长庆低渗油气田增产改造技术-2013

④ 工具可以反洗井，多次重复坐封，性能可靠。
双封隔器（连续上提）分段压裂工艺示意图
（3）裸眼水平井分段改造技术
① 适应井眼：81/2 ″-51/2 ″裸眼 ② 适应井深：≤4000m ③ 适应温度：≤130℃ ④ 工作压差：≤70MPa ⑤ 分段级数：≤10级
裸眼水平井封隔器分段压裂工艺示意图
（4）水力喷射分段压裂技术
5000 4000 3000 2000 1000
2003年
2007年
2009年
2011年
2013年
长庆油田今年产量递增情况
1、长庆低渗气田开发现状 基本地质特征
长庆气田含气层系以上古生界二迭 系砂岩气藏和下古生界奥陶系马家沟组碳 酸盐岩气藏为主。 开采层系主要为下古奥陶系和上古 二迭系两大层系，普遍具有低渗、低压、 低产、低丰度及强水锁等特点，气藏类型 复杂、非均质强，储层保护和压裂酸化改 造技术难度大。
长庆低渗油气田增产改造技术
发言人：xx 川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2013年7月
提
纲
一、长庆低渗油气田开发现状 二、低渗储层增产改造特色技术 三、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
一、长庆低渗油气田开发现状
长庆油气当量步步高
长庆油田地处鄂尔多斯盆地横跨
提
纲
一、长庆低渗油气田开发现状 二、低渗储层增产改造特色技术 三、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
二、低渗储层增产改造特色技术
1、优化设计与评价技术
压前评估
与油藏工程结合的储层评价 测试压裂与解释 裂缝系统评估 压裂材料质检及体系评价 压裂酸化效果预测 压裂施工风险评估 压裂分析
正方形反九点井网
菱形反九点井网
矩形井网
通过攻关研究和现场试验，形成了直井注水、水平井采油，水平
段垂直于最大主应力方向，与分段压裂、分段多簇压裂工艺相匹配的
五点井网和七点井网。
600m 150m
700m 180m
600m 150m 800m ≥200m 800m
400～ 500m 最大主应力方向 最大主应力方向 最大主应力方向
五种系列产品 目前已形成了五种类型的稠化水系列产品，其中低温、中高温、可
回收体系已逐步开始规模化应用，强酸基、低粘低阻体系正处于现场
试验与推广阶段。
序号 1 2 3 产品名称 低温稠化水 中高温稠化水 可回收稠化水 标准号 LHA-1 LHM-1 LHC-1 主要指标 满足80℃以内的储层 满足130℃以内的储层 节省40%压裂用水量 应用范围 适用于油水井新井、老井重复压裂改造 适用于油、气井深井压裂 适用于油水井井组作业及水平井压裂
5000 陕甘宁蒙晋五省（区），作业面积37 4500 4000 万km2，是一个典型的低渗、低压、低 3500 丰度、低产油气藏，先后成功开发了 3000 36个低渗透、特低渗透油气田，包括 万吨 2500 2000 安塞、陇东、靖安、西峰，靖边、榆林、 1500 1000 苏里格等，是中国石油近年来产量增长 500 幅度最快的油气田。 0
分段压裂五点井网示意图
分段多簇压裂五点井网示意图
分段压裂七点井网示意图
储层压裂改造
历经数十年科技攻关和集成创新，掌握了一套以压裂改造技
术为核心的增产改造核心技术和关键技术。 低渗储层：以提高单井产量为目标，常规压裂工艺
特低渗储层：整体压裂、开发压裂，压裂、地质和开发结合
超低渗储层：水平井分段压裂、体积压裂，大幅度提高泄油体积
水力泵送速钻桥塞分段压裂技术
压裂段数多 分段可靠性强
Surface Casing 9 5/8" @ 1500'
对配套设备要求高
TAP Rupture Disc Valve @ 13,865'
4 ½” 13.5# P110 to 14,000'
5、液体技术
（1）压裂液体系
水基冻胶压裂液系列 泡沫压裂液 清洁压裂液 醇基压裂液 海水压裂液
压裂技术首次实现了水平井分段压裂，但由于地质、钻井、压裂等未形 成配套技术，尤其是缺乏有效的分段压裂技术，无法实现快速准确的分
段压裂施工，水平井开发效益相对直井没有明显的优势。因此水平井开
发总体上未获得突破性进展。 2006年以后，通过引进国外先进技术和自主创新，水平井分段压裂
技术取得了突破，相比于直井水平井产能大幅度提高，从此开始了水平
开发现状
通过多年研究与开发实践，形成了超前注水、井网优化、储层压裂改造等
开发配套技术，实现了安塞、靖安、西峰、姬塬、华庆等特低渗透、超低渗透
油田的规模有效开发，促进原油产量快速攀升。
超前注水技术
依据变形介质和非达西渗流理论，创新形成了小水量、长周期 的温和超前注水技术，提高了地层能量，建立有效驱替压力系统，
井下节流技术
排水采气技术
分类管理技术
提升了开发水平。
数字管理技术
增压开采技术
2、长庆低渗油田开发现状
地质特征
长庆油田主要含油层系以中生界三 迭系延长组特低渗透油藏、侏罗系延安 组低渗透油藏为主。 储层普遍具有“低孔、低渗、低压、
非均质性强”等特点，井均无初产，压
裂改造技术成为油田开发中关键技术。
自主研发了液态二氧化碳稠化剂，1%的加量下，可使超临界二氧化
碳的粘度由0.02mPa.s提高到6mpa· s。
研制了国内首套CO2密闭混砂装置
形成了二氧化碳干法压裂工艺技术
完成了一口井的CO2密闭混砂装置现场运转试验
5m3密闭混砂装置现场照片
8m3密闭混砂装置照片
4、水平井分段压裂技术
长庆油田水平井开发最早始于1994年塞平1井，通过液体胶塞分段
单井产量提高了15%～20%。
12 10
单井日产油能力（t）
8 6
超前注水 同步注水
4 2 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70
生产时间（月）
靖安油田不同注水时机效果对比图
井网优化技术
根据长庆特低渗、超低渗透储层物性特征及裂缝发育程度，分 别采用对角线平行最大主应力方向的菱形反九点、正方形反九点、 矩形三种直井开发井网。
苏里格气田储层沉积模式
主体技术
技术创新
井位优选技术
滚动建产技术
管理创新
以“低成本”为核心，采 用 “ 6+1” 开 发 模 式 ， 形 成 了 “四化”开发方略，即技术集 成化、建设标准化、管理数字
优化钻井技术
快速投产技术
储层改造技术
稳产接替技术 井间串接技术
化、服务市场化。通过机制创
新、技术创新、管理创新，实 现了苏里格气田规模有效开发，
StimPlan压裂软件
FracCADE压裂软件
Saphir试井解释软件
Rubis油藏数模软件
2、缝内转向压裂技术
针对老油井后期产量下降，通过二次暂堵转向压裂形成新裂 缝，沟通水驱开发而形成的“死油区”，延长油井开采周期。
技术特点 堵老缝、压开新缝，实现人工裂缝转向。 专用暂堵剂可完全溶解，生产中多条人工裂缝共同发挥作用。
携砂能力强。
CO2泡沫压裂液常压下照片
CO2泡沫压裂液的动态损害
现场应用情况： 累计完成现场应用33井次（苏里格气田、大牛地气田）； 最大井深3800m，最高温度130℃； 单井最大加砂量47.8m3 最高砂比29.7%； 最大泡沫质量66%。
CO2泡沫压裂效果对比表
CO2泡沫压裂井 井数 （口） 33 平均无阻流量 （104m3/d） 13.8313 井数 （口） 69 水力压裂对比井 平均无阻流量 （104m3/d） 4.9585
压后评价
压裂作业实时监测分析
试井解释
裂缝监测 压裂增产效果评价 经济效益分析
压裂地质分析 小型测试压裂 室内实验
压裂方案 制定
压裂参 数优化
产量预测 经济预测
压裂施工 实时监测
压后测试 产量与经 济评价
压裂优化设计流程示意图
FracproPT压裂软件
GOHFRE压裂软件
开发现状-苏里格气田
苏里格气田气藏分布主要受砂体 的平面展布和储集层物性变化所控制， 属于曲流河和辩状河沉积，砂体纵向 上多期叠置、横向上复合连片，有效 砂体规模小，横向连续性差，储层岩 石以岩屑石英砂岩为主，孔隙度5-12 ％，渗透率0.06-2mD，压力系数平均 值0.86，属低孔低渗储层。
4
5
强酸基稠化水
低粘低阻稠化水
LHH-1
LHT-1
可携带>15%的HCL
粘度8-10mpa.s
适用于下古生界碳酸盐岩油气藏压裂
适用于体积压裂
技术优势
储层低伤害：对长庆油田主力油、气层岩芯平均伤害率小于10%； 直接混配：特有的的液态稠化剂，遇水即可快速稠化携砂，不需配液过程、不 用辅助设备，整体施工连续、快捷、高效、可控、安全，能够节省大量的时间， 缩短作业周期； 可携酸：具有优良的耐酸性能，可携带15-20%的盐酸进行加砂压裂，填补了表 面活性剂压裂液在国内下古气田酸化压裂的空白。 可回收：破胶返排液经过简单处理后可再次用于压裂施工，因此适合于大型施 工（水平井压裂、体积压裂和丛式井大井组压裂），可以实现“工厂化”作业； 低摩阻：单位摩阻仅为常规胍胶压裂液体系的50%-64%，是目前施工摩阻最低 的压裂液体系，尤其适合于非常规油气藏大排量体积压裂施工。
油基压裂液 低浓度瓜胶压裂液 低分子环保型压裂液 酸性压裂液 稠化水酸性清洁压裂液
水基冻胶压裂液系列
体系 低温 中温 高温
基液
稠化剂
交联剂 无机硼
耐温 50 80-120
适用储层温度 25-50 80-130 130-160
特点
水基液
植物胶
稳定、成熟 、配套
有机硼
Biblioteka Baidu150
稠化水清洁压裂液技术
增产效果跟踪（苏里格气田）
1095 天 的 效 果 跟 踪 结 果 显
示，相比常规水力压裂井，累计
产是可提高约20%。
平均单井日产气量对比曲线
累计单井产气量对比曲线
平均单井单位压降产气量对比曲线
（2）CO2干法加砂压裂技术
技术特点
无水锁、水敏伤害。压裂中无水相进入地层，且CO2具有较低表 /界面张力（液态二氧化碳的表面张力仅为3mN/m） 易返排。受热气化，将热能转化为压能。 技术进展 实现了对CO2提粘技术的突破
稠化水清洁压裂液是一种新型清洁压裂液体系，具有“低伤害、
低摩阻、可混酸、直接混配、连续施工”等技术特点，是中国石油集
团公司2012发布的”十二大技术利器” 之一，主要用于低渗油气田储 层增产改造，也可应用于致密（油）气、页岩气、煤层气的开发。 该技术从2006年研究出第一代产品至今，一直在现场应用中完善和 发展，到目前已形成了低温、中高温、强酸基、低粘低阻和可回收五 种类型的系列产品，是中石油2013年产业化重点推广项目。
缝内转向压裂裂缝延伸示意图
应用效果 现场应用1000多口井，措施有效率平均92.9%，部分井实现了 单井增油和有效天数“双过千”的佳绩。
加入转向剂
暂堵剂
缝内转向压裂施工曲线
重复压裂裂缝监测结果
3、CO2压裂技术
（1）CO2泡沫压裂技术
技术特点：
入地液量少（仅为常规水力压裂的35～40%），水锁、水敏伤害小； 储层渗透率伤害小（相对常规压裂液伤害率下降52.8% ）； 返排速度快（单井平均用时3天）；
井开发的大规模推广。
（1）机械桥塞封隔分段压裂技术
①工具外径小（91mm)，安全、可靠、灵活。 ②具有密封、锚定双重功能，简化管柱结构。 ③管柱建立循环通道，便于事故处理。 ④可分段求产。
机械桥塞分段压裂工艺示意图
（2）双封隔器（连续上提）分段压裂技术
① 一趟管柱可以连续实现三段以上压裂施工。 ② 封隔器胶筒具有密封、锚定双重功能。 ③ 工具尺寸小，管柱安全性能高。
油
井
水力喷射管柱结构图（PSK多级）
管 柱 结 构
多簇水力喷射管柱结构图
气 井
不动管柱多级水力喷射管柱结构图
（5）新技术试验
TAP水平井分段改造技术

将滑套与套管连接一同下入到目的层段 逐级投入飞镖打开滑套实现分层压裂 球座通过前一级压裂时压力传递缩径而形成 避免了常规分层压裂工具球座逐级缩径对压裂级数的限制
现场施工示意图
现场应用情况
已完成了700余口井（900层）的稠化水清洁压裂液现场技术服务。
产建油井400余口与周边邻井对比，平均单井日增油达到0.3t左右；
油井重复压裂累计实施300余口，截至2012年底，累计增油80000多吨，措施 有效率达90%。 可回收体系2012年首次在水平井应用成功，单井压裂15段，总用液4500m3，其 中回收液量3000m3，返排液回收率大于95%，2013年截至目前已在长庆水平井压裂 中应用近20口井，可以明显的起到节省水资源、提高作业效率和增产效果的作用。