2011年吐哈油田增产技术对策

吐哈石油工程技术研究院 2011年吐哈油田增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2011年 2月 吐哈石油工程技术研究院 汇 报 提 纲 一 、 油田开发存在的主要问题 二 、 2011增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 新技术研发中心拥有一支高素质、专业化的人才团队，在长期的技术研究和现场实践中，锻炼出了一支集科研和技术服务为一体的压裂酸化专业化技术队伍，造就出了一批勇于科研攻坚，敢啃硬骨头的优秀工程技术人才。现有职工 32人，平均年龄 35岁，高级工程师 3人，工程师 11人，助理工程师 11人，工人 2人，市场化用工 2人，实习生 3人。其中有 1名公司级的首席技术专家，硕士研究生 9人，本科以上学历 23人， 50岁的职工、工人、市场化用工和实习生合计 11人，占总人数的 专业涉及采油工程、油田化学、油藏工程及化学工程等多个领域，服务油田所有的采油厂、勘探部、 开发部、 勘探公司、工程技术处及哈萨克斯坦、塔河、 中化集团。 吐哈石油工程技术研究院 一、 油田开发存在的主要问题 1、低渗中高含水期油藏，重复压裂问题。老油田主力生产井层，都实施过压裂，含水上升后，部分井实施重复压裂，但总体效果不理想，需开展中高含水期重复压裂技术研究。 鄯善、温米采油厂 2、随着油田的开发，薄差层要逐步动用，其增产工艺需进一步配套。需开展薄差多层压裂工艺技术研究。 3、老油田开发，层间矛盾日益加大，部分夹层和薄夹层需要动用，针对多层系油藏，需开展低渗油田精细分注工艺；部分井欠注，提压增注效果有限，不利于保持地层压力和油井产液量，需开展降压增注技术技术研究。 吐哈石油工程技术研究院 一、 油田开发存在的主要问题 1、雁木西、红南及葡北欠注问题，区块储层敏感性强（岩芯手搓成粉末），部分注水井欠注，如何解决该类型欠注问题。 1、牛圈湖区块超前注水三低油藏如何进一步提高单井产量和延长压裂有效期。 吐鲁番采油厂 三塘湖采油厂 2、牛东火山岩油藏温度低、裂缝分布复杂、单井产量差异大，压裂总体效果不理想，需开展火山岩油藏增产工艺技术配套研究，提高牛东火山岩压裂有效率 。 吐哈石油工程技术研究院 鲁克沁稠油油藏 区块 压裂井次 有效井次 有效率 日增 液 日增 油 含水变 化 稳定日增油 累计增油 有效期 玉西 7 5 58 吐玉克 5 4 80 0 55 玉东 27 22 175 鲁克沁 5 2 40 7 60 合计 44 33 71 1、稠油压裂仍然面临有效期短，增产量小 ,出砂等问题。前期鲁克沁深层压裂 44井次，压裂有效井次 33井次，有效率 压后初期单井平均日增油 d，稳定日增油 d，单井平均累计增油 效期 171天。 一、 油田开发存在的主要问题 吐哈石油工程技术研究院 一、 油田开发存在的主要问题 吐哈致密气藏 1、丘东气藏压力系数越来越低，压裂液返排周期长，且大部分井都进行过压裂，需要开展低压气藏重复压裂研究。 2、巴喀致密砂岩气藏压裂施工压力高、部分井压不开或加砂困难，压裂效果不理想，需开展提高单井产量技术研究与试验。 3、巴喀致密砂岩气藏储层强水敏，水锁伤害严重。需攻关研究研究适合于致密气藏储层的敏感性实验方法和入井工作液伤害实验方法，以及与压裂液配伍的水锁抑制剂。 吐哈石油工程技术研究院 二、 2011年增产技术对策 1、中高含水期重复压裂技术研究 油田 区块 总油井数 开井数 平均单井日产液 均单井日产油 t 平均单井含水率 % 日产油 t 日产水 善 温西南 50 24 30 70 鄯善 216 122 200 2336 丘陵 244 163 248 1628 巴喀 59 26 52 80 鄯勒 87 69 135 76 温米 温西 77 53 236 660 温五 64 73 200 657 米登 52 39 68 546 吐鲁番 红连 106 65 370 1424 葡北 79 46 229 401 神泉 71 55 202 547 雁木西 76 54 342 1247 玉果 19 13 47 527 鲁克沁 鲁 2 20 20 129 407 鲁 8 9 8 36 75 玉东 2 50 48 231 259 玉东 4 47 40 221 242 吐玉克 15 8 29 51 三塘湖 北小湖 6 6 13 东 136 114 315 241 牛圈湖 165 150 145 255 条湖 1 1 10 峡沟 22 17 12 计 /平均 1671 1214 3500 田目前（ 油井 1671口，开井 1214口，油 含水率 油井含水上升形势严峻。 吐哈石油工程技术研究院 2005 2006 2007 2008 2009 2010 鄯善 米 鲁番 25 34 克沁 塘湖 油田分年度含水率统计0204060801001202005 2006 2007 2008 2009 2010 2011年 份含水率%鄯善 温米 吐鲁番 鲁克沁 三塘湖各区块随着不断的开发，含水率逐渐上升， 2010年上半年温米平均含水率上升至 含水率的上升严重制约了油田的开发。 1、中高含水期重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 随着油田的不断开发，目前的改造储层由初期的不含水层逐步转变为含水层，且注水前缘不断推进， 压裂改造増液不增油现象突出 。 年度 无效井数 增液不增油井比例 地层压力低井比例 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、中高含水期重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 1）与油藏结合确定剩余油位置 由于长期注水与流体的采出，目前储层的油水分布状况发生了很大的变化，确定剩余油的准确分布是最基本的前提，在此基础上开展的各项针对剩余油的增产技术才有可能取得效果。 1、中高含水期重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2）现场开展 型（选择性支撑剂）的现场，达到降水增油的目的。 1、中高含水期重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 3）加强技术合作 ,开展重复压裂技术技术攻关与实验，通过数模等手段，认识裂缝转向（不转向）的条件及影响因素，同时在现场探索施工技术。 1、中高含水期重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4） 连续油管钻井技术 挖潜剩余油 目前的压裂改造技术主要是建立一条高渗流能力的流通通道，裂缝方位垂直于最小主应力，用人为的方法很难控制，而对于 高含水储层如何压裂是个世界级的难题 ，目前各种中高含水层的压裂技术无法达到理想的效果。 1、中高含水期重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 目前油田措施改造以 、 类储层为主，该类储层具有厚度较薄，物性差的特点，压裂改造难度大，有效率低，有效期短的特点。温米、红南正在实施二次开发，薄差层比例日益增大，技术需求明显。 井次 施工成功率 % 有效率 % 压裂厚度 m 渗透率 均日增油 t 有效期 d 2006 15 80% 73% 5 2007 24 75% 71% 0 2008 31 81% 77% 0 2009 22 77% 68% 5 2、薄差多层压裂工艺技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 厚度小： h= 10m； 渗透率低 ， 3 储层介质特性平面展布一个或几个方向可能变差； 压裂增产增注的基础差 （ 物质 ， 能量 ） 。 裂缝垂向延伸较严重 ， 支撑剂利用率低； 压力高或上升快 ， 压裂砂堵的风险大； 储层易污染 ， 对入井流体要求高 压裂效果较差 . 薄差层特征： 压裂施工难点： 2、薄差多层压裂工艺技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 技术思路一：控缝高技术 优化最佳射孔位置； 优化施工规模； 优选压裂施工参数如施工排量和压裂液粘度等； 二次加砂压裂； 加入浮式、沉式转向机，人工制造隔层。 2、薄差多层压裂工艺技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2、薄差多层压裂工艺技术研究 技术思路二：分层压裂改造技术 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 1） 机械封隔一次分压 3层技术研究与试验 。 采用 “ 241具组合 主要技术参数： A、最大钢体外径 114 B、最小内通经 33 C、耐压差 70温 135 ； D、工具抗拉能力不小于 700 E、封隔器座封压重载荷 80 120、最大解封附加力 100 G、压裂上、下层最大排量均可达到4m3/ 2、薄差多层压裂工艺技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2、薄差多层压裂工艺技术研究 2）不动管柱式水力喷射分层压裂技术 7 管完井、筛管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以进行 7段水力喷射压裂； 5 1/2管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以进行 5段水力喷射压裂； 5 管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以进行 3段水力喷射压裂； 4 1/2管完井、裸眼完井的（直）水平井最多可以进行 2段水力喷射压裂； 雁木西、红南及葡北欠注问题，区块储层敏感性强（岩芯手搓成粉末），部分注水井欠注。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 3）低成本的清洁压裂技术 不同清洁压裂液相同配方下粘温性能检测图0501001502002503000 5 10 15 20时间( m i n )粘度(1020304050607080温度()）二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4）低伤害弱交联压裂液的研究 低温压裂液粘温性能检测( 1 7 0 1002003004005006007008009001000110012000 10 20 30 40 50 60 70 80 90时间（m i n ）粘度（1020304050温度（度( m P a . S )温度( )弱交联压裂液体系稠化剂及交联剂优化数据 不同交联剂浓度下冻胶粘度 (0 / / / / / / 3 41 / 9 190 / / 0 663 540 / / 76 720 972 570 / / / / / / / / 1、流变性能： k=n=、滤失系数： 5 8× 10 3、破胶液残渣： 320，与常规 压裂液相比下降了 45%，伤害低。 4、表面张力： 27mN/m 5、破胶时间： 从 3小时缩短 1小时 ,破胶粘度小于 不同破胶加速剂浓度对粘度的影响 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 5）引进连续油管（ 23/8)水力喷砂压裂作业，分段级数不受限。 连续油管接头 /丢手 水力喷射工具 封隔和锚定装置 扶正器 平衡阀 /反循环接头 机械式套管接箍定位器（ 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 3、 牛圈湖区块超前注水三低油藏压裂增产技术研究 1）应用低聚物压裂液、清洁压裂液体系进一步降低液体伤害，提高压裂液效果。 常规压裂液与无残渣压裂液破胶液照片对比 羟丙基瓜胶破胶液残渣含量一般在 500mg/牛圈湖区块通过优化破胶剂含量及采用低温破胶活化剂等手段，破胶液残渣含量可降至300mg/ 无残渣低聚物压裂液 破胶液残渣为 0。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 00缝方位监测显示，裂缝已由北东 转为北西 。 牛 162010施工日期有效厚度( m )设计缝长( m )平均砂比( )最高砂比( )入井净液量( m 3 )放喷液量( m 3 )自喷返排率（ % ）前置液比例( % )设计砂量 ( m 3 )总砂量( m 3 )排量( m 3 / m i n )延伸梯度( M P a / m )停泵压力( M P a )加砂强度0820 0 20 5 性较差、低中含水井 ，采用多级暂堵压裂，增加泄油体积。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 3）高含水井、水淹井，试验深部堵水 +压裂工艺，堵住原来水方向，措施裂缝转向，动用剩余油 。 基液粘度 ： 脂基液为溶液，不含固相物质，粘度低，便于注入地层深部； 固化强度 ： 化后强度高，封堵能力好； 固化时间 >8h，且可根据需要可以调整，满足施工要求。 堵水时，过顶替，使压裂时在距井筒 5 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4）试验新的压裂支撑剂，即保证裂缝的导流能力，又可以降低压裂成本 。 序号 检验项目 标准要求值 实 际 测定值 修约值 单项 结论 1 筛析 粒径（ 850 90% 9 合格 2 小于下限（ 425 2% 合格 3 大于顶筛 格 4 425 10% 合格 5 浊 度 100 0 合格 6 圆 度 >格 7 球 度 >格 8 酸溶解度 *% 8 合格 9 破碎率 % 524 合格 69 / 10 体积密度 g/格 11 视密度 g/格 固特砂支撑剂检验报告 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 5）开展暂堵剂的自行研发，争取下 10月份投入现场试验 。 类 型 固体 颗粒大小 5 度 45m 热稳定性 30个月性能基本不变 创新点 夏季也可以使用和运输 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4、 牛东区块火山岩油藏压裂增产技术配套研究 前期压裂存在的问题： 1）压后产量下降快，压裂有效率期短。选井选层难度大，有效率低。 2）裂缝启裂和延伸复杂，多裂缝特征明显，难以形成主裂缝，裂缝高度延伸大，施工难度大。 3）火山岩压裂形成的裂缝形态复杂，但设计基本上按砂岩模型进行设计，设计的准确性有待进一步验证和完善。 4）牛东火山岩油藏水平井主要采取笼统压裂，不能均匀的改造储层。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 技术思路：以 “ 深穿透 ” 、 “ 造长缝 ” 主要的压裂技术路线 ,不仅增加了沟通储层裂缝的几率，又提高了压裂施工的成功率和有效率。 4、 牛东区块火山岩油藏压裂增产技术配套研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4、 牛东区块火山岩油藏压裂增产技术配套研究 1）井下微地震监测技术 压裂滤失区应力变化引起的微地震事件应力释放引起的微地震事件井距取决于岩性速度微地震事件压裂作业井 微地震监测井多级三分量检波器压裂滤失区应力变化引起的微地震事件应力释放引起的微地震事件井距取决于岩性速度微地震事件压裂作业井 微地震监测井多级三分量检波器利用监测结果评价压裂裂缝形态，对室内模型、压裂设计进行修正，提高设计的科学性与准确性。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2）采用水力喷射压裂技术，实施定点压裂，控制裂缝起裂厚度，从而控制裂缝高度，实现深穿透造长缝的目的。 针对多薄层压裂采用滑套式喷射工具，一趟管柱分压多段，实现分压合采，提升压裂效果。 针对厚单层压裂采用两个喷枪组合工具， 增加了沟通储层裂缝的几率 ，提高压裂有效率。 4、 牛东区块火山岩油藏压裂增产技术配套研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4、 牛东区块火山岩油藏压裂增产技术配套研究 3） 精细压裂液配方，强化压后管理，提高压裂液返排率 做好以下几个方面提高压裂液返排： 采用生物酶破胶，降低破胶液粘度，减少固相残渣； 采用气举排液，提高排液压力； 低表面张力液体配方； 开展压后管理优化研究，提高返排速度，减少支撑剂返吐。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4）针对牛东火山岩油藏不能压裂的井，开展酸基交联压裂和转向分流酸化技术研究和现场实验，逐步配套火成岩油藏增产技术。 0204060801001201400 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130时间( m i n )视粘度(102030405060708090100剪切应力(粘度剪切应力70 酸基压裂液剪切稳定性 01002003004005006007000 20 40 60 80 100 120时 间 ( m i n )粘度(20406080100120剪应力(度剪应力90 酸基压裂液剪切稳定性 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 1）开展 端部脱砂压裂，就是在水力压裂过程中有控制的使支撑剂在裂缝的端部脱出，桥架形成一个端部砂堵，从而阻止裂缝进一步向缝长方向延伸，继续注人高砂比混砂液，继而沿缝壁形成全面砂堵，缝中储液量增加，泵压增大促使裂缝膨胀变宽，缝内填砂增大，从而造出一条具有很高导流能力的裂缝。 5、 鲁克沁深井稠油压裂增产技术配套研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2） 多缝压裂技术研究与现场试验 5、 鲁克沁深井稠油压裂增产技术配套研究 稠油油藏地层均质性强，压裂易于产生多条裂缝，可以采用大射孔间距或不同方位布置喷嘴，形成多条裂缝，增加产量和有效期。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 5、 鲁克沁深井稠油压裂增产技术配套研究 3）开展稠油降粘压裂液的研究，进一步提高裂缝的导流能力，以提高单井 产量。 01002003004000 100 200 300 400 500时间 m i 常规压裂液1 、稠油复合压裂液挤入常规压裂液导流能力恢复率仅为 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4） 在防砂上，采取大粒径支撑剂和尾追涂层砂进行防砂 。 5、 鲁克沁深井稠油压裂增产技术配套研究 冰结覆膜支撑剂的研究、筛选与试验 。要求该产品（ 1) 导流能力高， (2) 破碎率低， (3)表面光洁，流体流动阻力小， (4)具有自胶结功能，方便施工，（ 5）能够防住 粒度中值为 砂子 。 吐玉克油田玉东区块粒度中值为 克沁区块粒度中值为 性为细砂岩。与此相对应的防砂用工业支撑剂的粒度中值 此可以选用 。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 6、 低压气藏重复压裂技术研究 丘东气田经过几年开采，目前气藏平均压力系数在 基泡沫压裂液压后自喷返排率逐年降低，改造的同时也可能污染了低压层，影响压裂效果 。此外 ,丘东气田基本上都是经过压裂投产 ,原有的裂缝已经失效 ,急需开展气藏的重复压裂技术研究与试验。 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年丘东 P a ） 压降（M P a ）二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 1）研究攻关气藏重复压裂技术，并与压裂投产 原裂缝延伸压裂。在原有水力裂缝的基础上，进行缝长的延伸，增强导流能力等措施以扩大水力缝的泄油范围，这种方法可以称之为老缝新生。 裂缝转向压裂。由于初压填砂缝的存在，在其附近出现两个水平应力大小的换位及应力场的换向，新缝的倾角及方位角不同程度地偏离了老缝，新缝在未泄油区的扩展，增加了油气井的泄油面积。 井号 暂堵剂类型 暂堵剂加量（ 总 砂量 均 砂比 % 加砂 强度 m3/m 措施前 措施后 对比 日产气 m3/d 日产油t/d 含水 % 日产气m3/d 日产油t/d 含水 % 日产气m3/d 日产油t/d 丘东22 0 （ 104m3/d （ 104m3/d （ 104m3/d 、 低压气藏重复压裂技术研究 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 2）研究攻关低伤害压裂液体系，降低压裂液对地层和裂缝的伤害，减小毛管阻力、提高返排速度和返排率。 低残渣稠化剂，低表面活性剂，进一步降低压裂液伤害，提高裂缝导流能力。 压裂液浓度伤害对比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时间（小时）导流能力 0 m l （ 0 . 5 % 压 裂 液 残 渣 ）2 5 0 m l （ 0 . 4 % 压 裂 液 残 渣 ）多 项 式 ( 2 5 0 m l （ 0 . 4 % 压 裂 液 残 渣 ） )多 项 式 ( 2 5 0 m l （ 0 . 5 % 压 裂 液 残 渣 ） )二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 配套完善设备，提高泡沫压裂液的干度，实现真正意义的泡沫压裂液（干度 >），更有利于低压气层的改造。 目前吐哈油田仅配备 1台液氮泵车，泡沫压裂液泡沫质量仅 8一般压后返排 30见气，随着地层压力的下降，大量压裂液将难以返出地层。 需要进一步定量研究试验不同比例的液氮增能泡沫压裂液：携砂、降滤、助排等性能，形成不同地层物性、压力系数下的液氮增能泡沫压裂液最优体系，以便进一步提高总砂比、减少压裂液用量，提高压裂效益； 按气体含量分 增能体系 （ 2%） 泡沫体系 （ 于 52%， 小于 96%） 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 试验泡沫清洁压裂液。 清洁压裂液 是一种运用表面活性剂作为增稠剂的一种无固相压裂液。 胶联原理：表面活性剂在水中形成一种微胞结构，浓度超过临界浓度 时便缠在一起，起到增粘的作用而不需专用交联剂。 破胶原理： 在油层中与烃类接触，影响液体的带电环境，从而破坏微胞结构，导致粘度的降低； 在水层中与地层稀释，使表面活性剂的浓度降低，破坏微胞结构，使其粘度降低，达到破胶的目的而 不需专用破胶剂。 由于无水不溶物，因此具有对裂缝渗透率伤害小的显著特点。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 吐哈石油钻采工艺研究院0501001502002503003504004500 10 20 30时间（m i n ）粘度（1020304050607080温度（ . 0 % 稠化剂4 . 0 % 稠化剂2 . 0 % 稠化剂起泡后2 . 0 % 稠化剂起泡后4 . 0 % 稠化剂起泡后6 . 0 % 稠化剂温度20 粘温检测曲线 与未泡沫化相比： 稳定粘度提高了 稳定粘度提高了 清洁压裂液成本高，使用温度不超过 70 ，为此我们开展室内研究，在保证携砂性能的基础上，寻找新配方力求降低压裂液成本，提高使用温度范围。初步实验：配制浓度为 6%的清洁压裂液，转入吴茵混调器高速剪切，压裂液起泡，泡沫质量达到 25%，且常温下测其瞬时粘度，与泡沫化前相比粘度增加了 场施工 3口井，成功率率 100%，有效率 100%，最高使用温度可达到 90 ， 。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 跟踪调研新型液体体系，降低地层伤害。 21世纪新液体技术 2000年，国外 它由聚合物、缓冲剂、交联剂和破胶剂组成。聚合物是一种高屈服应力的羧甲基瓜尔胶（ 聚合物用量仅约为常规聚合物用量1/2，一般使用浓度为 适用地层温度： 93 121 ； 目前国外已有超过 500口井的使用。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 3） 低压气井压后经济适用排液技术优选与应用 （压裂 裂 前装抽油机） 技术要点 机抽井 电潜泵 排液动力 35千瓦电机） 11446千瓦电机、耐温 150 ） 井口密封 盘根动密封 0电泵排液采气 井口防喷 21封光杆 防喷器 井下、井口防气锁 偏心高效气锚，气、液分采 高效分离器和气体处理器组合，气、液分采 电机保护 过载自动保护 欠、过载自动保 护 泵挂深度 2675 3180m（尼龙） 2821m 深井泵诊断 不停机诊断 井口电流监控 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 7、 吐哈致密气藏提高单井产量技术研究与试验 1） 直井多层、水平井多段分压技术 1、先进技术引进及推广应用 引进斯伦贝谢、哈里伯顿的水平井裸眼封隔器和 术等先进技术，并在吐哈油田推广应用。 2、直井多层、水平井多段分压技术研发 (1)直井机械隔离多级分层压裂技术研究与应用； 直井机械分层 3 直井机械分层压裂现场试验及效果评价。 (2)水力喷砂多级压裂技术研究； 不动管柱水力喷砂 5段及以上分段压裂工艺研究； 不动管柱水力喷砂 5段及以上分段压裂工具研制及性能评价。 (3)水平井裸眼封隔器分段压裂工艺研究与试验； 水平井多段压裂工艺管柱及裸眼封隔器的引进，配套工具的研制，多段分段压裂先导性试验； 水平井多段压裂技术评价及效果分析。 (4)水平井、直井多级压裂优化设计研究； (5)北部山前带及台北凹陷斜坡区储层敏感性及地层应力特征研究，优选合适的压裂液体系及大型压裂技术攻关试验。 3、股份公司 “ 致密气藏开发重大工程技术研究 ” 重大专项 “ 致密气层多层多段压裂技术研究 ” 专题研究、总结和汇报。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 技术考核指标 综合考核指标 1）完成满足吐哈致密砂岩气直井 3具耐压差达到 70温 135 ； 2）完成满足吐哈致密砂岩气水平井 5段及以上分段压裂工艺技术及配套工具，工具耐压差达到 70温 135 ； 3）形成不同地区储层敏感性的系统认识，形成适应不同地区致密砂岩气藏的配套改造工艺技术系列； 4）施工成功率达到 100%。 1）现场施工应用 5井次以上； 2）工具试验参数符合率 100%； 3）优选出合适的压裂液体系适应地层要求，能够实现有效增产； 4）直井分压合采天然气产量 5万方；水平井分段压后产量 10万方。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 7、 吐哈致密气藏提高单井产量技术研究与试验 2） 单层大型压裂改造技术 实践证明 ， 大规模压裂改造是致密气藏增产最有效的手段 ， 前期我们在红台 、 丘东气藏取得了良好压裂改造效果 。我国长庆 、 四川等油田也有过致密气藏大规模压裂实践并取得了较好的效果 。 支撑缝长与产量关系图050001000015000200002500030000350004000045000500000 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000支撑缝长 (m)产量(m3/d)渗透率 0 . 01 . 05 . 1 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 3）防水锁压裂液的完善与现场试验。 进行 快开展现场试验与评价。 岩芯编号 浸泡溶液 启动压力 /岩样 10 浸泡后 10 24离子水 104拟地层水 104%甲醇溶液 104%104%104%104%102%10、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 4）致密气藏敏感性评价方法的研究 气层敏感性评价是保护气藏、提高气藏开发效果的重要的资料。采用常规液测渗透率方法进行致密气藏岩心敏感性评价实验 ,实验压力过高，实验无法开展。 人工造缝岩芯的敏感性实验测得的是造缝形成的缝隙及其周边岩石的敏感性，所得评价结果不准确，只能做为参考数据。 研究适合于致密气藏储层的敏感性实验方法和入井工作液伤害实验方法，可以真实了解致密气藏储层的敏感性，优选入井工作液，减少开发过程中对储层的伤害，提高开发效果，为致密气藏的勘探开发及措施优选提供依据。 有望申请行业标准 。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 8、 在酸化方面 1）强化酸前储层敏感性评价实验、岩心溶蚀实验 ,做到一井一策 ,一层一策 ; 2）深入开展气藏酸液配方评价实验 ,进一步优化酸液配方 ; 3）开展射孔 排液一体化管柱研究与试验，进一步减少伤害，降低成本。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院 存在的问题： 1）压裂酸化液需要相配伍的添加剂，但是采购的速度慢，有的还采购不来。一是需要总公司的质量许可证；二是招标时可能招不上（别的产品，还需要做各种实验） ;三是由于速度慢等到货到了，又不施工了，造成浪费。 2）低渗透油田增产量与期望的矛盾。 3）压裂成本的问题。 二、 2011年增产技术对策 吐哈石油工程技术研究院