2011年吐哈油田增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策

吐哈石油工程技術(shù)研究院 2011年吐哈油田增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2011年 2月 吐哈石油工程技術(shù)研究院 匯 報(bào) 提 綱 一 、 油田開發(fā)存在的主要問題 二 、 2011增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 新技術(shù)研發(fā)中心擁有一支高素質(zhì)、專業(yè)化的人才團(tuán)隊(duì)，在長(zhǎng)期的技術(shù)研究和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中，鍛煉出了一支集科研和技術(shù)服務(wù)為一體的壓裂酸化專業(yè)化技術(shù)隊(duì)伍，造就出了一批勇于科研攻堅(jiān)，敢啃硬骨頭的優(yōu)秀工程技術(shù)人才?，F(xiàn)有職工 32人，平均年齡 35歲，高級(jí)工程師 3人，工程師 11人，助理工程師 11人，工人 2人，市場(chǎng)化用工 2人，實(shí)習(xí)生 3人。其中有 1名公司級(jí)的首席技術(shù)專家，碩士研究生 9人，本科以上學(xué)歷 23人， 50歲的職工、工人、市場(chǎng)化用工和實(shí)習(xí)生合計(jì) 11人，占總?cè)藬?shù)的 34.3%。專業(yè)涉及采油工程、油田化學(xué)、油藏工程及化學(xué)工程等多個(gè)領(lǐng)域，服務(wù)油田所有的采油廠、勘探部、 開發(fā)部、 勘探公司、工程技術(shù)處及哈薩克斯坦、塔河、 中化集團(tuán)。 吐哈石油工程技術(shù)研究院 一、 油田開發(fā)存在的主要問題 1、低滲中高含水期油藏，重復(fù)壓裂問題。老油田主力生產(chǎn)井層，都實(shí)施過壓裂，含水上升后，部分井實(shí)施重復(fù)壓裂，但總體效果不理想，需開展中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究。 鄯善、溫米采油廠 2、隨著油田的開發(fā)，薄差層要逐步動(dòng)用，其增產(chǎn)工藝需進(jìn)一步配套。需開展薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究。 3、老油田開發(fā)，層間矛盾日益加大，部分夾層和薄夾層需要?jiǎng)佑?，針?duì)多層系油藏，需開展低滲油田精細(xì)分注工藝；部分井欠注，提壓增注效果有限，不利于保持地層壓力和油井產(chǎn)液量，需開展降壓增注技術(shù)技術(shù)研究。 吐哈石油工程技術(shù)研究院 一、 油田開發(fā)存在的主要問題 1、雁木西、紅南及葡北欠注問題，區(qū)塊儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)（巖芯手搓成粉末），部分注水井欠注，如何解決該類型欠注問題。 1、牛圈湖區(qū)塊超前注水三低油藏如何進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量和延長(zhǎng)壓裂有效期。 吐魯番采油廠 三塘湖采油廠 2、牛東火山巖油藏溫度低、裂縫分布復(fù)雜、單井產(chǎn)量差異大，壓裂總體效果不理想，需開展火山巖油藏增產(chǎn)工藝技術(shù)配套研究，提高牛東火山巖壓裂有效率 。 吐哈石油工程技術(shù)研究院 魯克沁稠油油藏 區(qū)塊 壓裂井次 有效井次 有效率 日增 液 日增 油 含水變 化 穩(wěn)定日增油 累計(jì)增油 有效期 玉西 7 5 71.4 7.92 6.7 8.3 3.4 678.8 158 吐玉克 5 4 80 10.63 5.25 40 3.57 768.6 255 玉東 27 22 81.5 6.5 4.44 14.6 2.5 446.8 175 魯克沁 5 2 40 7 6.4 33.8 3.68 419.5 160 合計(jì) 44 33 75.0 7.35 5.05 18.7 3.05 522.5 171 1、稠油壓裂仍然面臨有效期短，增產(chǎn)量小 ,出砂等問題。前期魯克沁深層壓裂 44井次，壓裂有效井次 33井次，有效率 75.0%，壓后初期單井平均日增油 5.05t/d，穩(wěn)定日增油 3.05t/d，單井平均累計(jì)增油 522.5t，有效期 171天。 一、 油田開發(fā)存在的主要問題 吐哈石油工程技術(shù)研究院 一、 油田開發(fā)存在的主要問題 吐哈致密氣藏 1、丘東氣藏壓力系數(shù)越來越低，壓裂液返排周期長(zhǎng)，且大部分井都進(jìn)行過壓裂，需要開展低壓氣藏重復(fù)壓裂研究。 2、巴喀致密砂巖氣藏壓裂施工壓力高、部分井壓不開或加砂困難，壓裂效果不理想，需開展提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究與試驗(yàn)。 3、巴喀致密砂巖氣藏儲(chǔ)層強(qiáng)水敏，水鎖傷害嚴(yán)重。需攻關(guān)研究研究適合于致密氣藏儲(chǔ)層的敏感性實(shí)驗(yàn)方法和入井工作液傷害實(shí)驗(yàn)方法，以及與壓裂液配伍的水鎖抑制劑。 吐哈石油工程技術(shù)研究院 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 油田 區(qū)塊 總油井?dāng)?shù) 開井?dāng)?shù) 平均單井日產(chǎn)液 m3 平均單井日產(chǎn)油 t 平均單井含水率 % 日產(chǎn)油 t 日產(chǎn)水 m3 鄯善 溫西南 50 24 4.7 1.3 60.3 30 70 鄯善 216 122 21.5 1.6 88.4 200 2336 丘陵 244 163 12.2 1.5 81.0 248 1628 巴喀 59 26 5.9 2.0 50.0 52 80 鄯勒 87 69 3.9 2.0 26.8 135 76 溫米 溫西 77 53 18.8 4.5 64.5 236 660 溫五 64 73 12.9 2.7 68.1 200 657 米登 52 39 16.5 1.7 83.9 68 546 吐魯番 紅連 106 65 30.0 5.7 71.4 370 1424 葡北 79 46 15.8 5.0 53.2 229 401 神泉 71 55 15.2 3.7 63.8 202 547 雁木西 76 54 32.1 6.3 70.3 342 1247 玉果 19 13 45.7 3.6 87.9 47 527 魯克沁 魯 2 20 20 29.6 6.5 67.2 129 407 魯 8 9 8 15.8 4.5 57.5 36 75 玉東 2 50 48 12.3 4.8 42.2 231 259 玉東 4 47 40 13.9 5.5 41.6 221 242 吐玉克 15 8 11.6 3.6 53.3 29 51 三塘湖 北小湖 6 6 3.7 2.2 16.0 13 3.8 牛東 136 114 6.1 2.8 33.2 315 241 牛圈湖 165 150 3.1 1.0 53.3 145 255 條湖 1 1 14.6 10.0 1.9 10 0.3 西峽溝 22 17 2.1 0.7 50.2 12 18.6 總計(jì) /平均 1671 1214 13.8 2.9 68.6 3500 11751.7 油田目前（ 2010.6.10）有油井 1671口，開井 1214口，平均單井日產(chǎn)液13.8m3，產(chǎn)油 2.9t， 含水率 68.6%，油井含水上升形勢(shì)嚴(yán)峻。 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2005 2006 2007 2008 2009 2010 鄯善 69.6 72.3 75.8 77.7 78.7 79.3 溫米 58.7 63.3 71.4 68.8 71.9 85.8 吐魯番 25 34 33.4 50.1 64.4 64.4 魯克沁 34.3 32.9 50.4 43.4 44.1 67.8 三塘湖 6.9 11.2 31.5 34.4 40.5 39.6 各油田分年度含水率統(tǒng)計(jì)0204060801001202005 2006 2007 2008 2009 2010 2011年 份含水率%鄯善 溫米 吐魯番 魯克沁 三塘湖 各區(qū)塊隨著不斷的開發(fā)，含水率逐漸上升， 2010年上半年溫米平均含水率上升至 85.8%，含水率的上升嚴(yán)重制約了油田的開發(fā)。 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 隨著油田的不斷開發(fā)，目前的改造儲(chǔ)層由初期的不含水層逐步轉(zhuǎn)變?yōu)楹畬樱易⑺熬壊粩嗤七M(jìn)， 壓裂改造増液不增油現(xiàn)象突出 。 年度 無效井?dāng)?shù) 增液不增油井比例 地層壓力低井比例 物性差井比例 其他 2004 29 39% 21% 31% 9% 2005 30 54% 23% 12% 11% 2006 19 68% 16% 5% 11% 2007 25 56% 20% 16% 8% 2008 77 62% 9% 21% 8% 2009 34 59% 12 24% 5% 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 1）與油藏結(jié)合確定剩余油位置 由于長(zhǎng)期注水與流體的采出，目前儲(chǔ)層的油水分布狀況發(fā)生了很大的變化，確定剩余油的準(zhǔn)確分布是最基本的前提，在此基礎(chǔ)上開展的各項(xiàng)針對(duì)剩余油的增產(chǎn)技術(shù)才有可能取得效果。 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2）現(xiàn)場(chǎng)開展 FSS- 型（選擇性支撐劑）的現(xiàn)場(chǎng)，達(dá)到降水增油的目的。 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 3）加強(qiáng)技術(shù)合作 ,開展重復(fù)壓裂技術(shù)技術(shù)攻關(guān)與實(shí)驗(yàn)，通過數(shù)模等手段，認(rèn)識(shí)裂縫轉(zhuǎn)向（不轉(zhuǎn)向）的條件及影響因素，同時(shí)在現(xiàn)場(chǎng)探索施工技術(shù)。 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4） 連續(xù)油管鉆井技術(shù) 挖潛剩余油 目前的壓裂改造技術(shù)主要是建立一條高滲流能力的流通通道，裂縫方位垂直于最小主應(yīng)力，用人為的方法很難控制，而對(duì)于 高含水儲(chǔ)層如何壓裂是個(gè)世界級(jí)的難題 ，目前各種中高含水層的壓裂技術(shù)無法達(dá)到理想的效果。 1、中高含水期重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 目前油田措施改造以 、 類儲(chǔ)層為主，該類儲(chǔ)層具有厚度較薄，物性差的特點(diǎn)，壓裂改造難度大，有效率低，有效期短的特點(diǎn)。溫米、紅南正在實(shí)施二次開發(fā)，薄差層比例日益增大，技術(shù)需求明顯。 井次 施工成功率 % 有效率 % 壓裂厚度 m 滲透率 mD 平均日增油 t 有效期 d 2006 15 80% 73% 8.5 1.5 2.6 65 2007 24 75% 71% 7.6 1.2 2.5 70 2008 31 81% 77% 7.9 1.6 2.1 60 2009 22 77% 68% 6.8 1.1 1.6 55 2、薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 厚度小： h= 10m； 滲透率低 ， Ke 3mD； 儲(chǔ)層介質(zhì)特性平面展布一個(gè)或幾個(gè)方向可能變差； 壓裂增產(chǎn)增注的基礎(chǔ)差 （ 物質(zhì) ， 能量 ） 。 裂縫垂向延伸較嚴(yán)重 ， 支撐劑利用率低； 壓力高或上升快 ， 壓裂砂堵的風(fēng)險(xiǎn)大； 儲(chǔ)層易污染 ， 對(duì)入井流體要求高 壓裂效果較差 . 薄差層特征： 壓裂施工難點(diǎn)： 2、薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 技術(shù)思路一：控縫高技術(shù) -提高支撐劑的有效性 優(yōu)化最佳射孔位置； 優(yōu)化施工規(guī)模； 優(yōu)選壓裂施工參數(shù)如施工排量和壓裂液粘度等； 二次加砂壓裂； 加入浮式、沉式轉(zhuǎn)向機(jī)，人工制造隔層。 2、薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2、薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究 技術(shù)思路二：分層壓裂改造技術(shù) -提高改造針對(duì)性 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 1） 機(jī)械封隔一次分壓 3層技術(shù)研究與試驗(yàn) 。 采用 “ Y221-110+Y241-114”工具組合 主要技術(shù)參數(shù)： A、最大鋼體外徑 114mm； B、最小內(nèi)通經(jīng) 33mm； C、耐壓差 70Mpa，耐溫 135 ； D、工具抗拉能力不小于 700KN； E、封隔器座封壓重載荷 80 120KN F、最大解封附加力 100KN； G、壓裂上、下層最大排量均可達(dá)到4m3/min； 2、薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2、薄差多層壓裂工藝技術(shù)研究 2）不動(dòng)管柱式水力噴射分層壓裂技術(shù) 7 in 套管完井、篩管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以進(jìn)行 7段水力噴射壓裂； 5 1/2in套管完井、篩管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以進(jìn)行 5段水力噴射壓裂； 5 in套管完井、篩管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以進(jìn)行 3段水力噴射壓裂； 4 1/2in套管完井、篩管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以進(jìn)行 2段水力噴射壓裂； 雁木西、紅南及葡北欠注問題，區(qū)塊儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)（巖芯手搓成粉末），部分注水井欠注。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 3）低成本的清潔壓裂技術(shù) 不同清潔壓裂液相同配方下粘溫性能檢測(cè)圖0501001502002503000 5 10 15 20時(shí)間( m i n )粘度(mPa.S)01020304050607080溫度()GW100BeikenKailiWanzhuang溫度（）二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4）低傷害弱交聯(lián)壓裂液的研究 低溫壓裂液粘溫性能檢測(cè)( 1 7 0 S-1)01002003004005006007008009001000110012000 10 20 30 40 50 60 70 80 90時(shí)間（m i n ）粘度（mPa.s）01020304050溫度（oC）粘度( m P a . S )溫度( )弱交聯(lián)壓裂液體系稠化劑及交聯(lián)劑優(yōu)化數(shù)據(jù) HPG濃度 不同交聯(lián)劑濃度下凍膠粘度 (mPa.s) 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.05% 1.7 / / / / / / / 0.10% 3.5 3.6 3.6 3.3 3.3 3.2 3 2.8 0.15% 5.9 5.9 7.8 23 41 6.9 / / 0.20% 12.3 9.6 10.5 13.6 39 190 / / 0.25% 17.9 17.5 18.3 70 663 540 / / 0.30% 28.9 69.4 476 720 972 570 / / 0.35% 43.3 / / / / / / / 1、流變性能： k=3.9Pa.sn， n=0.27 2、濾失系數(shù)： 5 8 10-4m/min1/2 3、破膠液殘?jiān)?320mg/L，與常規(guī) 壓裂液相比下降了 45%，傷害低。 4、表面張力： 27mN/m 5、破膠時(shí)間： 從 3小時(shí)縮短 1小時(shí) ,破膠粘度小于 3mpa.s 。 不同破膠加速劑濃度對(duì)粘度的影響 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 5）引進(jìn)連續(xù)油管（ 23/8)水力噴砂壓裂作業(yè)，分段級(jí)數(shù)不受限。 連續(xù)油管接頭 /丟手 水力噴射工具 封隔和錨定裝置 扶正器 平衡閥 /反循環(huán)接頭 機(jī)械式套管接箍定位器（ MCCL） 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 3、 牛圈湖區(qū)塊超前注水三低油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)研究 1）應(yīng)用低聚物壓裂液、清潔壓裂液體系進(jìn)一步降低液體傷害，提高壓裂液效果。 常規(guī)壓裂液與無殘?jiān)鼔毫岩浩颇z液照片對(duì)比 羥丙基瓜膠破膠液殘?jiān)恳话阍?500mg/l左右，在牛圈湖區(qū)塊通過優(yōu)化破膠劑含量及采用低溫破膠活化劑等手段，破膠液殘?jiān)靠山抵?00mg/l左右，而 無殘?jiān)途畚飰毫岩?破膠液殘?jiān)鼮?0。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 N16-5壓裂作業(yè)隨壓裂液加入 CQZ轉(zhuǎn)向劑 500kg，裂縫方位監(jiān)測(cè)顯示，裂縫已由北東 44.1 轉(zhuǎn)為北西 64.6 。 牛 16-5壓裂施工曲線 (2010-11-18) 施工日期有效厚度( m )設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)( m )平均砂比( )最高砂比( )入井凈液量( m 3 )放噴液量( m 3 )自噴返排率（ % ）前置液比例( % )設(shè)計(jì)砂量 ( m 3 )總砂量( m 3 )排量( m 3 / m i n )延伸梯度( M P a / m )停泵壓力( M P a )加砂強(qiáng)度08-11-1 35.80 120 36.7 60 219.7 104.1 47.4 45.50 22.4 39.4 4 0.021 16.6 1.1010-11-18 35.80 120 36.2 55 198.6 86.58 43.6 17.50 55.0 55.3 2.5 0.019 14.6 1.542）物性較差、低中含水井 ，采用多級(jí)暫堵壓裂，增加泄油體積。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 3）高含水井、水淹井，試驗(yàn)深部堵水 +壓裂工藝，堵住原來水方向，措施裂縫轉(zhuǎn)向，動(dòng)用剩余油 。 基液粘度 ： 25.7mPa.s，樹脂基液為溶液，不含固相物質(zhì)，粘度低，便于注入地層深部； 固化強(qiáng)度 ： 33.6MPa，固化后強(qiáng)度高，封堵能力好； 固化時(shí)間 8h，且可根據(jù)需要可以調(diào)整，滿足施工要求。 堵水時(shí)，過頂替，使壓裂時(shí)在距井筒 5-10m處開始產(chǎn)生新縫。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4）試驗(yàn)新的壓裂支撐劑，即保證裂縫的導(dǎo)流能力，又可以降低壓裂成本 。 序號(hào) 檢驗(yàn)項(xiàng)目 標(biāo)準(zhǔn)要求值 實(shí) 際 測(cè)定值 修約值 單項(xiàng) 結(jié)論 1 篩析 粒徑（ 850-425um） 90% 98.9155 99 合格 2 小于下限（ 425um） 2% 1.0845 1 合格 3 大于頂篩 0.1% 0.0000 0.0 合格 4 425um篩子上的樣 10% 5.6571 6 合格 5 濁 度 FTU 100 19.8 20 合格 6 圓 度 0.60 0.80 0.80 合格 7 球 度 0.60 0.80 0.80 合格 8 酸溶解度 *% 8 0.95 1 合格 9 破碎率 % 52MPa 4 3.6717 4 合格 69MPa / 5.7017 6 / 10 體積密度 g/cm3 1.65 1.5508 1.55 合格 11 視密度 g/cm3 3.00 2.0288 2.03 合格 固特砂支撐劑檢驗(yàn)報(bào)告 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 5）開展暫堵劑的自行研發(fā)，爭(zhēng)取下 10月份投入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 。 類 型 固體 顆粒大小 0.45-0.9mm/0.8-1.25mm 強(qiáng) 度 45MPa/m 熱穩(wěn)定性 30-80oC下 8個(gè)月性能基本不變 創(chuàng)新點(diǎn) 夏季也可以使用和運(yùn)輸 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4、 牛東區(qū)塊火山巖油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 前期壓裂存在的問題： 1）壓后產(chǎn)量下降快，壓裂有效率期短。選井選層難度大，有效率低。 2）裂縫啟裂和延伸復(fù)雜，多裂縫特征明顯，難以形成主裂縫，裂縫高度延伸大，施工難度大。 3）火山巖壓裂形成的裂縫形態(tài)復(fù)雜，但設(shè)計(jì)基本上按砂巖模型進(jìn)行設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)的準(zhǔn)確性有待進(jìn)一步驗(yàn)證和完善。 4）牛東火山巖油藏水平井主要采取籠統(tǒng)壓裂，不能均勻的改造儲(chǔ)層。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 技術(shù)思路：以 “ 深穿透 ” 、 “ 造長(zhǎng)縫 ” 主要的壓裂技術(shù)路線 ,不僅增加了溝通儲(chǔ)層裂縫的幾率，又提高了壓裂施工的成功率和有效率。 4、 牛東區(qū)塊火山巖油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4、 牛東區(qū)塊火山巖油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 1）井下微地震監(jiān)測(cè)技術(shù) 壓裂濾失區(qū)應(yīng)力變化引起的微地震事件應(yīng)力釋放引起的微地震事件井距取決于巖性速度微地震事件壓裂作業(yè)井 微地震監(jiān)測(cè)井多級(jí)三分量檢波器壓裂濾失區(qū)應(yīng)力變化引起的微地震事件應(yīng)力釋放引起的微地震事件井距取決于巖性速度微地震事件壓裂作業(yè)井 微地震監(jiān)測(cè)井多級(jí)三分量檢波器利用監(jiān)測(cè)結(jié)果評(píng)價(jià)壓裂裂縫形態(tài)，對(duì)室內(nèi)模型、壓裂設(shè)計(jì)進(jìn)行修正，提高設(shè)計(jì)的科學(xué)性與準(zhǔn)確性。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2）采用水力噴射壓裂技術(shù)，實(shí)施定點(diǎn)壓裂，控制裂縫起裂厚度，從而控制裂縫高度，實(shí)現(xiàn)深穿透造長(zhǎng)縫的目的。 針對(duì)多薄層壓裂采用滑套式噴射工具，一趟管柱分壓多段，實(shí)現(xiàn)分壓合采，提升壓裂效果。 針對(duì)厚單層壓裂采用兩個(gè)噴槍組合工具， 增加了溝通儲(chǔ)層裂縫的幾率 ，提高壓裂有效率。 4、 牛東區(qū)塊火山巖油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4、 牛東區(qū)塊火山巖油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 3） 精細(xì)壓裂液配方，強(qiáng)化壓后管理，提高壓裂液返排率 做好以下幾個(gè)方面提高壓裂液返排： 采用生物酶破膠，降低破膠液粘度，減少固相殘?jiān)?采用氣舉排液，提高排液壓力； 低表面張力液體配方； 開展壓后管理優(yōu)化研究，提高返排速度，減少支撐劑返吐。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4）針對(duì)牛東火山巖油藏不能壓裂的井，開展酸基交聯(lián)壓裂和轉(zhuǎn)向分流酸化技術(shù)研究和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，逐步配套火成巖油藏增產(chǎn)技術(shù)。 0204060801001201400 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130時(shí)間( m i n )視粘度(mPa.s)0102030405060708090100剪切應(yīng)力(Pa)視粘度剪切應(yīng)力70 酸基壓裂液剪切穩(wěn)定性 01002003004005006007000 20 40 60 80 100 120時(shí) 間 ( m i n )粘度(cP)020406080100120剪應(yīng)力(Pa)粘度剪應(yīng)力90 酸基壓裂液剪切穩(wěn)定性 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 1）開展 端部脫砂壓裂，就是在水力壓裂過程中有控制的使支撐劑在裂縫的端部脫出，橋架形成一個(gè)端部砂堵，從而阻止裂縫進(jìn)一步向縫長(zhǎng)方向延伸，繼續(xù)注人高砂比混砂液，繼而沿縫壁形成全面砂堵，縫中儲(chǔ)液量增加，泵壓增大促使裂縫膨脹變寬，縫內(nèi)填砂增大，從而造出一條具有很高導(dǎo)流能力的裂縫。 5、 魯克沁深井稠油壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2） 多縫壓裂技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 5、 魯克沁深井稠油壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 稠油油藏地層均質(zhì)性強(qiáng)，壓裂易于產(chǎn)生多條裂縫，可以采用大射孔間距或不同方位布置噴嘴，形成多條裂縫，增加產(chǎn)量和有效期。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 5、 魯克沁深井稠油壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 3）開展稠油降粘壓裂液的研究，進(jìn)一步提高裂縫的導(dǎo)流能力，以提高單井 產(chǎn)量。 01002003004000 100 200 300 400 500時(shí)間 m i n導(dǎo)流能力IIIIII2 、常規(guī)壓裂液1 、稠油復(fù)合壓裂液擠入稠油復(fù)合壓裂液導(dǎo)流能力恢復(fù)率可達(dá)93.1% 擠入常規(guī)壓裂液導(dǎo)流能力恢復(fù)率僅為 45.3% 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 4） 在防砂上，采取大粒徑支撐劑和尾追涂層砂進(jìn)行防砂 。 5、 魯克沁深井稠油壓裂增產(chǎn)技術(shù)配套研究 冰結(jié)覆膜支撐劑的研究、篩選與試驗(yàn) 。要求該產(chǎn)品（ 1) 導(dǎo)流能力高， (2) 破碎率低， (3)表面光潔，流體流動(dòng)阻力小， (4)具有自膠結(jié)功能，方便施工，（ 5）能夠防住 粒度中值為 0.17 0.18mm 的砂子 。 吐玉克油田玉東區(qū)塊粒度中值為 0.15mm 0.17mm，魯克沁區(qū)塊粒度中值為 0.17 0.18mm，巖性為細(xì)砂巖。與此相對(duì)應(yīng)的防砂用工業(yè)支撐劑的粒度中值 D50應(yīng)為 0.75 0.9mm左右。因此可以選用 0.85 1.25mm的陶?；蚬烫厣啊?。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 6、 低壓氣藏重復(fù)壓裂技術(shù)研究 丘東氣田經(jīng)過幾年開采，目前氣藏平均壓力系數(shù)在 0.5以下，水基泡沫壓裂液壓后自噴返排率逐年降低，改造的同時(shí)也可能污染了低壓層，影響壓裂效果 。此外 ,丘東氣田基本上都是經(jīng)過壓裂投產(chǎn) ,原有的裂縫已經(jīng)失效 ,急需開展氣藏的重復(fù)壓裂技術(shù)研究與試驗(yàn)。 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年丘東 32.24 20.92 18.94 16.91 15.32 14.29 13.11 1.98 2.03 1.59 1.03 1.18 19.13溫八 25.80 19.37 17.16 15.02 13.59 12.36 10.77 2.21 2.14 1.43 1.23 1.59 15.03米登 29.87 23.83 21.66 20.71 17.82 14.00 9.28 2.17 0.95 2.89 3.82 4.72 20.59溫西一 27.90 22.75 19.60 16.53 14.7 12.92 11.21 3.15 3.07 1.83 1.78 1.71 16.69紅臺(tái)2 18.86 18.86 14.61 12.09 9.41 6.65 4.16 4.25 2.52 2.68 2.76 2.49 14.70平均 26.93 21.15 18.39 16.25 14.17 12.04 9.71 2.75 2.14 2.08 2.12 2.34 17.23總壓降MPa區(qū)塊投產(chǎn)初期MPa壓力（M P a ） 壓降（M P a ）二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 1）研究攻關(guān)氣藏重復(fù)壓裂技術(shù)，并與壓裂投產(chǎn) -防砂一體化技術(shù)相結(jié)合。 原裂縫延伸壓裂。在原有水力裂縫的基礎(chǔ)上，進(jìn)行縫長(zhǎng)的延伸，增強(qiáng)導(dǎo)流能力等措施以擴(kuò)大水力縫的泄油范圍，這種方法可以稱之為老縫新生。 裂縫轉(zhuǎn)向壓裂。由于初壓填砂縫的存在，在其附近出現(xiàn)兩個(gè)水平應(yīng)力大小的換位及應(yīng)力場(chǎng)的換向，新縫的傾角及方位角不同程度地偏離了老縫，新縫在未泄油區(qū)的擴(kuò)展，增加了油氣井的泄油面積。 井號(hào) 暫堵劑類型 暫堵劑加量（ kg） 總 砂量 m3 平均 砂比 % 加砂 強(qiáng)度 m3/m 措施前 措施后 對(duì)比 日產(chǎn)氣 m3/d 日產(chǎn)油t/d 含水 % 日產(chǎn)氣m3/d 日產(chǎn)油t/d 含水 % 日產(chǎn)氣m3/d 日產(chǎn)油t/d 丘東22 DX-1 80 47.9 27.4 2.2 （ AOF） 5.1 104m3/d 5.6 / （ AOF） 20.2 104m3/d 14.2 / （ AOF） 15.1 104m3/d 8.6 6、 低壓氣藏重復(fù)壓裂技術(shù)研究 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 2）研究攻關(guān)低傷害壓裂液體系，降低壓裂液對(duì)地層和裂縫的傷害，減小毛管阻力、提高返排速度和返排率。 低殘?jiān)砘瘎捅砻婊钚詣?，進(jìn)一步降低壓裂液傷害，提高裂縫導(dǎo)流能力。 壓裂液濃度傷害對(duì)比3032343638404244460 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26時(shí)間（小時(shí)）導(dǎo)流能力m2-cm2 5 0 m l （ 0 . 5 % 壓 裂 液 殘 渣 ）2 5 0 m l （ 0 . 4 % 壓 裂 液 殘 渣 ）多 項(xiàng) 式 ( 2 5 0 m l （ 0 . 4 % 壓 裂 液 殘 渣 ） )多 項(xiàng) 式 ( 2 5 0 m l （ 0 . 5 % 壓 裂 液 殘 渣 ） )二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 配套完善設(shè)備，提高泡沫壓裂液的干度，實(shí)現(xiàn)真正意義的泡沫壓裂液（干度 ），更有利于低壓氣層的改造。 目前吐哈油田僅配備 1臺(tái)液氮泵車，泡沫壓裂液泡沫質(zhì)量?jī)H 8-15%，一般壓后返排 30-40%即見氣，隨著地層壓力的下降，大量壓裂液將難以返出地層。 需要進(jìn)一步定量研究試驗(yàn)不同比例的液氮增能泡沫壓裂液：攜砂、降濾、助排等性能，形成不同地層物性、壓力系數(shù)下的液氮增能泡沫壓裂液最優(yōu)體系，以便進(jìn)一步提高總砂比、減少壓裂液用量，提高壓裂效益； 按氣體含量分 增能體系 （ fgtp小于 52%） 泡沫體系 （ fgtp 大于 52%， 小于 96%） 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 試驗(yàn)泡沫清潔壓裂液。 清潔壓裂液 是一種運(yùn)用表面活性劑作為增稠劑的一種無固相壓裂液。 膠聯(lián)原理：表面活性劑在水中形成一種微胞結(jié)構(gòu)，濃度超過臨界濃度 時(shí)便纏在一起，起到增粘的作用而不需專用交聯(lián)劑。 破膠原理： 在油層中與烴類接觸，影響液體的帶電環(huán)境，從而破壞微胞結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致粘度的降低； 在水層中與地層稀釋，使表面活性劑的濃度降低，破壞微胞結(jié)構(gòu)，使其粘度降低，達(dá)到破膠的目的而 不需專用破膠劑。 由于無水不溶物，因此具有對(duì)裂縫滲透率傷害小的顯著特點(diǎn)。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 吐哈石油鉆采工藝研究院0501001502002503003504004500 10 20 30時(shí)間（m i n ）粘度（mPa.s）01020304050607080溫度（oC）6 . 0 % 稠化劑4 . 0 % 稠化劑2 . 0 % 稠化劑起泡后2 . 0 % 稠化劑起泡后4 . 0 % 稠化劑起泡后6 . 0 % 稠化劑溫度20 -70 粘溫檢測(cè)曲線 與未泡沫化相比： 4.0%時(shí)穩(wěn)定粘度提高了 1.6倍。 6.0%時(shí)穩(wěn)定粘度提高了 1.0倍。 清潔壓裂液成本高，使用溫度不超過 70 ，為此我們開展室內(nèi)研究，在保證攜砂性能的基礎(chǔ)上，尋找新配方力求降低壓裂液成本，提高使用溫度范圍。初步實(shí)驗(yàn)：配制濃度為 6%的清潔壓裂液，轉(zhuǎn)入?yún)且鸹煺{(diào)器高速剪切，壓裂液起泡，泡沫質(zhì)量達(dá)到 25%，且常溫下測(cè)其瞬時(shí)粘度，與泡沫化前相比粘度增加了 30mpa.s，現(xiàn)場(chǎng)施工 3口井，成功率率 100%，有效率 100%，最高使用溫度可達(dá)到 90 ， 。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 跟蹤調(diào)研新型液體體系，降低地層傷害。 21世紀(jì)新液體技術(shù) -新型超低濃度壓裂液體系。 2000年，國(guó)外 BJ公司研發(fā)提出了 HY-CMG胍膠體系； 它由聚合物、緩沖劑、交聯(lián)劑和破膠劑組成。聚合物是一種高屈服應(yīng)力的羧甲基瓜爾膠（ high-yield CMG）； 聚合物用量?jī)H約為常規(guī)聚合物用量1/2，一般使用濃度為 0.18 0.30%； 適用地層溫度： 93 121 ； 目前國(guó)外已有超過 500口井的使用。 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 3） 低壓氣井壓后經(jīng)濟(jì)適用排液技術(shù)優(yōu)選與應(yīng)用 （壓裂 -水力泵排液一體化、壓裂 -氣舉閥排液一體化、壓前裝抽油機(jī)） 技術(shù)要點(diǎn) 機(jī)抽井 電潛泵 排液動(dòng)力 CYJQ14-6-73HP型彎游梁節(jié)能抽油機(jī)（ 35千瓦電機(jī)） 114P系列防砂型電泵（ 46千瓦電機(jī)、耐溫 150 ） 井口密封 盤根動(dòng)密封 1-3.2Mpa不刺漏 KYD35/80-65 電泵排液采氣 井口防噴 21Mpa半、全封光桿 防噴器 BIW井口電纜穿越 井下、井口防氣鎖 偏心高效氣錨，氣、液分采 高效分離器和氣體處理器組合，氣、液分采 電機(jī)保護(hù) 過載自動(dòng)保護(hù) 欠、過載自動(dòng)保 護(hù) 泵掛深度 2675 3180m（尼龍） 2821m 深井泵診斷 不停機(jī)診斷 井口電流監(jiān)控 二、 2011年增產(chǎn)技術(shù)對(duì)策 吐哈石油工程技術(shù)研究院 7、 吐哈致密氣藏提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究與試驗(yàn) 1） 直井多層、水平井多段分壓技術(shù) 1、先進(jìn)技術(shù)引進(jìn)及推廣應(yīng)用 引進(jìn)斯倫貝謝、哈里伯頓的水平井裸眼封隔器和 TAPTM（ Treat & Produce）技術(shù)等先進(jìn)技術(shù)，并在吐哈油田推廣應(yīng)用。 2、直井多層、水平井多段分壓技術(shù)研發(fā) (1)直井機(jī)械隔離多級(jí)分層壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用； 直井機(jī)械分層 3-5層壓裂工具研發(fā)及工藝管柱設(shè)計(jì)； 直井機(jī)械分層壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)。 (2)水力噴砂多級(jí)壓裂技術(shù)研究； 不動(dòng)管柱水力噴砂 5段及以上分段壓裂工藝研究； 不動(dòng)管柱水力噴砂 5段及以上分段壓裂工具研制及性能評(píng)價(jià)。 (3)水平井裸眼封隔器分段壓裂工藝研究與試驗(yàn)； 水平井多段壓裂工藝管柱及裸眼封隔器的引進(jìn)，配套工具的研制，多段分段壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)； 水平井多段壓裂技術(shù)評(píng)價(jià)及效果分析。 (4)水平井、直井多級(jí)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)研究； (5)北部山前帶及臺(tái)北凹陷斜坡區(qū)儲(chǔ)層敏感性及地層應(yīng)