需求。      

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高能气体压裂技术是国外80年代发展起来的一种油气井增产新技术。本文介绍了高能气体压裂的基本原理、主要增产机理以及国内外低渗气藏中的应用实例。从这些实例可以看出,高能气体压裂增产、增注效果明显,与其它增产技术相比,具有经济、安全、方便、适应性广等优点,为高效、经济开发低渗油气藏提供了一种新的增产技术。     

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识：段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。