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水平井分段压裂技术总结篇一：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。
20XX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BakerHughes、weatherford、Packersplus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。
刘方河目录一、压裂基础知识二、国内应用的水平井多级改造技术三、国外公司水平井分段压裂新技术及其应用介绍四、安东石油水平井分段压裂技术•水力压裂和酸化•防砂技术增产技术•压裂的目的近井地带受伤害，渗透率严重下降地层压力低，油气层剩余能量不足低产低渗透率地层地层原油粘度高基本概念利用地面高压泵组，以超过地层吸收能力的排量将高粘液体（压裂液）泵入井内，而在井底憋起高压，当该压力克服井筒附近地应力达到岩石抗张强度后，就在井底产生裂缝。
继续将带有支撑剂的携砂液注入压裂液，裂缝继续延伸并在裂缝中充填支撑剂。
停泵后，由于支撑剂对裂缝的支撑作用，可在地层中形成足够长、有一定导流能力的填砂裂缝。
近井解堵、储层改造、地层防砂、区块开发、岩屑回注水力压裂造缝机理增产技术介绍水力压裂造缝机理增产技术介绍水力压裂造缝机理2014/5/21Page 11目录一、压裂基础知识二、国内应用的水平井多级改造技术三、国外公司水平井分段压裂新技术及其应用介绍四、安东石油水平井分段压裂技术水平井多级分段改造技术近年来发展很快，目前国内外在大规模实施该项技术，根据地层油藏储层的不同其改造手段与方法也不同，目前应用广泛的有两大类：一、裸眼水平井改造技术目前应用最多最广泛的成熟的技术手段，最突出的优点是无需固井，最大限度保护油气层，压裂酸化作业一次完成，分级数量最多可达40级，改造成本较低，井控风险小。
存在的问题：只能够进行一次压裂酸化作业，破裂点不能够精确定位，不能够重复进行，在井内遗留不同孔径的球座，钻除需要连续油管或作业机进行作业，在深井及高压井中存在风险，最适用于整装的高压低产致密无底水及边水存在的气田。
悬挂封隔器套管鞋投球滑套投球滑套投球滑套压差滑套水力锚油管裸眼封隔器套管坐封球座+浮鞋反循环阀●国内最先引进贝克休斯技术，实现了裸眼水平井完井、分段改造，在国内各油田大规模应用；●水平段：采用悬挂封隔器+裸眼封隔器+投球滑套系统实现裸眼水平段多段隔离、压裂改造；●工具一次入井实现水平段连续压裂作业、不固井、射孔；水平井裸眼分段压裂技术裸眼水平段分段压裂、酸化改造后余留在完井管串内的球坐•球的材质与密度：Frac-Sur 1.35 SG、Frac-Sur HT 1.80 SG、Frac-Sur EX 1.80 SG •球坐的材质：特殊改性铸铁、铝合金、高分子材料多孔球坐与密封球在原油生产井中存在遗留球坐对原油生产有影响，原油底水边水侵入后无法进行处理，不能够重复开关作业。
水平井裸眼分段压裂技术作者：向德良贾保奎来源：《中国科技博览》2016年第09期[摘要]水平井分段压裂技术是目前应用最多的处理低压、低孔隙、低渗的油气藏的工艺技术。
对于水平井裸眼分段压裂技术来说，此项技术在国外应用最为广泛，国内水平与国外水平还有很大的差距。
采取水平井裸眼分段压裂技术能够最大面积的与油藏接触，压裂效果好等一系列优点。
水平井裸眼分段压裂技术工具都具有较高的设计制作工艺，对于精度和材质也有很高的要求。
在施工过程中，针对出现的各种问题加以探讨。
[关键词]水平井裸眼分段压裂技术裸眼封隔器压差滑套投球滑套中图分类号：TE257 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0354-01引言：本文首先介绍了目前国内外的水平井分段压裂技术现状和裸眼分段压裂技术的优点。
然后对于水平井裸眼分段压裂技术的工作原理做了一个较详细的阐述。
描述和解释了悬挂封隔器、裸眼封隔器、投球滑套、压差滑套工具的作用。
最后对施工中容易出现的问题进行探讨。
一、简介1.1水平井分段压裂技术国内外现状上世纪 90年代国外率先研发出来水平井分段压裂技术，例如哈里伯顿公司的水利喷砂分段压裂技术，固井滑套分段压裂系统，快钻桥塞分段压裂技术；斯伦贝谢公司的stageFRACTM系统；贝克休斯公司的frac point系统，裸眼封隔器滑套分段压裂计术。
随后在许多地区推广使用，该技术的核心工具被少数国外公司所垄断，我国由于起步较晚，对于水平井分段压裂核心技术与工具的自主研发还需更大的努力，目前国内的水平分段压裂技术有机械隔离分段压裂技术，套管分流压裂技术，双封隔器单卡压裂技术，限流分段压裂技术等。
对于水平井裸眼分段压裂技术来说，此项技术在国外应用最为广泛，国内水平与国外水平还有很大的差距，增强自主研究水平还需大量努力。
1.2裸眼分段压裂技术的优点当遇到低压、低孔隙、低渗的油气藏，一般的开发模式无法达到高效开发，针对这种情况，水平井分段压裂技术是最好的方法。
苏里格气田苏36—15—18H2井裸眼完井分段压裂技术摘要：根据苏里格气田低渗、低压、低丰度岩性气藏的特点，在总结以前水平井压裂经验的基础上，实施了水平井裸眼封隔器分段压裂技术，并在苏36-15-18H2井取得成功应用，取得了较好的效果，其开发投产气产量是普通直井的3～6倍，表明水平井裸眼封隔器多级压裂技术已应用成熟，为今后的水平井开发应用提供了技术支撑关键词：苏里格气田水平井裸眼封隔器分段压裂前言国内外研究表明，水平井的压裂改造技术是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一，已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热点。
国内外主要应用的水平井压裂技术有限流压裂技术、机械及液体胶塞封隔分段压裂技术、水力喷射压裂和多级分段压裂等。
限流法压裂技术加砂规模受限，压裂层位针对性相对较差。
机械封隔分段压裂是在水平井段上用桥塞坐封隔离井筒，再实施射孔、压裂、求产。
水力喷射和多级分段压裂均是近年来发展的增产新技术在国内外的应用均取得了不错的效果。
一、裸眼封隔器多级压裂技术1.工具组成裸眼封隔器分段压裂主要工具包括裸眼封隔器、自封式球座、压差滑套、投球滑套、悬挂封隔器、回接筒、丢手接头，工具耐温150℃，耐压差70MPa，堵球尺寸分为40.2mm、45.4mm、50.6mm等，由分段压裂级别、各级投球滑套差别而设定。
2.工艺原理及特点裸眼井分段压裂技术是在双封隔器单卡分压成功的基础上发展的不动管柱多级封隔器压裂技术，其核心是裸眼井管外封隔和多级分段压裂，根据储层开发的需要，使用封隔器和滑套将水平井段分隔成若干段，压裂或酸化时通过投球逐级打开滑套，有针对性地改造储层。
该技术比水力喷射压裂、限流法压裂和液体胶塞压裂技术具有更好的封隔，可实现大规模压裂改造，具有安全性强、操作简单、节省固井和射孔时间及作业费用等优点。
3.完井管柱3.1 试验技术思路在水平井裸眼完井条件下一次性下入水平井裸眼分段压裂管柱，通过逐级投球打开滑套并封堵下层油管，实现水平井裸眼分段压裂合层排液。
2010年2月1日水平井压裂工艺水平井压裂工艺建议一、封隔器+投球滑套压裂系统：完井工具一次入井实现水平井裸眼段分层压裂工艺一、封隔器+投球滑套压裂系统Primary Objectives主要作业目的•Control Where the Frac is Placed压裂作业区域控制ØIsolation of segments of the lateral实现压裂作业井段横向分段隔离ØCreate fractures over the entire length of the lateral 实现全井段完全压裂作业•Increase NPV 增加投资回报率ØHigher initial rate of production 提高产量ØIncreased reservoir drainage 增加采收率ØLower operational expenses降低作业成本产能分析投资回报率分析一、封隔器+投球滑套压裂系统单井产量对比124Well #7Koone 2-35185Well #6Knowles 1-26387Well #5Koone 1-34545Well #4Cassell 1-26578Well #3Hildreth 1-36880Well #2Hillis 1-271017Well #1McGee 1-352753Frac PointWell Knowles 2-26-H Initial Productio n Rate (mcf)Well Well Name Initial Production Rate of Offset Vertical Wells一、封隔器+投球滑套压裂系统压力时间水力开启球球球表面漏失导致压力降低一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统使用优势•Oil Company savings–Rig time compared to conventional completion methods.缩短钻机/修井机使用时间–The days of Fracturing time compared to conventional methods减少压裂作业时间–No cementing of Liner cost as with conventional methods 无固井作业需求–No wire line or perforating needed as with conventional methods.不需要钢丝作业和射孔作业一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Seat Sub球座Setting Ball Capture Seat一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Seat Sub 球座Used across all of BOT’s product linesDeveloped as a temporaryplugging system more than 25 years agoEstimated usage approximately 12,000 sincedevelopment“P”Pressure Activated Sleeve压力开关滑套一、封隔器+投球滑套压裂系统“P”Pressure Activated Sleeve压力开关滑套Developed as a pressure actuatedcirculating sleeve more than 25years ago –Used across all of BOT’s product linesPort configuration was modified for Frac-Point applicationsEstimated usage since development approximately 7,500Ball’s球•Ball’s tested at 250 deg to 8,500 psi在121℃，58MPa下做球实验•Specific Gravity Options比重选项– 2.47 Phenolic2.47酚醛塑料– 1.9 Custom Rubber 20921.9橡胶– 1.25 Nytef–Available Sizes 可用尺寸•3.500 in 3.000 in 2.500 in 2.250 in 2.000 in 1.750 in 1.500 in一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统Open Hole Packer 裸眼封隔器History :Developed as the Premier Removable Packer System 675 runs since 2001一、封隔器+投球滑套压裂系统Open Hole Packer Performance•Based on 10K Premier Packer ChassisØ6-1/8”Hole = 10,000 psi 3-7/8 Hole = 8,500 psiØ6-1/4”Hole = 8,500 psi 4.00 Hole = 8,500 psiØ6-1/2”Hole = 6,000 psi 4.25 Hole = 5,000 psiØTemperature Rating: 100 –350°FØInitiation Pressure adjust between 1,200 –1,800 psiØTorque Rating: up to 6,000 ft. lbs. depending on thread type ØNo body (mandrel)movement during settingØ255K Tensile RatingBall Activated Frac Sleeve投球开关滑套一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Activated Frac Sleeve 投球开关滑套Development in 1990 to selectively producedifferent intervalsModified for use in Frac-point applicationswith the addition of the ball seat insert9739 runs from 1992 to 2006Ball Activated Frac Sleeve投球开关滑套一、封隔器+投球滑套压裂系统Ball Activated Frac Sleeve投球开关滑套•Opening Pressures adjustable between 2,000 –4,000 psi ØAvailable Seat Sizes• 3.500 in• 3.000 in• 2.500 in• 2.250 in• 2.000 in• 1.750 in• 1.500 inLiner Top Packer System 尾管封隔器Ø 4 ½’’X 7’’SystemØRun On HR Liner Setting ToolØHydraulically releases at 2,300 psiØOD: 5.875 inØID: 3.958 in一、封隔器+投球滑套压裂系统一、封隔器+投球滑套压裂系统Liner Top Packer System尾管封隔器系统ØOne Trip Deployment –No Setting Tool NeededØPacker Set with 2,000 psi and Applied Tension and CompressionØ12,000 psi Differential RatingØ200,000 lb Tensile RatingØIntegral 5.250 in ID 6 ft. Tie Back ExtensionØTorque Capability of the HR 12,000 ft. lbs.Development HistoryØOriginally developed as an alternative for “two trip”North Sea permanent packer completions. Developed in 1980.Ø508 SB Packer runs since 2003Ø524 HR Running tool runs since 2003一、封隔器+投球滑套压裂系统Sizes Available 现有产品规格•4-1/2”Liner x 7.00”CSG x ( 6-1/4”to 6-1/2”) OH •2-7/8”Liner x 4-1/2”CSG x ( 3-7/8”to 4-1/4”) OH •3-1/2”Liner x 5-1/2”CSG x ( 4-1/2 to 4-3/4”) OH •5-1/2”Liner x 9-5/8”CSG x ( 8-1/2”to 8-3/4) OH二、机械滑套+封隔器/固井ZoneSelect水平井压裂技术该系统可在一次起下钻中完成多个操作（酸化或压裂），不需要过油管干预，经济省时。
川西气田可钻桥塞分段压裂技术
宋燕高;林立世
【期刊名称】《油气井测试》
【年(卷),期】2015(024)003
【摘要】可钻桥塞分段压裂既能同时满足不限级数和大排量压裂的需求,又能满足压后井筒畅通,利于井下作业和生产,对非常规油气藏体积压裂具有较强适应性.通过分簇射孔参数优化、分段压裂参数优化,配套桥塞选型及井口装置、泵送及钻磨参数研究,形成了可钻桥塞分段压裂技术,解决了大排量压裂与井筒畅通的矛盾,在川西气田开展三井次先导试验,最大分段数达到15段,最多射孔簇数43簇,最高施工排量18 m3/min,压后成功钻磨桥塞.
【总页数】4页(P52-55)
【作者】宋燕高;林立世
【作者单位】西南油气分公司工程技术研究院四川德阳 618000;西南油气分公司工程技术研究院四川德阳 618000
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
【相关文献】
1.川西气田水平井K344封隔器分段压裂技术应用
2.可钻桥塞水平井分段压裂工艺在致密低渗气田的应用
3.涪页HF-1井泵送易钻桥塞分段大型压裂技术
4.龙凤山气
田大通径免钻桥塞分段压裂先导试验5.可钻桥塞分段压裂技术在大牛地气田应用效果评价
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２０１０年５月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２４卷 第３期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１０）０３—００９１—０３
角６４一Ｈ２井桥塞分段压裂技术特色解析
吕国祥 ，吴月先 ，曾 科。，龚 蔚。，魏传阳 ，周仲建。 （１．西南石油大学，四川成都６１０５００；２．中国石油川庆钻探工程有限公司；３．中国石油辽河油田公司）
摘要：川中地区八角场须四段为块状长石石英砂岩致密凝析气藏，储层结构为裂缝一孔隙型、微裂缝 孔隙型和孔 隙型，纵向和横向非均质性严重，首次尝试用Ｉ 型水平井开采，一期分６段压裂施工成功，技术特色显现：分次射 孔，井筒内桥塞机械转向，固相纵向限缝高，光套管低摩阻泵注，前置酸预处理。 关键词：致密凝析气藏；Ｉ 型水平井；分段压裂；技术特色；评价 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ
川中地区八角场气田中生界上三叠统须四段凝 析气藏拥有较多的探明天然气地质储量，致密储集 层开采技术难度很大，资源潜力不能有效地发挥。 直井大型加砂压裂工艺技术尝试（崔明月，丁云宏， 单文文，等．四川Ｉ八角场低渗透气田大型水力压裂应 用实例及认识，２０００），多口井呈现出较高效开采的 新局面。在此基础上尝试应用Ｌ型水平井开采口］， 旨在提供一井压多条高导缝的工程条件，再次提高 开发效果。角６４一Ｈ 井是该气田内新钻成的首口 Ｌ型水平试验井，位于构造西端高点附近的角５１井 区内，距角５１井仅只有２ ｋｍ，地质条件较好，有助 于与角５１井（直井）作压裂效果对比评价。角６４一 Ｈ 井一期压裂施丁作业历经１ ０８５ ｍｉｎ（跨越４ ｄ）， 相继分压６段，共计压人地层陶粒４８７．２８ ｔ，泵注工 作液３ ４１０．３ ｍ。，创多项国内施工作业新纪录。 ｌ压裂试验区地质特征 川中地区八角场气田中生界上三叠统须四段凝 析气藏比］，短轴背斜构造中的长轴走向为东西向，长 轴向南突出，构造北陡南缓，南北不对称。构造上分 布有东、西两个局部高点，西高点分布范围较大，两 高点间由鞍部连接。西高点东南部为角５１井区，即 是须四段储层压裂改造试验区，主要由角４１井、角 ５１井、角４５井和角５０井的井点连结所控制。须四 段地层埋藏深度为３ ０００～３ ２００ ｍ左右，厚度为 １０２～１４４．８ ｒｎ。须四段储集岩为长石石英砂岩，多 为中粒、细一中粒岩屑，具有中孔低渗的物性特征。 区域内须四段地层天然裂缝发育规模差异很大，分 布很不均匀。天然裂缝多为微细裂缝，主要为层理， 多为单斜层理、平行层理、水平层理、羽状层理和交 错层理。角５１井须四段３ １３２－－３ １４３ ｍ和３ １９７～ ３ ２０３ ｒｎ井段，钻井气浸显示，槽面见１０ 鲕粒气 泡，钻时为９５～１５ ｍｉｎ／ｍ和８７～１７ ｍｉｎ／ｍ。岩石 泥质胶结较为疏松，以至于岩心内形成１．５～２．０ ｃｍ厚的钻井泥浆浸入环带，时差测井曲线中有多处 显现出微裂缝特征。射孑Ｌ完井后初测天然气产量达 到３．３６×１０ ｍ。／ｄ，这是全气藏内较大的初测天然 气产量，较发育的微裂缝起了重要的作用。投产３ 个多月，气产量仍较平稳，井口套压下降幅度仅有 ５．５ ，地层供给能力较强。值得重视的是巨厚块状 砂岩储集层内无良好的隔层，限制人工缝高很难，致 密储集岩压裂造缝的施工泵压高。储集岩具有强水 敏、酸敏、盐敏和速敏的特征，浸入液易于诱发水锁 后患，须得有高效针对性技术措施。
２分段压裂技术特色 （１）分次射孔。角６４一Ｈ 井一期施工作业要分 压６段，是在光套管泵注条件下进行，因而采取射孔
一段、压裂一段的作法，先后共计射６个小孑Ｌ段（孔 段长度均为１ ｍ，均射１６个孔眼）。为了顺利施工 作业，均采用电缆牵引射孔枪，通过泵注方式送射孑Ｌ 枪就位（此工艺技术尚属国内首次作业）。分次射孑Ｌ 既是光套管泵注的需求，也避免了多孔段同时共存 的施工干扰，尤其满足分压的地质需求。 （２）井筒内桥塞机械转向。角６４一Ｈ 井一次性 分压６段（即压开６条人工裂缝），光套管泵注条
收稿日期：２０１０—０３—０２ 作者简介：吕国祥，副教授，１９５２年出生，研究方向为油气储层 地质学和数学地质学。 基金项目：四川省重点学科建设项目（编号：ＳＺＤ０４１４）的资助。 ・９２・ 石油地质与工程 ２０１０年第３期 件下，压裂第一孔段时，凭借井底条件进行物理转 向，迫使工作液进入孔段内；往后的５个孔段分压， 均凭借连续油管送入井筒内的桥塞，进行机械转向， 迫使工作液进入相应压裂孔段内。先后于井筒内施 放５个桥塞，而压裂作业结束后，才磨铣掉这５个桥 塞，实现最终冲砂和排液。井筒内桥塞机械转向是 水平井分段压裂的技术关键，桥塞井筒内转向技术 成熟，具有很高的可靠性，致使各段压裂成功。 （３）固相纵向限缝高。角６４一Ｈｚ井分段压裂造 缝后，均先泵注粒径１００目石英砂和粒径８０目陶 粒，起到充填动态缝降滤失的功能，断塞有助于延伸 主裂缝。两种固相剂有一定的密度差异，在主缝内 流动分异的过程中，起到向上、向下充填降滤作用， 发挥限制主裂缝缝高的功能，迫使主裂缝增长、增 宽。由此再次表明角６４一Ｈ。井分段压裂，采用的是 综合性转向技术，井筒内转向和地层内转向彼此协 同作业，集成了两种转向技术的优势。 （４）光套管低摩阻泵注。角６４一Ｈ。井分段压 裂，采用＠１１４．３ １Ｔｉｍ油层套管泵注作业，井下施工 条件简单。井身结构油层套管外固井水泥返高应有 一定的深度，利于从油层套管外的环空中泵注平衡 液，保护井内上部的油层套管。此类压裂作业井的 井身结构，在钻井、固井作业中就得有所准备，不仅 要用高强度的油层套管，还得采用ｗＴ气密封技术 处理。光套管泵注作业的过水面积大，能满足大型 压裂大排量泵注的工程需求。光套管泵注时的流动 摩阻系数较低，有助于降低施工泵注压力。角５８Ｅ 井采用＠１３９．７ ｍｍ套管泵注，注人排量为５．６ ｍ。／ ｍｉｎ时，套管泵注摩阻仅只有７．９ ＭＰａ，摩阻系数０． ００２５ ＭＰａ／ｍＩ力口砂压裂中的泵注排量高达７．９５～ ８．０６ ｍ。／ｍｉｎ时，泵注压力仍只有７１～６Ｏ ＭＰａ，注 入地层陶粒２４４ ｔ，最高砂浓度达到９５８ ｋｇ／ｍ。，这 为角６４一Ｈ。井４１／２ｉｎ套管泵注压裂提供了科学依 据。 （５）前置酸液预处理。前置酸液先前多置于常 规前置液中的前缘，以清除钻井、固井和完井过程中 所造成的堵塞，畅通液流通道，降低压裂施工作业的 泵注压力。随着前置酸工程技术的发展，前置酸的 功能也不断增大。酸蚀碳酸盐岩，有助于扩大动态 缝宽，提高支撑缝的导流能力，尤其是碳酸盐岩储集 层加砂压裂更是如此。酸蚀沟通地层内的天然裂 缝，有助于扩大、延伸裂缝。较富余的前置酸，压裂 作业后的回流过程中，尚可发挥对碱性交联凝胶液 的破胶作用，有助于清除缝壁的压裂液滤饼、残胶和 残渣，改善缝壁的渗透性能，提高缝壁的泄流能力。 目前国内前置酸加砂压裂，不仅可在前置液前缘或 后缘布酸，甚至于可全用酸液作前置液口 ］。国内 前置酸加砂压裂最早起源于川中地区磨１４井ｌ＿５ ］， 因云岩储层破裂压力梯度很高，人工造缝的宽度很 窄，加之于地层内的天然裂缝存在，导致钻井过程中 漏失泥浆ｌＯ．３ ｍ。，射孔完井的气产量较中途测试 下降２／３。因而采用前置酸加砂压裂，酸液起到了 明显解堵、降泵注压力的作用，使加砂压裂一次性成 功，增产效果极其显著。四川地区的后续研究并未 进行，而长庆油田针对特低渗砂岩油藏加砂压裂的 需求，开展了卓有成效的研究及应用【７—８３。先期前 置酸加砂压裂施工作业２８口井，均一次性获得成 功，原油产量呈现逐月上升的趋势；继而又在镇５３ 井区等５个新区块内，前置酸加砂压裂１００井次，镇 ５３井区压裂后连续６个月的产量较常规压裂高。 正因为如此，角６４一Ｈ 井分段加砂压裂施工作业， 也采用前置酸技术，旨在发挥对新井解堵、降泵注压 力的作用，也确保获得地层较为真实的力学参数，提 高工程设计的科学性。
３角６４一Ｈ 井分段压裂述评 角６４一Ｈ 井分段压裂，主要应用桥塞井筒机械 转向来实现，总体工艺技术有明显优势，确保一次性 压开多条人工裂缝，实现高强度储层改造目的。施 工作业的针对性强，不存在含糊性，能满足地质评价 的需求。 然而Ｌ型水平井桥塞机械转向分段压裂，仍然 有一定的适应范围，对于重点勘探井评价是有现实 意义的，对于优质储量区块高效开发也是有利的，而 对于较差储量级别的区块开发是不太适宜的。此分 段压裂工艺技术的工序复杂，巨额的投入要求尽快 高回报，推广应用就须得慎重，应以少数井重点试验 成效作判别。角６４一Ｈ。井压裂过程中，共计进行６ 次射孔，５次向井筒送桥塞，１次测试压裂，６次加砂 压裂，磨铣桥塞５个，并最终全井彻底冲砂，前后历 经的时间很长（仅至压裂结束就得需用４ ｄ时间）， 必然导致强水敏地层被大量工作液较长时间浸泡， 潜在着影响压裂效果的风险，而排液仅仅在冲砂后 才进行，其技术难度很大。 角６４一Ｈ。井一期分段压６段，均施工成功，二 期分压８段的准备接着进行。显然二期压裂的具体 安排，要视其一期压裂的成效大小而定，并作出适当 的技术改进。尤其是排液的安排要有一定的灵活 吕国祥等．角６４一Ｈ 井桥塞分段压裂技术特色解析 ．９３． （上接第９０页） ［４］ 置液段塞的压裂施工参数。从降低滤失和提高返排 率的角度评价了多种现场应用材料的配伍性与效 果，形成了适合百１１０井区的压裂液配方体系。 （３）水力裂缝走向受断裂带的控制，和区块内断 裂带的走向一致，对后期注水开发及部署井网有一 定的参考价值。 ｒ １ Ｌ Ｊ
参考文献
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