水平井分段压裂技术在长北气藏的应用
水平井分段压裂技术在低渗透油气藏中的应用研究
水平井分段压裂技术在低渗透油气藏中的应用研究摘要：目前，我国开发较早的大型油田已进入开发后期，出油量下降，含水量大幅上升，开采难度增大。
而水平井目前已成为提高油气田勘探开发综合效益的重要途径，但是有时低压低渗透油气藏水平井的单井产量也达不到经济开发的要求，这就必然面临着储层改造的问题。
水平井分段压裂技术扭转了低渗透油气田多井低产的开发方式，是开采低渗透油气藏的最佳方法，对提高单井产量有重要作用，实现了少井高产。
关键词：低渗透油气藏水平井分段压裂技术应用对低渗透油气藏而言，水平井分段压裂技术是储层改造、提高产量的重要措施。
我国从上世纪80年代就开始进行水平井分段压裂技术的研究，在有压裂产能预测、水力裂缝及水平井分段压裂工艺技术方面取得了较大进展，但在现场施工配套方面这些技术还达不到要求，井下层间封隔工具密封性能、工具可靠性不能满足现场需求，尤其是在水平井多段压裂技术和封隔工具的配套方面还需要进一步深入研究。
一、水平井压裂造缝机理与裂缝参数配置优化1.水平井压裂造缝机理对水平井进行压裂，裂缝可分为轴向缝、横向缝和斜交裂缝，形成不同的裂缝主要取决于储层所受的应力状态。
轴向缝：如果水平井的水平井段垂直于最小水平主应力方向，则产生轴向缝；横向缝：如果水平井段平行于最小水平主应力方向，则产生横向缝；斜交缝：当水平井段与最大水平主应力方向有一定夹角时产生斜交缝。
2、水平井压裂的裂缝配置优化水平井分段压裂裂缝配置的优化内容主要有裂缝条数、裂缝规模、裂缝间距和裂缝参数。
水平井压裂裂缝造缝及延伸机理要求要产生正交的横向缝，水平段轨迹最好与最小主应力方向保持一致；压裂裂缝长度要小于50m；水平段长度最好不小于300m，而且要在允许的范围内尽可能的长；压裂分段数不小于3段到5段，对于井段比较长的，可以用分段压裂分布投产；不同位置裂缝对产能的贡献不同，产能较高的裂缝在端部，中间相对偏低一些。
二、水平井多段压裂技术随着水平井多段压裂技术应用规模的不断扩大，水平井已成为提高致密油藏经济效益以及采收率的重要手段，尤其是在水平井钻井技术发展迅速的阶段。
低渗气藏水平井压裂改造技术的研究与应用
低渗气藏水平井压裂改造技术的研究与应用摘要水平井可以提高单井产量，增加原油的可采储量，提高油气田勘探开发的综合效益。
尤其对于低渗油气田，效果显著。
以美国为例，水平井钻井成本已降至直井的1.2～2倍，而水平井的产量却是直井的4-8倍；分段压裂是水平井的有效关键配套技术之一。
运用水平井分段压裂技术，可有效改善低渗透油气藏的流动特点，提高最终采收率。
苏XX位于内蒙古自治区鄂托克前旗城川镇克珠日嘎查的地层整体表现为有效砂体发育、储层物性好，是天然气富集区。
关键词低渗气藏；水平井；分段压裂1 水平井压裂改造技术的研究1.1 水平井开发的优点1）由于低渗气藏渗流阻力大，生产压差一般都较高，而水平井近井压降比直井小且为直线型，可以采用较小生产压差进行生产，延缓见水时间，提高最终采收率；2）水平井可以连通垂直裂缝，增大气井渗透率。
提高低渗气藏产气量和采气速度；3）水平井单井产量高。
可以减少钻井量，实现稀井高产投资。
集中采气成本低，经济上大大优于直井开采。
1.2水平井开发存在的技术问题1）在油气层保护技术方面；2）在气藏工程设计中，确定水平井是否优于直井开发技术；3）气藏条件。
气藏的压力、有效厚度、裂缝发育情况、垂向渗透率等，都直接影响水平井的开发效果；4）井的生产速度比预计的要低，而且经济效益差。
目前仍未发现有效的增产措施。
导致这些井生产速率低的原因包括砂岩的垂相非均质、水平渗透率和相渗透率较低等；5）应用增产措施过程中或由于仪器的精确程度有限，容易导致储层出砂以及损害储层等不利气田开发情况。
2 苏XX水平井分段压裂施工2.1地质简介斜深3850.0m入靶，于井深5003.0m，垂深3578.85m完钻，钻井周期62天。
技术套管下深3831.47m。
该井水平段长度1153.0m，累积砂岩长度（测井统计）936.7m，砂岩钻遇率81.2%；有效储层长度658.6m，有效储层钻遇率57.1%。
2.2邻井生产情况苏XX水平井所在区域邻近生产井3口，目前平均单井日产气1.2×104m3/d。
水平井分段压裂技术现状及发展
水平井分段压裂技术现状及发展发布时间：2022-04-27T06:11:26.694Z 来源：《工程管理前沿》2022年第1月1期作者：董炜[导读] 水平井分段压裂技术在石油开采中发挥着巨大的作用。
随着国家各项经济事业的快速发展和社会环境的不断改变董炜中国华油集团有限公司银川分公司陕西榆林 718615摘要：水平井分段压裂技术在石油开采中发挥着巨大的作用。
随着国家各项经济事业的快速发展和社会环境的不断改变，当下社会对于石油能源的需求量也得到了显著的增加。
石油能源作为重要动力之一，为很多企业的生产发展提供了坚实的保障。
在石油储存量不断减少，开采难度不断增加的当下，深入研究油田开采工艺并提高油田开采效率是相关企业必须高度重视起来的。
基于这一背景，研究人员结合相关技术和理论创造出了全新的油田压裂增产改造工艺技术，这一技术的实践应用极大地提高了油田开采的质量和效率。
关键词：水平井分段；压裂技术现状；发展引言社会对于石油气的需求量不断攀升，企业在进行油气开发和应用过程当中对于油田的采集广度和深度在进一步增加，是为提升其产量和效率的重点内容。
在处理和应用压裂技术的过程中需要积极进行技术的革新和优化，使压裂的工艺能够更好地跟石油气的实际开采形成较好的结合。
1概述所谓压裂是指将压裂液通过泵注设备注入井内，进而使油层产生裂缝，促进油层渗透率的提升，这是油田增产的重要措施，同时也可以在很大程度上提升注水井的吸水能力。
在压裂过程中，注入压裂液时要确保注入压力大于油层的吸收能力，因此对泵注设备的要求较高，需要应用高压大排量泵才能满足压裂施工要求。
随着压裂液的注入，能够促使井筒内的压力不断提升，最终超过地层岩石的抗张强度，促使地层产生裂缝。
在裂缝延伸过程中，还要继续注入支撑剂，进而形成具有较强导流能力的填砂裂缝。
由此可以看出，在压裂施工过程中，所应用的材料主要为压裂液和支撑剂，对于支撑剂而言，可以细分为陶粒以及压裂砂两种。
水平井裸眼分段压裂技术汇报材料
水平井裸眼分段压裂技术中的压裂液性能
水平井裸眼分段压裂技术中的裂缝参数
技术优势与局限性
技术优势：提高油气产量，降低开发成本，提高采收率
技术应用范围：适用于不同类型油气藏的开发，如低渗透、致密气藏等
未来发展趋势：随着技术的不断进步，水平井裸眼分段压裂技术将得到更广泛的应用
局限性：对地层条件要求较高，施工难度较大，需要专业人员操作
04
技术实施流程
施工准备
场地准备：对施工场地进行勘察和评估，确保符合施工要求
设备准备：确保所需设备齐全，并检查其性能和安全性
人员准备：组建专业的施工团队，并进行技术培训和安全培训
方案制定：根据实际情况制定详细的施工方案，包括施工步骤、时间安排、人员分工等
06
技术效果评估
增产效果评估
压裂后产量提升幅度
压裂后产能稳定性评估
压裂对储层改造效果评估
增产效果与成本效益分析
经济效益评估
产能提升：评估技术实施后对产能的提升情况
经济效益综合分析：结合投资回报率、成本效益和产能提升等因素，综合评估技术的经济效益
投资回报率：评估技术实施后的投资回报情况
成本效益：分析技术实施过程中的成本与效益关系
分段压裂施工：按照设计要求，对水平段进行分段压裂，提高油气产量
完井作业：最后进行完井作业，包括固井、射孔、测试等，确保油气井的正常生产和运营
施工后处理与评估
施工后压裂液的清理
压裂效果的评估
施工后的维护和保养
裂缝的评估和检测
05
技术应用案例
案例一：某油田水平井裸眼分段压裂技术的应用
案例背景：某油田的储层特点及开发需求
水平井裸眼分段压裂施工流程
关于水平井分段压裂技术的研究
关于水平井分段压裂技术的研究为了提高超低渗透油田的开发效益，更好的提高油田采收效率或对低渗透油田的水平井进行增产改造，很多油田都采用了一些增产技术。
水平井分段压裂技术是一项先进的完井技术，更是低渗透、低压油田开发的重要手段之一。
通过最近几年的油气藏开发试验，形成了包括水平井压裂、射孔工艺以及配套压裂体系的水平井分段压裂技术，但是就我国水平井分段压裂技术在油气藏的应用还需进一步完善。
文章主要就油气藏水平井分段压裂技术进行研究，并展望了水平井分段压裂技术的发展趋势。
标签：水平井；油气藏；分段压裂引言对于低渗透油田来说，水平井分段压裂技术是储层增产的重要手段之一。
随着水平井分段压裂技术的不断改造与反战，水平井分段压裂技术的开发效益在低渗透油田中越来越明显。
但是水平井的长度也在不断增长，水平井分段压裂技术的改造也越来越困难。
通过最近几年的试验研究，形成了包括水平井压裂优化、射孔工艺以及配套压裂体系的水平井分段压裂技术，并且取得了非常好的效果。
1 水平井分段压裂技术对于近几年油气田开发的实践表明，对于低渗透、薄储层、稠油油气藏以及小储量的油气藏等等，其中水平井开发是最好的开发方式。
但是因为受到低渗透储层地质的条件受到限制，低渗透储层水平井只有通过分段压裂技术，才能取得增产的效果，因此水平井分段压裂技术显的非常重要。
（1）水平井压裂数目是影响水平井开发效益的重要因素之一。
我国一些油气藏，在油藏评价和压后产量的预测基础上，建立了压裂数目优化的模型，同时为水平井分段压裂技术提供了可靠的依据，从而使油田更大的发挥了水平井的增产潜力，提高了最终的采收率。
根据水平井井身的地质、结构特点来考虑避免缝间干扰以经济避开水线推进的方向原则，有效优化缝的间距。
但是随着水平井分段压裂技术在油气藏中的应用不断增多，其基础理论的研究也不断完善。
为了更好的了解水平井筒支撑剂的沉降规律，确保油气藏顺利、安全的进行，对0.5mm 的石英砂在不同介质中临界沉降的速度进行了准确的测定，其中影响支撑剂沉降的主要原因有很多，比如：砂比、流体的粘度等。
石油工程技术 井下作业 水平井分段压裂技术在致密气田中的应用
水平井分段压裂技术在致密气田中的应用对于层状致密气田，受储层物性差、非均质性强等因素影响，常规直井开发产能效果差，水平井分段压裂技术可大幅度提高日产气量，减少投资成本，降低地面植被破坏率，实现环境有效保护，最大程度提高水平段储量动用程度。
本文以L气田为例，开展水平井分段压裂技术分析，包括化学隔离技术、机械封隔分段压裂技术、限流压裂技术、水力喷砂压裂技术及裸眼分段压裂技术等，重点对技术原理、技术特点及适应性进行分折，并结合L气田地质特征，从钻井、固井、射孔、压裂改造工艺等方面综合考虑，确定L气田采用水平井裸眼分段压裂工艺技术，并对现场施工过程进行分析，包括下入管柱、替泥浆、投球坐封逐级压裂等，现场应用10井次，均取得较好生产效果，平均单井初期油压18MPa，日产气量18.5万方，满足经济评价要求，所取得成果及认识可为同类型气藏提供借鉴经验。
1研究背景1.1L气田发育多套含气层，含气面积110km³，探明储量135亿m³，各套储层均呈现低孔低渗、非均质性强特点，利用一套井网直井开发，存在层间干扰严重、储量动用不均等问题。
1.2结合国内外同类型气田开发经验，考虑L气田层多、储量丰富及储层致密特点，计划采用水平井开采，辅以分段压裂工艺技术，提高储量动用程度，亟需开展相关技术攻关研究。
2水平井分段压裂技术分析2.1化学隔离技术2.1.1化学隔离分段压裂技术主要原理是利用液体胶塞对各压裂段进行分隔，即压裂完第一段后，有液体胶塞和砂子封堵压裂段，再进行第二段压裂，以此类推，直到压裂完所有井段，再进行冲胶塞和砂子作业，施工结束后进行排液求产。
2.1.2该压裂技术施工安全性高，但存在以下几方面问题：2.1.2.1一是液体胶塞对储层污染，影响渗透率；2.1.2.2二是冲砂过程中会对储层造成伤害；2.1.2.3三是施工工序复杂，作业周期长，压裂成本高。
2.2机械封隔压裂技术机械封隔压裂技术主要利用封隔器对各压裂段进行隔离，可分为机械桥塞、环空封隔器分段压裂、双封隔器单卡分压等三种类型。
水平井分段压裂技术及其应用
水平井分段压裂技术及其应用摘要：水平井分段压裂工艺技术为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。
本文从我国水平井分段压裂技术的发展现状入手，以应用最为广泛的裸眼水平井封隔器分级压裂技术为重点，以该技术在长庆油田苏里格气田苏75区块的现场应用为例，对水平井压裂技术及其现场应用情况进行了分析与总结。
关键词：水平井分段压裂封隔器苏里格气田水平井因其具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优势，在薄储层、低渗透、稠油油气藏及小储量的边际油气藏等的开发上表现出了突出的优势，成为提高油气井产量和提升油田勘探综合效益的重要手段之一，近年来在我国得到了快速的发展。
然而在低渗透油藏开采中因其渗透率较低、渗透阻力大、连通性较差，导致水平井单井产量也难以提升，难以满足经济开发的要求，水平井增产改造的问题便摆在了工程技术人员的面前。
而水平井分段压裂工艺技术的推广应用为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。
一、我国水平井分段压裂技术现状我国的水平井分段压裂技术及配套工具的研究起步较晚，国内三大石油公司对于水平井分段压裂技术开展广泛的研究开始与“十一五”期间，近几年得到了大力的推广应用。
目前国内应用规模较大的水平井分段压裂技术主要包括以下三种：1.裸眼封隔器分段压裂技术。
2008年我国在四川广安002-H1-2井第一次实施了裸眼封隔器分段压裂试验，当时是由Schlumberger提供的技术。
目前该技术在我国的现场应用仍然以国外技术为主，主要采用由Baker Hughes、Weatherford、Packers plus等公司提供的装置系统，我国应用总规模约300～500口，占去了水平井分段压力工艺实施的1/3左右，分段数最多达到20段。
我国在该技术方面上处于研发和现场试验阶段，现场试验分段数能达到10段，所采用的压裂材质、加工工艺等方面和国外相比还有一定差距。
2.水平井水力喷射分段压裂技术。
非常规油气藏水平井多段压裂技术分析
非常规油气藏水平井多段压裂技术分析摘要：非常规油气藏具有比较低的产量，并且渗透率也比较低，所以在进行勘探和开采时，会面临着一定的难度。
要求有专门的技术。
水平井分段压裂技术是非常规油气藏开采的关键技术，为非常规储层的勘探、开发工作，提供了有力的保障。
中国某油田在研制高温、低损害水平井压裂液的同时，对其进行了优化设计，并引入了多层压裂完井体系。
如：该油田在压裂一口水平段为1300米的水平井时，在第11段采用了耐高温新型的压裂液，水平井的压裂施工不仅要选用性能好的压裂液和支撑剂体系，并且要采取科学合理的措施进行设计和施工，这样才能够实现非常规油气藏勘探、开发技术的突破。
关键词：非常规油气藏；水平井；多段压裂技术；页岩油引言我国的非常规油气资源十分丰富，以砂岩洞型为主，一般埋藏深度在3800米以下，孔隙度为6%~15%，渗透率为0.1~5×10~3微米。
在非常规长井段，需要压裂多条裂缝，以形成油气渗流通道，而油藏和完井的地质特征决定了压裂技术的要求，因此，如何合理选择各个压裂段、段间距以及簇间距是确保水平井改造效果的关键。
1压裂液体系、支撑剂体系评价优选1.1压裂液研制针对页岩储层物性差，地层温度高，泥质含量高的特点，对其进行了优化。
通过室内试验，对压裂液的主剂、添加剂的浓度进行了优化，得到了压裂液的配方。
室内试验结果表明，压裂液的耐温范围为90~160℃，破胶后残余物浓度不超过300mg/L；在相应温度下，在170s-1的条件下，剪切2小时后的剪切粘度为149.8-314.5mPa.S；破胶的水化液粘度为2.07-3.42mPa.s；结果表明，该压裂液体系具有良好的油藏配伍性，能够满足水平井多段压裂的要求。
1.2支撑剂评价优选通过数值模拟计算，发现水力裂纹的极限宽度在5.40毫米以上。
使用Φ425~850微米的支撑剂存在一定的危险性；在裂缝最大宽度为3.78mm的情况下，采用直径为300~600微米的支撑剂，可以有效地减少砂堵的危险。
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段上进行多段压裂操作，改善油气藏耐流性能，提高产能的方法。
在实际作业中，我对水平井分段压裂技术进行了总结和总结。
水平井分段压裂技术的优点是能够增大有效压裂面积，提高油气生产能力。
通过对井段进行多次压裂操作，可以将多个井段连接起来，形成一个更大的生产面积，从而提高油气产量和产能。
水平井分段压裂技术可以更好地控制压裂位置和压裂厚度。
通过对井段进行分段压裂，可以根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行有针对性的压裂操作，从而更好地控制油气的产生和流动，提高开采效果。
水平井分段压裂技术可以降低压裂风险和成本。
通过对井段进行多次压裂操作，可以充分利用现有的井眼和压裂设备，减少额外的钻井和压裂作业，从而降低了成本和风险。
水平井分段压裂技术也存在一些挑战和问题。
水平井分段压裂技术需要对井段进行多次操作，对现有的压裂设备和作业人员的要求较高。
水平井分段压裂技术需要精确计算和调整井眼参数、压裂剂浓度等参数，对作业人员的技术和经验要求较高。
水平井分段压裂技术需要研发和使用更先进的工具和技术，以适应复杂的地质条件和井眼要求。
针对以上问题，我个人总结了一些经验和技巧。
在选择水平井分段压裂技术之前，要充分了解油气藏地质特征和井段情况，评估技术可行性和效果。
要合理设计井眼参数和压裂剂浓度，根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行精确计算和调整，保证压裂效果。
要做好作业计划和安全措施，确保作业过程安全和顺利。
在作业过程中，要密切监控井段的压力和产能，及时调整作业参数和方法，以获得最佳的压裂效果。
水平井分段压裂技术是一种先进的油气开采技术，在实际应用中已经取得了很好的效果。
通过总结经验和技巧，可以更好地应用和推广水平井分段压裂技术，提高油气产能，实现经济效益和社会效益的双赢。
分段压裂技术在水平井完井中的应用效果分析
分段压裂技术在水平井完井中的应用效果分析引言：随着现代石油勘探技术的不断发展，水平井完井技术作为一种提高油气开采效率的重要手段，得到了广泛应用。
而分段压裂技术作为水平井完井中的关键环节，对于增加储层的有效油气产能以及改善井壁稳定性起着至关重要的作用。
本文将从应用效果的角度，综合分析分段压裂技术在水平井完井中的作用，探讨其对增产提效的贡献。
一、分段压裂技术的基本原理分段压裂技术是指在水平井完井过程中，根据地层特点和井况参数，将井眼分段进行封隔，并通过压裂装置将压裂液注入井眼，使地层破裂并形成裂缝，以增加储层的有效渗透性。
其基本原理包括：分段封隔、压裂液压力传递、破裂液进入储层、裂缝扩展和固化。
二、分段压裂技术的主要应用效果1. 提高产能：分段压裂技术能够有效增加储层的渗透能力，进而提高油气的产能。
由于水平井完井中利用这一技术进行压裂的裂缝面积更大，壁面覆盖更广，增加了油气流通区域，进一步扩大了有效渗透面积，使得油气能更充分地通过裂缝进入井筒。
2. 高效改造油气藏：一些老旧的油气藏可能由于地质构造复杂、渗透性差等原因导致开采效果不佳，分段压裂技术则可通过破坏或改善储层内部裂缝系统，改变产层渗透性，破坏油气藏中原有较差的渗透阻力，从而提高其开采效果。
3. 降低井壁失稳风险：在水平井完井过程中，井壁稳定性一直是一个值得关注的问题。
分段压裂技术通过将井眼分段封隔，使压裂液的注入能更精确地控制在目标地层内，有效避免或降低井壁失稳的风险，提高水平井完井的成功率和安全性。
4. 优化砂岩酸化作用：砂岩酸化作用是提高石油或天然气开采效果的重要手段。
分段压裂技术可将酸液分别注入各个段位，使其在目标地层内形成酸液作用导向孔隙和裂缝，从而增强砂岩酸化效果，提高开采效率。
三、案例分析以某油气田为例，在其水平井完井中应用了分段压裂技术，取得了显著的应用效果。
通过分段压裂技术，该油气田井筒的有效渗透面积得以大幅度增加，均匀覆盖整个储层。
页岩气藏水平井分段压裂技术
页岩⽓藏⽔平井分段压裂技术页岩⽓藏⽔平井分段压裂技术摘要：据中⽯油勘探开发研究院廊坊分院2008年预测数据显⽰，我国页岩⽓资源量为30万亿⽴⽅⽶，这在很⼤程度上能够有效地缓解我国能源紧缺的局⾯[1]。
页岩⽓藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的⾮常规天然⽓藏，由于其特殊的地质条件，常规的开发技术⽆法直接适⽤于页岩⽓藏的⽣产。
因此，页岩⽓藏能够成功开发的关键在于压裂技术的进步，⽽⽔平井分段压裂技术已成为开发页岩⽓的关键技术。
本⽂根据页岩⽓藏的分布、地质条件以及发展前景，通过详细介绍⽔平井分段压裂技术与微地震监测技术，以期能解决当前⽔平井分段压裂技术相关难题，并对裂缝进⾏实时监测以提⾼采收率，加快页岩⽓开采进程。
关键字：页岩⽓藏；⽔平井；分段压裂技术；裂缝监测技术；增产；开采前⾔页岩⽓藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的⾮常规天然⽓藏，在我国油⽓资源⾥占有很⼤的⽐重。
但其开发成本⾼、难度⼤，⽽其特殊的储层特征⼜决定了开发这类储层必须采⽤强化⼿段——储层压裂改造技术，改善油⽓流渗流条件，从⽽达到有效的开采⽬的。
压裂改造储层不仅可使页岩⽓以⾼的初始产⽓量，较快地收回⽣产投资，⽽且可以延长压裂初始⾼产后的相对稳产期，使⽓井寿命持续30年左右。
储层实施压裂改造后需要有效的⽅法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝、导流能⼒、⼏何形态、复杂性及其⽅位等诸多信息，改善⽓藏压裂增产作业效果以及⽓井产能并提⾼页岩⽓采收率。
1 页岩⽓藏基本特征1.1 页岩⽓藏的分布根据地质历史及其变化特点，可将我国的页岩⽓发育区划分为四⼤区域：南⽅、华北⼀东北、西北及青藏四⼤地区（见图1）。
南⽅古⽣界发育寒武系、志留系、⼆叠系海相⿊⾊页岩建造，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度⾼，在保存条件好的地区，有利于页岩⽓的形成与富集。
其中，寒武系页岩较为典型，厚度在200~1000m，分布较稳定；有机碳含量在1.5%~ 5.0%，普遍较⾼；热演化程度⼀般在2%以上，以热成熟⽓为主。
水平井压裂工艺技术
水平井压裂工艺技术随着油田开发和开采工作的不断深入，如今的油藏压力已经迅速下降，这对油田的开发和生产带来了巨大的挑战。
为了解决这一问题，水平井压裂工艺技术应运而生。
水平井压裂工艺技术是一种通过使用高压泵将带有特殊添加剂的液体注入到水平井中的一种工艺。
这种添加剂旨在增加岩石的孔隙度和渗透率，从而提高油藏的产能。
压裂技术的原理是在岩石裂缝中注入高压液体，以破裂岩石并扩大裂缝，使更多的油或气能够流入到井筒中。
水平井压裂工艺技术主要由以下步骤组成：1. 确定压裂目标：通过分析油藏的地质特征、储层性质、石油和天然气存在的形式等因素，确定进行压裂的目标位置。
2. 编制施工方案：根据目标位置，制定压裂施工方案，包括压裂液的配方、注入压力和流量的控制等。
3. 钻井和完井：按照施工方案进行钻井和完井，将水平井和储层连接起来。
4. 压裂注水：使用高压泵将特殊添加剂配制成的压裂液注入到水平井中，通过岩石的裂缝和孔隙进入到储层中。
5. 压裂压力监测：监测压裂过程中的压力变化，以确保压裂液能够充分地破裂岩石并扩大裂缝。
6. 压裂液回收：在压裂注水后，对压裂液进行回收处理，以避免对环境造成污染。
通过水平井压裂工艺技术，可以有效地改善油田的产能和生产效率。
此外，这种技术还可以降低开采成本和环境影响，提高油气的回收率和利用率。
与传统的垂直井开采相比，水平井压裂工艺技术具有以下优势：1. 压裂液注入量大：水平井具有较大的井筒面积，可容纳更多的压裂液注入，从而增加油藏的产能。
2. 压裂液分布均匀：由于水平井具有较长的井段，压裂液在井段中的分布相对均匀，能够更好地破裂岩石并扩大裂缝。
3. 压裂程度可控：水平井压裂过程中，压裂液的注入流量和压力可进行实时调整和监测，以控制压裂程度，避免过度压裂造成资源浪费。
4. 压裂液回收高效：由于水平井压裂工艺技术能够将压裂液注入到靠近油藏的位置，使得压裂液回收更加高效，降低对环境的影响。
综上所述，水平井压裂工艺技术是一种有效提高油田产能和生产效率的工艺技术。
分段压裂技术在非常规气藏开发中的应用案例分析
分段压裂技术在非常规气藏开发中的应用案例分析近年来，由于能源需求的增长和传统石油天然气资源的逐渐枯竭，非传统能源资源的开发逐渐受到关注。
非常规气藏，如页岩气、煤层气等，具有地质复杂性、低渗透性和低孔隙度等特点，为了获得更高的产量，分段压裂技术成为非常规气藏开发中的关键技术之一。
本文将以三个具体应用案例为例，探讨分段压裂技术在非常规气藏开发中的应用效果和关键问题。
案例一：段缝发育差异和产能变化影响的分析在某页岩气藏开发中，采用了分段压裂技术，通过水平井和多级分段压裂完成了页岩气田的开发。
然而，在实际生产中发现，不同分段压裂井之间的产量差异较大。
经过分析，发现段缝的发育差异是影响产能变化的主要因素之一。
通过比对不同阶段的压裂参数和产量监测数据，发现页岩气藏不同井段间的岩石力学性质存在差异，导致了段缝发育的差异。
在后续的开发中，针对不同井段采取了不同的压裂参数，有针对性地增加了段缝面积和导流性，有效提高了产能。
案例二：加密线性扩展技术在页岩气藏开发中的应用在某页岩气田的开发过程中，采用了加密线性扩展技术，即将水力压裂液由初始的高效压裂液扩展为垂直线性扩展。
该技术主要目的是增加页岩气藏井段的产能，并通过线性扩展的方式将压裂液有效地传递到岩石的更多区域，提高了页岩气藏的整体生产能力。
通过实施加密线性扩展技术，页岩气藏的产能得到了明显提高，且分段压裂井段的产量差异也得到了一定程度的缩小。
这一技术的应用有效地改善了页岩气藏开发中压裂效果的不均匀性，提高了整体气田的经济效益。
案例三：基于产能响应的分段压裂优化设计在某煤层气田的开发过程中，采用了基于产能响应的分段压裂优化设计方法，通过实时监测不同井段的产能响应情况来调整压裂参数和排量。
在压裂过程中，利用传感器实时监测压裂液注入压力和产能变化情况，通过数据分析得出不同井段的产能响应规律。
根据分析结果，调整参数和排量，实现不同井段的优化开发。
该方法不仅减小了井段产量差异，还降低了开发成本和环境风险。
水平井分段压裂工艺技术与应用
前
言
２ ４ 水 力喷砂压 裂技 术 根据伯 努 利方程 ， 将压力 能转 换为速 度 ， 油 管流体 加压 后经 喷嘴 喷射 而 出 的高速射 流（ 喷嘴 喷射速度 大于 １ ２ ６ ｎ ｓ ） 在地 层 中射 流成缝 ， 通过环 空注 入液体 使 井底压 力 刚好控 制在裂 缝 延伸 压力 以下 ， 射 流 出 口周 围流体 速度 最高 ， 其 压 力 最低 ， 环 空泵注 的液 体在压 差作 用下进 入射 流 区 ， 与 喷嘴 喷射 出的 液体一 起 被 吸入地 层 ， 驱使 裂缝 向前延伸 ， 因井底压 力刚好控 制在裂 缝延伸 压力 以下 ， 压
冲开 或钻开 胶塞 与砂子 ， 又导致上 下储 层伤 害。 新型伤 害化 学胶塞 应 采用 低浓
度 成胶 剂 ， 成胶 后强 度高 ， 封 堵 已压 层段 不用填 砂 ， 成胶 与破 胶时 间可控 ， 压 后 可彻 底破 胶水化 ， 施工结 束后无 需冲砂 或钻塞 等作业 ， 直接排液 求产 ， 对地层 伤
压裂 处理 。 ３ 发 展展 望
３ ． １ ． 水力喷 射分段压 裂技术 。 水力 喷射技 术可 以在 裸 眼， 筛管 、 甚 至套管完 井 的水平 井以及 石灰岩 、 砂岩 等不 同岩性上 进行 分段 酸压 或加 砂压裂 ， 而 且施 工安 全快 捷 。 大力 发展水 平井 水力 喷射分 段压裂 技术 ， 特 别是与 大直 径连 续油 管联作 是 一个 总 的发展趋 势 。 ３ ． ２ ． 新型 低伤 害化学 暂堵胶 塞分 段压裂 技术 。 在 以往 的技术 条件 下 ， 采用 的液体 胶塞＋ 填砂 隔离 的办法 ， 液体胶 塞浓度 高 ， 伤 害封堵 层 ， 且施工结 束 后需
应 用 技 术
口ｌ
水平井连续油管分段压裂技术研究
水平井连续油管分段压裂技术研究一、引言在油田开发过程中，水平井是一种常见的开采技术，它可以有效地提高油田的开采率和产能。
对于低渗透油田和致密油气藏的开发，水平井更是一种不可或缺的技术手段。
而在水平井的油管分段压裂技术中，连续压裂技术则是一种能够提高水平井开采效果的重要手段。
对水平井连续油管分段压裂技术进行深入研究，对于油田的开采效果和经济效益具有重大的意义。
二、水平井连续油管分段压裂技术的原理水平井连续油管分段压裂技术是指在水平井井筒内，通过多级油管分段压裂来增加裂缝面积和改善裂缝的连通性，从而提高裂缝的有效性和开采效果。
该技术通过在油管内设置分段压裂器以及分段打压的方式，实现在同一水平井井筒内连续进行多次压裂操作，从而将产能提高到最大。
四、水平井连续油管分段压裂技术的关键技术1. 分段压裂器的设计和制造：分段压裂器是连续油管分段压裂技术的核心设备，其设计和制造直接影响了压裂效果和操作效率。
2. 压裂压力的控制：在连续油管分段压裂过程中，需要对压裂压力进行有效的控制，以保证压裂效果和安全性。
3. 压裂液体的选取和配比：压裂液体的选取和配比对于压裂效果至关重要，需要根据地质条件和井筒特点进行合理的选择和混合。
五、水平井连续油管分段压裂技术在实践中的应用目前，水平井连续油管分段压裂技术已经在国内外的一些油田实践中得到了应用，并取得了一定的成果。
在国内的某低渗透油田中，连续油管分段压裂技术被成功应用，实现了较好的压裂效果和产能提升。
在国外一些致密油气藏的开发中，该技术也取得了一定的成功，为油气田的开采做出了积极贡献。
六、水平井连续油管分段压裂技术的发展趋势随着油气田勘探开发技术的不断进步，水平井连续油管分段压裂技术在未来将会有更广阔的应用前景。
在技术方面，随着分段压裂器、压裂液体以及控制技术的不断改进，将会使得该技术的操作更加便捷和高效。
在应用方面，水平井连续油管分段压裂技术将会得到更加广泛的应用，为油气田的开采提供更多的技术支持。
中国石油低渗油气水平井分段压裂技术
中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术摘要: 中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术中国石油开展《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》科技攻关已有5年。
经过5年的努力，中国石油突破了水平井分段压裂技术及装备瓶颈，与压裂后直井相比，平均单...中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术中国石油开展《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》科技攻关已有5年。
经过5年的努力，中国石油突破了水平井分段压裂技术及装备瓶颈，与压裂后直井相比，平均单井产量提高3.6倍。
同时，这一技术使大量不可动用储量变成可采储量。
29日起，《中国石油报》连续刊发系列报道，将这一世界级技术的研发过程展现给读者，揭开水平井分段压裂攻关的神秘面纱。
中国石油史上标志性成果诞生圣诞节喜庆的气氛还未散去，12月26日上午，记者从中国石油勘探与生产分公司了解到，《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》课题取得丰硕成果。
截至11月底，中国石油共在低渗透油气藏完成水平井分段压裂1133口井4722段，相当于少打直井3000口，减少占地超万亩。
按压裂后平均单井产量是直井的3.9倍计算，中国石油依靠这一技术增产原油520万吨，增产天然气145亿立方米，相当于开发一个中型油气田。
非常规油气开发技术的基础是水平井加分段压裂技术。
中国石油通过5年攻关，用自主技术对低渗透油气藏实施水平井压裂改造的比例达到87%以上，扭转了攻关前水平井压裂全部依靠引进国外技术的被动局面。
这收获的不仅仅是原油单井产量的增加和可动用储量的大幅度提高，而且为以页岩气为代表的致密油气工业开发奠定了坚实的技术基础。
11月3日，新华社播发了《我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破》的消息。
中国石油5年潜心攻关，牵住提高单井日产量“牛鼻子”的研发成果，在业内引起巨大反响。
中国工程院院士袁士义、沈忠厚、苏义脑和胡文瑞给予的总体评价是：水平井加分段压裂技术奠定了北美非常规油气开发的技术基础，特别是页岩气，长水平段加分段压裂使美国的页岩气年产量超千亿立方米。
裂缝性油藏水平井调堵工艺技术应用
裂缝性油藏水平井调堵工艺技术应用发布时间：2022-09-15T01:19:15.275Z 来源：《中国科技信息》2022年第9期5月作者：尤静[导读] 红河油田属典型致密砂岩裂缝性油藏尤静中国石化华北油气分公司采油一厂甘肃庆阳 744502摘要：红河油田属典型致密砂岩裂缝性油藏，天然裂缝在区域内广泛发育，开发方式主要采用水平井分段压裂投产。
自“平注平采”试验开展以来，对应油井部分出现快速水淹或短期见效后水窜现象，严重制约注水开发效果。
目前国内外尚无裂缝性油藏水平井调堵成熟工艺和经验，本文通过对直井调堵技术经验进行分析总结，优选出三类堵剂体系，同时结合水平井调堵工艺难点，制定出水平井施工工艺。
关键词：水平井；调剖体系；调剖工艺1研究背景红河油田属典型裂缝性致密砂岩油藏，天然裂缝广泛发育，自2010年以来，油田开发方式从直井注水开发向水平井分段压裂投产转变。
水平井开发初期主要依靠天然能量开采，并取得了良好的效果，然而随着天然能量迅速降低，导致产量大幅度下降，含水升高，能量补充势在必行。
为探索水平井注水补充能量试验，2013-2014年先后对长8、长9油藏开展“直注平采”试验5个（长8油藏三个、HH156注CO2；长9油藏2个井组）、端点注水试验5个（均为长8油藏）。
其中长8油藏3个“直注平采”井组全部水窜，端点注水井组2个水窜，3个无明显反应。
5个水窜井组平均水窜时注水时间25天，水窜时注水量398m3，属典型裂缝性水窜。
2014-2015年先后在长8、长9开展“平注平采”试验17个（长8油藏2个、长9油藏15个），其中长8油藏2个井组均有油井发生水窜，长9油藏6个井组出现水窜迹象。
针对红河油田注水水窜快，存水率低导致水驱效果差的问题，2014-2015年先后开展直井调剖4口、水平注水井调剖堵水试验10口。
其中水平注水井调剖堵水取得一定工艺突破，为下步有效解决裂缝性油藏水窜难题提供有力技术保障。
2直井调剖效果及认识红河油田长8油藏注水时平均水线推进速度144m/d，远大于基质驱水线推进速度（0.61m/d ），“直注平采”快速水窜，属典型裂缝性水窜。
分段压裂技术在致密碳酸盐岩油藏封堵开发中的应用优势探究
分段压裂技术在致密碳酸盐岩油藏封堵开发中的应用优势探究引言：致密碳酸盐岩油藏具有储量大、流动性差等特点，使得传统的开采技术难以高效开发。
因此，分段压裂技术作为一种重要的油藏开发手段，被广泛应用于致密碳酸盐岩油藏，以提高产能和延长油田寿命周期。
本文将探究分段压裂技术在致密碳酸盐岩油藏封堵开发中的应用优势。
一、分段压裂技术概述分段压裂技术是利用人工方法在垂直井眼中通过高压液体注入，将岩石破裂成小块，并注入化学药剂以封堵裂缝的一种技术。
相较于传统的压裂技术，分段压裂技术能够更准确地控制裂缝的位置、形状和大小，实现更有效的油藏开采。
二、分段压裂技术在致密碳酸盐岩油藏封堵开发中的应用优势1.增强储层连通性致密碳酸盐岩油藏储层孔隙度小、渗透率低，因此在传统压裂技术中往往很难达到理想的增产效果。
而分段压裂技术可以通过精确控制裂缝的位置和分布，增加储层的产能和流体连通性，从而显著提高油井的产能。
2.局部压力控制能力强在致密碳酸盐岩油藏开发中，由于岩性具有非均质性和非线性特点，治疗液体在注入过程中易出现偏向性，导致压裂效果不均匀。
分段压裂技术可以通过调整分段的压力和流量，实现对不同地层的治疗效果的精确控制，从而最大限度地提高压裂治疗的效果。
3.提高油藏采收率致密碳酸盐岩油藏的渗透率低，传统的压裂技术很难充分开采储层中的油气资源。
而分段压裂技术可以细分储层，针对性地选择压裂段，以提高油藏的采收率。
通过合理配置分段位置和压裂参数，可使原本无法开采的致密碳酸盐岩储层释放出更多的油气。
4.减少订单成本致密碳酸盐岩油藏的开采需求大量对液体、油管、人力资源等提出要求，传统压裂技术需要大量的人力和物力投入。
而分段压裂技术通过精确控制压裂效果，减少了压裂剂的使用量；同时，分段压裂技术可以减少井口作业的频率和运输成本，降低了订单成本。
5.延长油田生产寿命周期致密碳酸盐岩油藏的常规开采强度较大，导致油田寿命周期较短。
而采用分段压裂技术，可以提高储层的采收率和产能，从而延长油田的生产寿命周期。
水平井分段压裂技术在非常规油气藏的应用
水平井分段压裂技术在非常规油气藏的应用[摘要]江苏油田Q7断块为典型的低渗薄层低丰度油藏，自然产能低甚至无产能，一般需要采取储层改造措施；直井控制储量小，产能递减快，开发难度大，常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制，而实施水平井分段压裂，可提高水平井产能，从而大幅度提高非常规油气藏控制储量，实现有效开发。
[关键词]水平井分段压裂提高产能1 Q7平1井地质概况Q7平1井为石港构造阜二段深层薄层低渗透致密油藏，该区块自然产能低，一般需要采取储层改造措施；直井控制储量小，产能递减快，开发难度大，常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制，为此，对Q7平1井，根据水平段测、录井解释成果，水平段设计分为6段压裂投产，通过压裂来大幅度提高单井产量及储量动用率。
2完井方式该井斜深3592米，垂深2692米，水平段591.68米。
结合该井的油藏特点，采用分段完井方式，0～3000.32m采用7″套管，引进了贝克休斯裸眼封隔器及滑套，水平段采用41/2″套管+六级滑套+裸眼封隔器分段压裂工艺，该工艺可以一次性放置到水平井裸眼井筒中并通过液压完成坐封，压裂管柱采用31/2″N80-NU 油管，回接方式完成，下深2440.59m。
压裂通道的开启通过安装在衬管鞋里的球座来控制。
3压裂液选择由于储层深，施工管柱摩阻高，储层温度较高，致密砂岩，长水平段等储层特性，因此要求选择低摩阻、延迟交联，耐高温、抗剪切能力强，表面张力和界面张力低，携砂能力强的压裂液。
针对该井储层特点，压裂层段温度98℃左右，根据室内压裂液防膨、低伤害、防水锁携砂性能评价，优选采用低伤害的羟丙基胍尔胶压裂液体系，剪切速率170S-1下，120min剪切粘度大于200mPa.s；破胶剂使用胶囊破胶剂和过硫酸铵；破胶水化液粘度＜5mPa.S。
4支撑剂选择根据Q12—2井压裂施工资料，本区块延伸压力梯度为0.0188 MPa/m，则闭合压力梯度在0.016MPa/m，本井闭合压力按0.016MPa/m计算，则该井闭合压力为43.7MPa，采用陶粒作为压裂支撑剂，提高裂缝导流能力；采用小粒径高强度的陶粒便于长距离携带。
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量级，当人们手拿地层岩石时没有谁恐惧其辐射；
数，及时修正主压裂设计。3 月 9 日开始主压裂，主压
（3）零冲洗：零污染，基质烧结，非外附着方式； 裂施工 7.5 h，第四段压裂完，投入第五段的球后，停泵
（4）半衰期：60 至 80 天；
车，泄压，检查更换泵头密封件，给泵车加油，之后完成
（5）用量少：一茶杯大小的量可满足至少一个作 剩余 3 段压裂。最高施工压力 42 MPa，共入井压裂液
业；
1 865.5 m3，入井陶粒 300 t，施工排量 5 m3/min。各层压
（6）安全包装和运输-多层铅罐铅箱。
裂施工参数（见表 2），施工曲线（见图 3）。
Application of horizontal well multi-stage fracturing technology in Changbei gas field
ZHANG Xiaodong，WANG Dingfeng，DUAN Lingliang，ZHANG Yuqin （Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，
陶粒加量 陶粒累计量
/kg
/kg
1 前置液 胶联瓜胶
5
30.0
30.0
30.0
30.0
0
0
0
2
段塞 胶联瓜胶
5
10.4
40.4
10.0
40.0
100
1 000
1 000
3 前置液 胶联瓜胶
5
10.0
50.4
10.0
50.0
0
0
1 000
4
段塞 胶联瓜胶
5
10.4
60.8
10.0
60.0
100
1 000
长北区块前期和中期全部采用裸眼完井，水平井 段有泥页岩时下入预钻孔尾管，长北气藏砂岩比较致 密，井眼稳定性好，岩石最大主应力和最小主应力差别 很小。通过分析国内外常用的水平井分段压裂方法，结 合苏里格气田低渗透气藏水平井开发的实践经验，综 合分析认为：当储层砂岩钻遇率高，泥岩较少，井眼平 滑，井眼稳定性好时，可以裸眼完井，采用裸眼封隔器+ 投球滑套分层压裂技术，投球分段压裂。目前裸眼封隔 器技术成熟，密封性能良好，满足压裂改造需要，另外 该技术压裂施工作业时间短，可对各压裂井段进行单 独准确控制，可实现水平段分段生产。下面以 CB-X 为 例，对水平井分段压裂技术在长北气藏的应用情况及 效果进行说明。
为 0.7 mD，平均渗透率为 1 mD，北部区块渗透率偏 上，最大的球座装在最上部的套筒内，压裂时将不同大
低，地层原始压力约为 29.0 MPa，储层厚度 5~35 m。自 小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的球座
长北项目成立以来，长北区块一直以双分支水平井裸 内，封堵压裂过的产层，同时打开该套筒对下一个产层
Xi'an Shanxi 710200，China）
Abstract:Changbei gas field belong to low pressure and low-permeability reservoir,in order to increase the single well production and production benefit,through conducting research on the horizontal well fracturing technology currently used both home and abroad,the open hole packer with sliding sleeve drop ball fracturing technology is proposed to applied in Changbei gas field, and it is tested in CB-XX well which performed 7 stage fracture. During well test－ ing the production rate reached to 120×104m3/d,that is provides a reliable completion tech－ nology and stimulation approach for the development of horizontal well in Changbei gas field. During the fracturing operation injected various chemical tracer and analysis of every stage productivity contribution,the resulted show that 7 stage fracture effect is favorable,all have productivity contribution and more uniform, that is achieve the target.For this well the com－ pletion and stimulation design reasonable,effect remarkable and operation safely.In the future we can curry out and application this fracturing technology in Changbei gas field. Key words：horizontal well；multi -stage fracturing；low -permeability；sliding sleeve；open hole packer
* 收稿日期：2014－04-08 作者简介：张孝栋（1985-），助理工程师，2008 年毕业于长江大学石油工程专业，现从事完井技术研究工作， 邮箱：zhangxd_cq@。
第6期
张孝栋等 水平井分段压裂技术在长北气藏的应用
71
长北气藏属于典型的低渗低压储层，渗透率中值 装了不同尺寸的球座。最小的球座装在最下面的套筒
2.6 采用非放射性化学示踪剂监测各段产能贡献
该井水平段长度超过 1 500 m，分 7 段压裂，为了
2 压裂设计
准确评价各段的产能贡献，经过讨论，采用美国岩芯公 司的非放射性化学示踪剂技术监测各段的产能贡献。
2.1 压裂方法的选择
在压裂各阶段随压裂液泵入不同种类的微量非放射性
该井选择不动管柱的多级封隔器分段压裂技术， 化学示踪剂。压裂后，洗井放喷阶段取水样，分析化验
253.4
32.6
239.6
0
0
35 120
13 顶替 线性胶
1.5
3.0
256.4
3.0
242.6
0
0
35 120
14 合计
256.4
242.6
学示踪剂有如下特点： （1）低辐射：比日常用烟感器辐射还要低；
3 现场施工
（2）低能量：比地层自然放射性材料低至少一个数
2013 年 3 月 8 日进行小型压裂，准确测得地层参
完井两部分。上部完井是常规的完井方式由上到下依 塞，采用 100 目粉陶段塞降低压裂液滤失，并堵塞微裂
次是：油管挂+井下安全阀+封隔器+坐落短接+密封插 缝，采用 20/40 目主压裂陶粒段塞磨蚀裂缝面，降低携
管；下部完井采用贝克的裸眼封隔器加投球滑套分段 砂液进入裂缝的剪切力，保证加砂顺畅。
压裂系统的管柱组合。
较高、单井产量较低，为此中外双方技术人员对改进开 用，最终优化后配方为：0.45 %瓜胶 + 1.0 %氯化钾 +
发方案进行了探索。
0.3 %粘土稳定剂 + 0.5 %助排剂 + 0.1 %pH 调节剂 +
水平井分段压裂改造技术是目前国际上先进的低 0.2 %杀菌剂。
渗透油气藏储层增产技术，其核心就是在井筒内沿着 水平井眼的方向，根据储层物性和含油气特征，选择几 个或十几个小段，采用裸眼或射孔技术，通过一次压裂 施工压开几个或十几个甚至几十个水平段裂缝，达到 增大渗流面积和提高单井产量的技术。
1 长北区块 CB-X 井基本情况
造成额外的流动阻力。 采用前置液支撑剂段塞，可以减少近井裂缝弯曲
CB-X 是长北区块的第一口水平井压裂试验井， 摩阻，减少裸眼段微裂缝，增加主裂缝宽度，有效防止
水平段长 1 549 m。 CB-X 完井分为上部完井和下部 早期脱砂。根据储层情况，设计两种不同粒径支撑剂段
水平井压裂时，近井地带存在附加的弯曲摩阻，容 易发生支撑剂从压裂液中析出，造成近井脱砂，发生砂 堵，这种危险随砂浓度的提高而迅速增大，常常会导致 压裂失败。弯曲摩阻一般认为是由于近井地带初始压 裂方向与地应力方向不一致，发生裂缝弯曲扭转，另外 若裂缝延伸方向与井筒斜交，就可能出现裂缝弯曲，会 导致携砂液在经过近井地带时由于流通路径的不规则
320
11 520
18 920
9 加砂液 胶联瓜胶
5
32.4
205.8
28.0
194.0
400
11 200
35 120
10 加砂液 胶联瓜胶
5
12.0
217.8
10.0
204.0
500
5 000
35 120
11 投球 胶联瓜胶
5
3.0
220.8
3.0
207.0
0
0
35 120
12 顶替 线性胶
5
32.6
第 33 卷 第 6 期 2014 年 6 月
石油化工应用 PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION