水力喷射分段压裂技术在大牛地气田DP1井的应用研究

在大牛地低渗致密气田顺利完钻8口水平井,有4口水平井无阻流量大于5×10~4m^3/d,其他井无阻流量(0.3～0.6)×10~4m^3/d,为了进一步提高大牛地气田水平井的产量,针对不同储层特征、井身结构试验应用了水平井压裂技术,并初见成效。尤其是采用水平井水力喷射定点压裂工艺,使得DP1井天然气产量大幅度提高,无阻流量由完钻时0.69×10~4m^3/d提高到11×10~4m^3/d,该井的成功实施,为水平井开发大牛地气田提供了技术保障。

红河油田水平井分段压裂技术研究

红河油田存在物性差,注水困难等问题,水平井分段压裂已成为其主导开发技术。本文对红河油田压裂液和支撑剂进行优选,并在裂缝和施工参数优化的基础上,现场应用了四种压裂工艺。实践表明,现用的裸眼封隔器压裂工艺效果较好,但不利于后期改造,而套管固井速钻桥塞压裂工艺避免了这一缺点,可大规模推广应用。下步可继续引进新的压裂工艺,为红河油田下一步深入开发和储层改造工艺进一步优化提供技术支撑。

连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用

泾河油田长8油藏属低孔、特低渗油藏,前期采用裸眼封隔器分段压裂取得较好效果,但该工艺裂缝起裂位置不明确,无法实现井筒全通径,为提高油田采收率,提出了连续油管带底封分段压裂工艺。该工艺将连续油管和喷砂射孔工具、底部封隔器连接,通过油管注入实现喷砂射孔,环空注入实现加砂压裂,用底部封隔器对已压层段进行隔离,由下至上逐级分段压裂。该工艺压裂裂缝起裂位置明确,改造地层针对性强,作业速度快。在JH2P20井的应用表明,连续油管带底封分段压裂工艺可在30 min内完成转层压裂,正常情况下1 d内可完成9段压裂施工,压后井筒全通径,在泾河油田具有较高的推广应用价值。

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。

鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术

鄂尔多斯盆地南部中生界油藏资源丰富,但储层物性差、非均质性强,部分区块微裂缝发育,压裂改造是经济有效开发的主要途径。华北分公司通过不断攻关、试验和研究,初步形成了针对不同储层类型的水平井分段压裂设计优化技术、不同完井方式下的分段压裂工艺配套技术和配套的低伤害压裂液体系。文中对鄂尔多斯盆地南部致密油藏水平井分段压裂技术现状进行了阐述,并针对致密油藏的储层特点及水平井分段压裂的技术难点提出了今后研究的方向,对切实提高致密油藏水平井分段压裂改造效果具有重要的指导意义。

致密碳酸盐岩气藏转向酸酸压技术研究

在分析大牛地气田低渗致密碳酸盐岩储层地质特征的基础上,针对储层改造现状和改造难点提出了转向酸酸压技术。从理论和实验两方面分析了转向酸体系的转向机理,通过流变性能、酸岩反应动力学、转向性能及破胶性能实验分析了转向酸体系的综合性能,最后在A井试验应用了转向酸酸压工艺,取得了大牛地气田碳酸盐岩储层勘探开发的突破。

可打捞滑套分段压裂技术在红河油田的应用

红河油田属于低孔特低渗油田,天然裂缝发育。前期开发主要以裸眼封隔器分段压裂工艺为主,钻扫球座工艺繁琐,二次改造施工困难。通过开展可打捞滑套分段压裂工艺试验,可以实现井筒全通径,为后期二次改造和段间干扰因素分析提供了技术支撑。介绍了可打捞工具管串结构、技术特点、施工工艺,并在HH37P32井进行了现场试验,现场试验表明,该压裂工艺能对水平井实施有效改造,可提高低渗透油藏的压裂效果。

注CO_2井筒温度和压力分布模型研究及现场应用

为了解释红河油田注CO2现场试验中出现的气窜问题,准确优化现场试验中CO2注入压力,利用传热学理论,通过分析井筒传热过程,建立起注CO2井筒温度和压力分布的耦合模型,并结合实际注入参数,对红河油田注CO2井筒温度和压力分布进行了研究,此外也解释了现场试验中出现的气窜问题。结果表明,在注入井实际注入参数下,井筒温度随着井筒深度的增加而增大,但始终低于地层原始温度;井筒压力随着井筒深度的增加呈近似线性增加;井口注入压力过大致使井底压力大于地层破裂压力,这是导致发生气窜现象的根本原因。模型理论计算结果与现场分析结果相吻合,表明该模型对于实际生产具有一定的指导意义。

大牛地气田转向酸酸压技术研究与应用

在分析大牛地气田碳酸盐岩储层地质特征的基础上,针对储层改造现状和改造难点提出了转向酸酸压技术。从理论和实验方面分析了转向酸体系的转向机理;通过流变性能、酸岩反应动力学、转向性能及破胶性能实验,分析了转向酸体系的综合性能;最后在×井试验应用了转向酸酸压工艺,取得了大牛地气田碳酸盐岩储层勘探开发的突破。

解水锁技术在超低渗油藏分段压裂水平井中的应用

针对红河油田开发储层具有低孔、低渗、低压、天然裂缝较发育的特征,以及在钻井、压裂及作业过程中容易受到水锁伤害的难题,文中分析了红河油田水平井水锁伤害机理,并结合实验室分析结果,优选解水锁处理剂,在红河油田选择部分压窜水平井进行了解水锁试验。现场试验表明,解水锁措施后产量恢复明显,说明在红河油田部分压窜水平井确实存在水锁效应,并在一定程度上能解除这种储层伤害。解水锁措施对红河油田压窜水平井的产量恢复意义重大。

水平井分段酸压工艺在大牛地气田的研究与应用

大牛地气田下古生界发育有裂缝-基质性碳酸盐岩气藏,气藏基质渗透率低,微裂缝发育。储层改造过程中存在储层段酸液滤失严重、实现深度酸压困难、直井效果差、建产难等问题。以大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层地质特征为基础,开展了水平井分段酸压工艺技术研究,优选出多级管外封隔分段酸压工艺技术+转向酸液体系。在此基础上,采用"高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透"的技术思路,对水平井分段酸压参数进行了优化,在大牛地气田水平井PG2井的现场试验中取得了良好的改造效果,为今后大牛地气田下古生界同类储层的酸压改造提供了借鉴意义。

大牛地气田盒1段气藏水平井分段压裂工艺研究与实践

针对大牛地气田盒1段气藏低压、低渗、储层品质差、气井控制半径小、单井无法经济有效建产、储量动用率低等问题,采用中长水平段+三维地震预测+分段压裂设计优化及管外封隔分段压裂工艺技术实现了盒1储层的有效建产,通过现场应用效果对比表明,水平井施工成功率达到99.2%,措施有效率93.3%,压后产能达到直井产能的5.2倍,实现了难动用储量的高效开发,为大牛地气田盒1段气藏的有效动用提供了技术保障。

定北区块优快钻井技术研究与应用

定北区块古生界探井机械钻速低,钻井周期长,在一定程度上制约了该区勘探开发进程.为有效提升该区块的钻井指标,针对该区上部地层钻头易泥包、井眼易缩径、阻卡,石千峰、刘家沟地层研磨性强,下古生界地层易漏失等钻井技术难点,从优选适配地层的高效PDC钻头、复合钻进模式、钻井液技术、井身结构优化等方面开展了技术措施优化和现场试验.现场试验的定北11井、定北12井较优化前探井平均机械钻速提高了29.83％,平均钻井周期缩短了23.46％,定北12井钻进至3539m,仅17.46d,全井平均机械钻速9.59m/h.应用效果表明,采取的提速技术措施是可行的,基本形成了一套适合该区的优快钻井技术,对该区探井的进一步提速增效具有指导和借鉴意义.

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1%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。

测试压裂分析方法在富县探区的应用研究

测试压裂在油田开发及压裂设计方面起着至关重要的作用。水力压裂是提高低渗透油田开发效益的最有效手段之一。以Meyer提出的考虑了停泵之后裂缝的延伸、与压力有关的滤失等因素的更为综合的G函数模型为基础,分析与压力相关的滤失的G函数及其叠加导数的变化特征。以富县探区两口井测试压裂压降曲线分析为例,介绍了利用压降曲线分析求取储层参数及对储层特征进行诊断的方法。通过测试压裂分析为大型压裂设计、施工提供可靠的依据。

塔河油田掺稀降黏技术研究及应用

塔河油田稠油降黏技术以掺稀降黏工艺为主,通过对掺稀降黏工艺参数分析结果表明:掺稀降黏工艺更适合高黏度、低含水稠油井,掺稀体积比选择1∶2至1∶1降黏效果较好,掺入深度越深,掺稀效果越好。结合掺稀井开采现状,鉴于稀油资源严重不足的问题,总结了高含水掺稀井停掺稀、中低含水掺稀井优化掺稀量、井下掺稀混配器使用三种掺稀优化方案。这些方案现场应用效果良好,有效提高了稀油利用率。

红河油田长8油藏水平井分段压裂参数优化研究

在对红河油田长8油藏水平井分段压裂参数与产量关系分析的基础上,分别对压裂设计参数和施工参数进行了优化,结果表明:当基质型储层裂缝导流能力为25～35μm2.cm,裂缝半长为130～170 m,裂缝间距为90～110 m,单段砂量为30 m3,前置液比例为35%～38%时,开发效果最佳;裂缝性储层裂缝导流能力为40～50μm2.cm,裂缝半长为90～120 m,裂缝间距为120～140 m,单段砂量为20 m3,前置液比例在38%～40%时,开发效果最佳。

超浅层致密油藏整体压裂技术研究及应用

针对超浅层致密油藏人工裂缝形态复杂、压裂液破胶困难、地层能量低压裂难度大等难点,以渭北长3超浅层油藏为研究对象,利用理论研究及现场测试等方法,研究超浅层致密油藏裂缝形态识别方法。结果表明:埋深小于450m主要形成水平裂缝,大珪550m时形成垂直缝,根据定向井特点优选了机械分压作为整体压裂主导工艺,结合室内实验,评价出渭北长3超浅层低浓度胍胶压裂液配方体系,并重点研究了超低温复合破胶技术。现场试验69口井,改造有效率100%,实现了区块整体压裂开发的技术突破,也为其它超浅层油藏开发提供了技术依据。

水平井段内多裂缝压裂技术研究与应用

针对大牛地气田致密低渗地层特征,在总结水平井压裂工艺应用情况及其优缺点的基础上,开展了水平井段内多裂缝压裂新工艺的研究,特别是对水平井段内多裂缝压裂使用高强度水溶性暂堵剂的控制工艺原理以及段内裂缝的干扰进行了分析。并对DPT-8和DPH-60两口水平井实施了段内多缝压裂技术的现场应用试验。试验结果表明,该技术利用暂堵剂能依次封堵先期压裂形成的裂缝,使其不断蹩压而在段内发生多次起裂并延伸,形成多条新的裂缝,从而有效地增加改造体积,扩大泄油气面积或范围,进而提高压裂改造程度和油气增产效果。并能节约封隔器和压差滑套,降低施工作业成本,为大牛地气田致密低渗储层的改造探索出了新的技术途径。

酸气回注方案关键技术研究

酸气回注是一种安全环保的酸气处理方式,其原理是将酸气压缩后通过井筒回注到已废弃的产层或水层中。基于酸气不同组分的相平衡机理进行酸气回注方案设计,分析不同相态的输送方式,结合酸气脱水、增压、管线腐蚀和水合物防止等关键工艺技术,优选合理的回注工艺参数。