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非常规油气水平井多级分段压裂完井技术胜利油田分公司采油工艺研究院2012年1月非常规油气水平井多级分段压裂完井技术编写：张全胜张峰左家强李玉宝王磊吕玮张燎源张建初审：李爱山郝金克审核：张全胜胜利油田分公司采油工艺研究院2012年1月一、国内外技术现状及油田发展形势1、国外非常规油气技术迅猛发展近年来，国外以美国页岩油气为代表的非常规油气勘探开发飞速发展，并逐步形成了非常规油气水平井勘探、钻井、完井、压裂、裂缝监测等系列配套技术，建立了较为完善的勘探开发理念。
在技术不断配套完善的同时，也形成了甜点勘探、优快钻井、压裂完井一体化、体积压裂、“井工厂”管理模式等成熟的勘探开发理念。
美国已钻页岩油气水平井数量达50000多口，水平井多级分段压裂完井技术已日趋成熟，2011年美国共完钻非常规油气水平井8500多口，水平井占非常规油气产量的90%以上，80%以上为“井工厂”模式。
页岩气产量为1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%。
国外非常规油气水平井多级分段压裂完井技术主要形成了水平井裸眼封隔器分段压裂完井和泵送桥塞射孔分段压裂联作两大主导技术，以两大主导技术的突破为核心，配套形成了优化设计、裂缝监测、设备配套等技术系列，提供了有力支撑。
创下分段最多90级，水平段段长最长4900m，单段最大加砂量450m3，单段最大液2550m3，80%以上的井为“井工厂”模式。
2、国内非常规油气勘探开发迈出实质性步伐近年来，国内中石油、中石化、中海油等石油公司在非常规油气勘探开发领域都已经迈出实质性步伐，技术以引进为主，同时开展了自主研究，正迅速追赶国际先进水平。
截至2011年底，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。
当年完钻1000口水平井，500口井实现了2200段有效压裂，提高原油产量37×104t，天然气35×108m3。
水平井段内多裂缝压裂技术研究与应用申贝贝;何青;张永春;李雷;刘威【摘要】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哲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.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2014(037)001【总页数】4页(P64-67)【关键词】致密低渗储层;水平井压裂;段内多裂缝压裂;大牛地气田【作者】申贝贝;何青;张永春;李雷;刘威【作者单位】中国石化华北分公司工程技术研究院;中国石化华北分公司工程技术研究院;中国石化华北分公司工程技术研究院;中国石化华北分公司工程技术研究院;中国石化华北分公司工程技术研究院【正文语种】中文大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，主要含气层位为上古生界下石盒子组、山西组和太原组。
自从1999年首钻大探1井试获工业气流后，经过多年的勘探开发与研究，取得了丰硕的成果。
目前，上古生界砂岩储层的开发已经逐渐走向规模化、工业化的开发阶段。
常规的直井开发在大牛地致密低渗储层中开发难度大，建产率低。
为了扩大井筒泄气面积，提高单井控制储量和产能，并借鉴前期气田开发的探索实践，华北分公司工程技术研究院通过转变理念、优化设计、完善管理，不断完善工程工艺措施，逐渐形成了满足大牛地气田致密低渗储层有效开发的工程工艺技术措施。
目前，大牛地气田主要以水平井开发为主，并已经建成国内第一个全部采用水平井开发的10×108m3产能气田。
水平井穿层压裂技术研究及应用摘要：水平井分段压裂技术是低孔低渗油气藏增产改造的重要手段，由于砂泥岩薄互储层小层多，厚度薄，常规水平井压裂改造方法只能改造单一小层，供液能力有限，导致压后产能低，产能递减快。
针对这个问题，本文提出了水平井穿层压裂技术，并通过理论分析、工艺控制措施参数优化及现场试验，证实了水平井穿层压裂技术的可行性，并在现场试验中取得了较好的效果。
关键词：砂泥岩薄互层水平井穿层压裂水平井分段压裂技术是低孔特低渗油藏增产改造的重要技术手段，在厚油层压裂改造中被广泛应用。
但面对厚度小、小层数多的砂泥岩薄互储层，它的改造效果一般，主要原因是压裂施工仅仅改造了水平段所在的单个小层，由于小层厚度小，地层能量弱，难以形成长期有效供液，导致产量低，递减快。
为了实现同时改造多个小层，本文从水基压裂垂直缝遮挡原理出发，分析穿层压裂技术影响因素，优化压裂施工参数，在现场试验中取得了成功，实现了砂泥岩薄互储层水平井纵向改造多层，为砂泥岩薄互储层改造提供了技术手段。
1裂缝遮挡机理裂缝高度hf是压裂设计中重要参数，影响裂缝高度的主要因素是隔层的遮挡作用，目前砂泥岩隔层遮挡机理主要包括应力遮挡和岩性遮挡。
1.1应力遮挡裂缝高度是由净压力Pnet和边界泥岩层与储层的应力差Δσ所控制，当Pnet 很大程度的大于Δσ时，裂缝延伸几何形态趋于简单的径向或圆形裂缝，并且净压力递减；当Pnet近似等于Δσ时，裂缝高度难于预测，在净压力变化较小时缝高可能会增长，但液体垂向流动时液体粘性引起压力降落又会阻止缝高增长；当Pnet小于0.5倍Δσ时，基本上无裂缝垂向增长，水力裂缝完全限定在储层内[1]。
1.2岩性遮挡在泥岩隔层岩性比较纯、砂泥岩之间过度岩性少的砂泥岩交互层中，岩性遮挡主要作用在砂泥岩界面上，遮挡机理包括界面效应、塑性效应、阻渗效应。
界面效应是裂缝延伸到界面时，由于岩性变化明显，裂缝在岩性界面滑移；塑性效应是裂缝延伸到纯泥岩层后，由于泥岩塑性强，抗压能力强，此时缝内净压力只能导致泥岩层变形但不破裂，阻止裂缝继续向前延伸；阻渗效应是泥岩渗透性差，能有效阻止液体向泥岩层滤失，保持泥岩层为受压状态，避免进入受拉状态而破裂。
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。
石油地质与工程2021年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第2期文章编号：1673–8217（2021）02–0098–05致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验尚立涛1，刘宇2，张杨1，齐士龙2，乔岩1，李存荣2（1．中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京102206；2．中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163453）摘要：致密火山岩储层天然裂缝发育差，低孔、低渗、致密、非均质性强，需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。
随着储层物性变差，可缩小压裂裂缝间距保持单井产量；为明确最优改造裂缝间距与施工规模，基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰，确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。
应用压裂后分段产气监测，认识分段产量与改造规模关系，明确致密火山岩储层最优改造规模，有效指导压裂方案优化，提高设计针对性与开发效益。
关键词：大庆油田；致密火山岩；水平井压裂；裂缝间距；产量监测；压裂规模优化中图分类号：TE357 文献标识码：AFracturing parameter optimization and field test of horizontal wells in tight volcanic reservoirs SHANG Litao1, LIU Yu2, ZHANG Yang1, QI Shilong2, QIAO Yan1, LI Cunrong2(1. Engineering Technology Research Institute Co., Ltd., China National Petroleum Corporation, Beijing 102206, China; 2. DaqingOilfield Co., Ltd., PetroChina, Daqing, Heilongjiang 163453, China)Abstract: The tight volcanic reservoir is characterized by poor development of natural fractures, low porosity, low permeability, compactness and strong heterogeneity, which requires the application of large-scale staged horizontal well fracturing technology to achieve effective development. With the deterioration of reservoir physical properties, the fracturing fracture spacing can be reduced to maintain single well production; in order to determine the optimal fracture spacing and construction scale, based on the understanding of reservoir porosity and permeability characteristics, relative permeability characteristics and flow characteristics, and the interference caused by fracturing with different fracture spacing, the optimal fracture spacing of tight volcanic reservoir is determined. Through the application of staged gas production monitoring after fracturing, the relationship between staged production and reconstruction scale is understood, and the optimal reconstruction scale of tight volcanic reservoir is determined, which can effectively guide the optimization of fracturing scheme and improve the efficiency and benefit of the design and development.Key words:Daqing Oilfield；tight volcanic rock; horizontal well fracturing; fracture spacing; production monitoring; fracturing scale optimization致密油气储层可应用缝控压裂技术提高单井产量[1]，通过人工裂缝参数的优化来实现井控单元内储量的最大动用。
