苏里格低渗气藏压裂关键技术研究
２０１０年９月 试 采 技 术 ＷＥＬＬ ＴＥＳＴＩＮＧ ＡＮＤ ＰＲ０ＤＵＣＴ１０Ｎ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
苏里格低渗气藏压裂关键技术研究
邹一锋 傅春梅 郭建春 李勇明
（１．中国石化西南油气分公司川西采气厂四川德阳６１８０００；
２．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都６１０５００）
摘 要 苏里格气田是一个低渗、低压、低丰度岩性气藏，压后返排困难，常规 的压裂施工对储层的伤害较大，影响压裂增产效果。通过全程液氮伴注，增加压裂液 返排能量，可加快压后返排速度，降低压裂液对储层的伤害。经过优化施工工艺，优 选出低伤害、高性价比压裂液体系，形成了适合苏里格气田的压裂改造工艺技术。现
场实施证明该压裂改造工艺技术能够满足苏里格气田低成本开发战略。 关键词 苏里格气田压裂工艺低渗气藏低伤害返排
苏里格气田是中国陆上发现的一个特大型 气田。主力产层为下二叠统山西组山１段至中二 叠统下石盒子组盒８段，埋深约３ ２００－－３ ５００ ｍ左
右，为砂泥岩地层，是一个低渗、低压、低丰 度岩性气藏。苏里格气田绝大部分井都需要采 取压裂增产措施后才能投产 】，但采用常规 的加砂压裂容易导致压裂液返排困难，压裂施 工对地层伤害较大，也不符合苏里格气田低成 本开发的要求。因此有必要研究针对苏里格低
压气藏的低伤害、低成本压裂技术。
１气藏特征
苏里格气田储层岩石类型主要以岩屑石
英砂岩为主，次为石英砂岩。砂岩主要成分 为石英，次为其他各类岩屑。粘土矿物包括
水云母、高岭石、绿泥石等（表１）。 表１苏ｆ井储层岩石成分及含量统计
丝鱼 堡 蚕 丝 盒８ ６６ １ １０ ２ ５ １ ２ ３ 山． ６２ １ ２２ ９ ３ ０ １ ２ 苏里格储层孔隙度为３．０～２１．８４％，平均 值为８．９５％，孔隙度主要分布在５％～１２％；
渗透率为（０．０１４８～５６１）×１０～ ｍ ，渗透率
平均值为０．７３×１ ０ Ｉｘｍ ，渗透率主要分布在
（Ｏ．０６～２．０）×１０～ ｍ 。
储层孑Ｌ隙类型有岩屑溶孔、粒间孔、晶
间孑Ｌ、杂基溶孑Ｌ及收缩孔等。其中以岩屑溶
孔为主，次为粒间孔、晶间孔及杂基溶孔 等。压汞资料统计表明，储层孔喉结构非均
质性较强，具有“小孑Ｌ喉、分选差、排驱压
力高、连续相饱和度偏低和主贡献喉道小”
的特点。
平均地温梯度为３．０６＋Ｃ／１００ ｍ，气层段
温度在１ ００～１ １ ５ ｏＣ之间。地层压力系数在
０．７７１—０．９１４之间，平均值０．８６。
２压裂难点与对策
苏里格气田属于低压、低渗、低丰度气
藏，压裂规模与压后产能之间存在较大的
矛盾。低渗气藏压裂改造原则上应采取大规
作者简介：邹一锋，男，１９８２年出生，硕士研究生，２００５年毕业于西南石油大学石油工程专业，研究方向为油气藏增产技术。
２０１０年９月 邹一锋傅春梅郭建春等：苏里格低渗气藏压裂关键技术研究 ・３ １・
模、造长缝的方式，但根据苏里格气田前期
压裂统计分析结果表明，如果一味的追求大
规模加砂，造长缝，并不能取得与之相应的
效果，投人和产出不成比例。并且随着加砂
量的增加，进入地层的压裂液量也相应增
加，压裂液对地层的伤害也就越大。所以苏
里格气田单井加砂规模要适度，单井加砂规
模３０—４５ ｍ 比较合适 Ｊ。
苏里格气田储层岩石孔喉小，压裂过程中
压裂液滤液容易浸入储层，产生较强水锁伤
害。压裂液中的残渣也容易堵塞原本就小的孔
喉，造成储层渗透率大大降低。这对压裂液的
性能提出了较高要求，完全满足要求的低伤害
压裂液必然导致较高的成本。但是由于苏里格
气田单井产量低，为了控制单井费用，各个环
节都要求实施低成本战略。这就要求我们在低
伤害与低成本之间找出平衡点。
苏里格气田地层平均压力系数仅为０．８６，
压裂施工后压裂液返排困难。大量压裂液滞
留在地层中会对储层造成严重伤害。要提高
低压、低渗储层压裂液的返排率，必须增大
压裂液返排的压力。因此在压裂施工过程中
需要全程液氮伴注，利用液氮增加压裂液返
排能量，使压后压裂液能够顺利流出地层，
减小压裂液对地层的伤害 】。
３压裂液优选分析
３．１稠化剂优选
按照行业标准ＳＹ／Ｔ５１０７一ｌ９９５《水基压裂
液评价标准》对苏里格气田常用的三种稠化剂
进行基本性能评价。根据实验结果可以看出，
种稠化剂的残渣含量都比较高，三种稠化剂
的胶液粘度都满足施工要求（表２）。
表２稠化剂基本性能实验数据 稠化剂。蜃 ，滤（ｍ失＇ｍ系ｉｎ数ｍ’， ． 。 岩窑萎 伤
Ｂ １２６ ３．１７×１０～ ２９４ ２３．６ Ｃ １１７ ３．６２×１０４ ３６８ ３４ ８ 利用裂缝导流能力测试仪，按照ＡＰＩ标 准测试不同压裂液对支撑裂缝导流能力的伤
害。支撑裂缝导流能力测试结果（图１）表
明，稠化剂Ｂ对支撑裂缝导流能力的伤害最
小。在综合考虑压裂液性能和压裂成本的基
础上选择性价比相对较高的Ｂ稠化剂作为压裂
施工材料。
图１不同压裂液体系对支撑剂导流能力伤害对比图
３．２压裂液流变性
如图２所示，在ＲＳ６００流变仪上测试Ｂ压裂
液体系的流变性能，于１００￣Ｃ温度下剪切速率
为１７０ Ｓ－１时，Ｂ压裂液的粘度随着剪切时间的
增加而逐渐降低，８４ ｍｉｎ后趋于稳定，剪切
２ｈ后仍然在２２０ ｍＰａ・Ｓ以上。可见Ｂ压裂液在
ＩＯ０￣Ｃ时具有良好的抗剪切性能，完全满足携
砂要求。
图２压裂液体系流变曲线
３．３破胶性能
压裂液的破胶性能直接影响到压裂施Ｔ
的效果。通过测试７０℃时，不同破胶剂浓度
下压裂液的破胶液粘度来评价Ｂ压裂液体系
的破胶性能。试验结果如表３所示，溶液的表
观粘度随时间增加而迅速降低，最终破胶后
溶液粘度都小于５ ｍＰａ・Ｓ，压裂液体系破胶彻
底。实验结果表明Ｂ压裂液体系破胶性能好，
能快速破胶。
试采技术
表３破胶剂浓度与破胶时间关系
４现场实施
按照上述的压裂设计思路，对苏里格
Ｍ—ｌｌ井进行了设计施工。苏里格Ｍ一１ ｌ井施工
井段为３ ３６８．５～３ ３７７．１ｍ，施工层段跨度为８．６
ｍ，射孑Ｌ厚度为８．６ ｍ，储层有效厚度６．２ ｍ／５
层，测井解释结果表明压裂层段上下部有较
好泥岩隔层，储层物性较好。设计砂量４２ ｍ
（含２ ｍ 粉陶）；由于射孑Ｌ厚度较大，层间非
均质性较强，应采用较大排量以利于后续加
砂，设计排量为３．０ ｍ ／ｍｉｎ；同时在前置液阶
段使用２．０ ｍ。粉陶段塞对裂缝进行打磨，全程
液氮伴注。本次施工累计泵入前置液６４．２ ｍ 、
携砂液１３１．５ ｍ ，液氮１４ ｍ ，陶粒４２ １ＴＩ 。压后
３０ ｒａｉｎ立即返排，返排７５ ｍ 后油压降为０，改
用液氮气举，最终返排率达到８７．３％。压后试
气求产，无阻流量达３２．４×１０ ｍ ，（｛，取得了
预期的压裂增产效果（图３）。
圈３苏里格Ｍ一１ １井压裂施工曲线 ５结论
（１）苏里格气田地层压力系数低，压后
返排困难，常规的压裂施工对储层的伤害较
大，影响压裂增产效果。
（２）通过全程液氮伴注，增加压裂液返
排能量，加快了压后返排速度，降低了压裂
液对储层的伤害。
（３）通过实验优选出伤害小、性价比
高的压裂液体系。现场实施证明优选出的压
裂液体系能够满足苏里格气田低成本开发战
略。
参考文献：
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工业出版社，２００８：１５—１６，１３６—１４４ 【２】中国石油油气藏改造重点实验室编．２００８年低渗透油
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社，２００８：９７—１０５
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性能研究．特种油气藏ｆＪ］．２００４，１ １（２）：７８—８０
（收稿日期２０１０－０６－０７ 编辑严骏）
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一
一、引言
随着能源需求的不断增长，致密气藏的开发成为了国内外能源行业研究的热点。苏里格地区拥有丰富的致密气藏资源，如何有效地开发利用这一资源，对地区经济发展及环境保护具有重要意义。水平井技术因其能提高单井产量及开发效率，已成为致密气藏开发的关键技术之一。本文以苏里格致密气藏水平井为研究对象，对其产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价。
二、苏里格致密气藏水平井产能模型研究
1. 产能模型构建
针对苏里格致密气藏的特点，我们构建了水平井产能模型。该模型考虑了地质因素（如储层厚度、孔隙度、渗透率等）和工程因素（如井筒布置、完井方式等）对产能的影响。通过收集苏里格地区的地质资料和水平井开发数据，我们利用数值模拟方法对模型进行了验证和优化。
2. 模型分析
通过分析模型结果，我们发现水平井在苏里格致密气藏开发中具有显著的优势。水平井能够有效地扩大泄油面积，提高单井产量。同时，合理的井筒布置和完井方式对提高产能具有重要作用。此外，我们还发现储层物性对产能的影响较大，因此在开发过程中需重视储层评价和优化。
三、开发指标评价
1. 评价指标体系构建
为了全面评价苏里格致密气藏水平井的开发效果，我们构建了包括产量、采收率、投资回报率等在内的评价指标体系。这些指标能够综合反映水平井的开发效果、经济效益及环境影响。
2. 评价方法及结果
我们采用定性和定量相结合的方法对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行评价。通过对比不同区块、不同井型的开发数据，我们发现优化后的水平井在产量、采收率等方面均取得了显著的提高。同时，我们也对投资回报率进行了分析，发现水平井开发具有较好的经济效益。
四、结论与建议
1. 结论
通过对苏里格致密气藏水平井产能模型的研究及开发指标的评价，我们发现水平井技术在苏里格致密气藏开发中具有显著的优势。合理的模型构建和评价指标体系能够有效地指导开发实践，提高单井产量和采收率，实现经济效益和环境效益的双赢。
水平井裸眼分段压裂工具
水平井裸眼分段压裂工具术
ｌ程钳远刘志斌张鹏骆劲羽徐玉龙周后俊韩永亮詹鸿运崔振锚 ＿渤海钻探工程技术研究院
摘要：苏里格气田属地层岩性圈闭性低压、低孔、低渗气藏，采用常规开发方式开发效果不佳。针对苏里格气田压
力下降快、砂体连通性差等特点，开发了水平井裸眼分段压裂工具。对裸眼完成的井，在预定井段悬挂裸眼封隔器、压力
开启滑套、投球开启滑套等３－具，实现压裂作业井段横向选择性分段隔离。根据压裂段数进行分段压裂，一趟管柱实现全 井段的压裂作业，从而扩大渗流面积，沟通更多的含气砂体，实现高效开发的目的。介绍了相关配套工具与室内试验、现
场试验及作业应用情况，逐渐实现了规模化应用。 关键词：水平井裸眼完井选择性分段压裂压裂工具
ＤＯＩ：１（）．３９６９ｄ．ｉｓｓｌ１．１００２—３０２ｘ．２０１３．Ｏ４．０１５
水平井技术在提高勘探开发效益、提高单井产
量、提高储量运用率方面具有巨大优势。我国自“八
五”开始对水平井技术进行研究以来，尽管在欠平衡、
分支井等水平井钻井技术方面有所成就，但水平井储
层改造技术，特别是工具技术一直没有大的突破，致
使水平井技术一直没有得到规模化应用。长期以来，
我国水平井使用的井下工具都是从国外引进，价格昂
贵，作业成本非常高。
中国石油集团渤海钻探工程有限公司（简称渤海
钻探）２０１０年在苏里格地区的苏２０区块、苏２５区块及
苏７６区块筹划打水平井，鉴于国内还没有适合气藏裸
眼完井的水平井分压技术及配套工具，全部引进国外
技术和工具，急需研发适合苏里格气田水平井分段压
裂技术及配套工具。同年６月，渤海钻探工程技术研
究院成功研制出水平井裸眼完井分段压裂工艺管柱及
配套工具，研制成功的裸眼封隔器结构新颖、外径小、
中国石油天然气集团公司２０１２年自主创新重要产品．． 易于下入、对井眼条件要求低，胶筒长、密封性好；
插入密封采用自封式，施工压力越高密封性越好。
２０１０年７月在苏２０—１７—１６Ｈ井成功应用，从此打破了国
S20—17—15H水平井裸眼分段压裂完井技术
２０１０年９月 试 采 技 术 ＷＥＬＬ ＴＥＳＴＩＮＧ ＡＮＤ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
￥２０—１ ７—１ ５Ｈ水平井裸眼分段压裂完井技术
郑永哲 ，刘志斌 ，雷齐松 ，程智远 ，张鹏 ，黄春涛
（１．渤海钻探丁程技术研究院天津３００２８０；２．渤海钻探第一钻井工程分公司天津３００２８０）
摘 要 水平井裸眼分段压裂相比其它技术具有不需要固井、成本低、建井周期
短、减少压裂作业时间、多级分段（最高可达１３级）等优点。特别适合苏里格地区推广使 用，可增大储层裸露面积，提高产量，减少地面植被破坏，是苏里格气田快速高效开 发重要手段。压裂完井管柱能否顺利下入是决定完井成败的关键环节，一定要在水平
钻进阶段做好井壁稳定工作，完井管柱及工具性能应具有较好的井眼适应性，能够提 高完井管柱的可下入性，减少通井作业量。
关键词 水平井裸眼完井分段压裂
１概述
水平井分段压裂技术是目前开采低孑Ｌ、
低渗油气藏的最好方法…，水平井分段压裂工
艺技术的难点在于分段压裂工艺方式的选择和
井下封堵工具，国内外水平井分段压裂工艺技
术主要有以下几种：限流压裂技术、双卡上提
多段压裂技术、分段环空压裂技术、液体胶塞
隔离分段压裂技术、机械桥塞隔离分段压裂技
术、套管内连续油管水力喷砂压裂技术和裸眼
分段压裂技术等 ＇ 。
水平井裸眼分段压裂相比其它技术具有不
需要固井、成本低、建井周期短、减少压裂作
业时间、多级分段（最高可达１３级）等优点。特
别适合苏里格地区推广使用，可增大储层裸露
面积，提高产量，减少地面植被破坏。￥２０—
１７—１５Ｈ井是渤海钻探公司第一口利用裸眼分段
压裂技术完成的三开五段制水平井，压裂求产
后８ ｉＴｌｌｎ油嘴产量超过１８×１０ ｍ ／ｄ，是邻井产量
的ｌＯ倍，见到了显著的开发效益。 ２地质及井身结构概况
￥２０—１７—１５Ｈ井目的层为下石盒子组，孑Ｌ
隙度平均值为８．２９％；渗透率平均值为０．５７×
零污染压裂示踪诊断技术在长庆低渗透油田的应用
2011年5月石油地质与工程PETROLEUMGE(LX妥YANDENGINEERING第25卷第3期
文章编号:1673一8217(2011)03一0128一03
零污染压裂示踪诊断技术在长庆低渗透油田的应用
马兵,宋汉华2,李转红,,罗必林,王蓓
(l.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院,低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018
2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心)
摘要:压裂是长庆低渗透油田储层改造的主要技术手段,人工裂缝监测获得准确的裂缝特征参数,对于优化压裂设计促进压裂技术进步显得尤为重要前期的各种裂缝监测方法不同程度地具有一定的局限性,为了获得准确的裂缝特征参数更加有效地评价水力压裂措施效果,引进了零污染压裂示踪诊断技术,该技术采用零污染示踪剂配
以先进的示踪成像测井技术现场应用表明,该技术能够比较清晰直观地反映压裂后裂缝的扩展规律支撑缝高和缝宽,以及近井地带裂缝中支撑剂的铺置等情况,并能为压后效果评价以及压裂优化设计提供很好的参考依据关键词:长庆油田;零污染示踪剂;水力压裂;裂缝监测中图分类号:TE357.1文献标识码:A
裂缝测试的目的主要是为了获得裂缝的几何尺
寸及方位压裂工程师们前期曾尝试多种人工裂缝
测试途径,主要采用的是现场测试方法,包括直接测
试和间接测试两种方法,间接法包括测试压裂净压
力分析法试井分析法生产数据拟合分析等这些
方法虽然可以采用相应模型描述裂缝的延伸情况,
进行裂缝参数的解释,尤其是可以获得裂缝的长度
宽度和导流能力,但不能进行裂缝方位的解释,且解
释过程和结果对油藏描述准确性分析人员的经验
依赖程度大直接法主要包括地面微地震法大地
电位法等这些方法工艺比较简单,易操作,但由于
受地貌条件井距井况及仪器测量位置等各种条件
的限制,测试结果可信程度偏低前期各种裂缝测
试方法的局限性如表1所示
表1前期裂缝测试方法的主要局限性计和促进压裂技术进步,长庆油田从美国Protech-
苏里格南储层改造技术及应用
苏里格南储层改造技术及应用
陈志勇;王强;胡立波;董永恒
【摘 要】苏里格南合作区是典型的“三低”气田,压裂改造作为低渗致密气藏的有效开发手段得到了广泛的现场应用.在苏里格南的储层压裂改造中,结合苏里格南自身六大开发特点与“三低”储层开发战略,采用了50.8mm(2in)枪身的小井眼深穿透射孔,低伤害清洁压裂液体系,中密高强的支撑剂,TAP阀投球连续分压,连续在线混配等特色工艺.通过苏南特有的压裂改造模式,成功实现27～36天完成一个标准井丛的压裂及排液,单井在无液氮伴注情况下,压后返排率达到100％.截至2015年底,已经成功的对XXX口井XXX层进行了储层改造,Ⅰ+Ⅱ类气井占73％,取得了较好的开发效益,为苏里格南合作区高效开发奠定了基础.
【期刊名称】《石油工业技术监督》
【年(卷),期】2017(033)009
【总页数】4页(P12-15)
【关键词】致密气藏;压裂液;支撑剂;连续分压
【作 者】陈志勇;王强;胡立波;董永恒
【作者单位】中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 陕西 西安 710018;中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 陕西 西安 710018;中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 陕西 西安 710018;中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 陕西 西安
710018
【正文语种】中 文 苏里格南合作区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部、苏里格气田南部，总面积约2
392.4km2。主力气藏位于二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段。盒8段为辫状河沉积，山1段为曲流河沉积。天然气组分中甲烷含量达88%～95%，属于典型无边、底水定容弹性驱动、低孔低渗低压岩性圈闭致密干气气藏[1-3]。苏里格南合作区储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等问题，为提高开发效率、降低开发成本，苏里格南合作区采取了“大井丛布井；多井低产、井间接替、分区开发；低压生产”的气田开发模式，坚持多学科联合攻关，深化地质研究，优化开发方案，优选井位部署。井型选择以大位移定向井为主，水平井为辅，每座井场分布中心直井1口，1km水平位移定向井4口，1.4km水平位移定向井4口，并根据完钻结果评价是否部署加密井及水平井。
致密压裂气井裂缝动态评价新方法
第１３卷第１９期２０１３年７月 １６７１—１８１５（２０１３）１９—５６０５—０４ 科学技术与工程 Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．１３ Ｎｏ．１９ Ｊｕ１．２０１３ ⑥２０１３ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
致密压裂气井裂缝动态评价新方法
蔡振华 廖新维 廖红梅 王欢 赵东峰 窦祥冀
（中国石油大学（北京）石油工程学院 ，北京１０２２４９； 中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 ，西安７１００００）
摘要压裂是致密气开发的重要技术手段，致密气只有经过压裂才能获得工业气流。而对压裂裂缝的深入认识则是气田 高效开发的重要基础。目前关于裂缝评价的技术诸如微裂缝检测等多为静态描述，且大部分技术成本昂贵，实施难度大。提 出了一种裂缝动态评价方法，该方法通过将成熟的不稳定试井技术和生产动态分析方法相结合，可以准确获得裂缝的参数， 并通过生产数据分段拟合则可获知裂缝的动态变化状况。同时以苏里格致密气井为例，并且调研分析前人的研究成果，回归 出了裂缝与地层压力的关系式。 关键词致密气 压裂井 裂缝动态 评价方法 中图法分类号ＴＥ３３２； 文献标志码Ａ
水力压裂技术是致密气田实现商业化开发的
重要技术手段，近年来，水力压裂在理论、设备、工
艺等各方面都有了很大发展，比如在苏里格，直井
分层压裂技术和水平井多级压裂技术的发展 Ｊ，
成为了建设苏里格大气田的助推器。压裂裂缝的
评估对于指导压裂施工，井网优化和合理配产都具
有十分重要的指导意义。裂缝的主要参数是裂缝
半长和裂缝的导流能力，目前裂缝评估主要研究范
围集中在压后检测，微裂缝检测是主要的技术手
段。但关于动态特征的研究文献主要侧重于天然
裂缝的应力敏感性，压裂裂缝的研究文章较少。
本文提出了压裂裂缝动态评估的方法，其中在
参数确定方法选择上，采用生产分析与试井分析相
结合的方法 Ｊ，这是因为试井分析精度高，但只能
苏里格气田多级压裂水平井产能预测方法
２０１０年ｌ２月 第２４卷第４期 中国石油大学胜利学院学报 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｃｏｌｌｅｇｅ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｄｅｃ．２ＯｌＯ Ｖｏ１．２４ Ｎｏ．４
苏里格气田多级压裂水平井产能预测方法
朱新佳
（长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦１２４０１０）
［摘 要］ 根据低渗透气藏压裂水平井基本渗流理论，对低渗透水平井压后产能影响因素进行分析，为正 确预测苏里格气田多级压裂水平井的产能提供理论基础。结果表明：低渗透气藏水平井压裂改变了低渗透储层的 渗流特性，可以大幅度提高低渗透气藏产能；对于低渗透气藏，裂缝长度和裂缝条数是影响产能的重要因素；苏里 格气田水平井多级压裂后的产能与压裂级数成正向相关，预测压后产能可以根据单裂缝产量（直井压后产能）估 算．这对水平井及水平井分段压裂技术在苏里格气田的规模化推广应用具有指导意义。 ［关键词］ 低渗透气藏；水平井；多级压裂；产能 ［中图分类号＂］ＴＥ３５７．１ ４ ［文献标识码］Ａ ［文章编号－］１６７３—５９３５（２０１０）０４—０００５—０３
苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质 性强的岩性气藏，储层厚度和岩性变化大，连续性较 差，有效砂体的叠置模式复杂。开发实践表明，在这
种低渗气藏开发中，仅采用水平井往往达不到预期 的开发效果，需要通过压裂措施来增加水平井的产
能，影响多裂缝压裂水平井产能的主要因素因油藏 和裂缝性质以及井眼轨迹而异－】 ］。该气田采用沿 最小水平主应力方向上钻水平井、通过水力压裂产 生多条垂直人工裂缝来提高气井产能，但目前尚无
一个简单而准确的数学模型来预测和评价这类井的 产能。目前关于低渗透油气藏水平井与压裂水平井
产能有多种计算公式，但比较实用的压裂水平井产 能公式主要有郎兆新公式、Ｈｕ Ｊｕｎｌｉ公式和范子菲 公式［３ ］，这些公式对苏里格气田这类复杂气藏都有
致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析
第１３卷第７期２０１３年３月 １６７１—１８１５（２０１３）０７—１９５７—０４ 科学技术与工程 Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎ￣ｎｅｅｆｉｎｇ Ｖｏ１．１３ Ｎｏ．７ Ｍａｒ．２０ｌ３ ⑥２０１３ Ｓｅｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂
技术的应用及其效果分析
吴则鑫
（长城钻探地质研究院，盘锦１２４０１０）
摘要 苏里格气田发育河流相致密砂岩、低孔特低渗的物性特点迫切需要新型储层改造技术的应用，以增加压裂裂缝网络 的密度及表面积，达到初期高产和长期稳产的目的。探讨了段内多缝体积压裂技术的关键因素，即每条裂缝的规模控制和裂 缝间距的控制以及每次投送暂堵剂的数量。然后通过微破裂向量扫描四维裂缝影像的监测手段对压裂裂缝规模进行了监 测。同时对比段内多缝压裂井和常规压裂井投产３０ ｄ内单位套压降下的产气量，体现出段内多缝体积压裂技术的明显优势。 关键词 致密砂岩 压裂水平井 多缝体积压裂 裂缝监测 增产 中图法分类号ＴＥ３５７．１１； 文献标志码Ｂ
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部，区域勘
探面积４．０×１０ ｋｍ 左右。苏里格气田呈南北向延
伸，属于低压、低渗透、低丰度的岩性气藏，透镜体
砂岩发育¨ Ｊ。目的层为下二叠统山西组山１段和
中二叠统下石盒子组盒８段。储集空问以原生粒问
孔、残余粒间孔和溶蚀粒问孔为主，孔隙度为５％～
１０％，渗透率大多在０．１ ｘ １０～ ｍ 以下，储层物性
极差，岩性致密 储层厚度小，有效砂体展布，一般
单井气层厚度不足１０．０ ｍ，单层厚度小于５．０ ｍ，单
个砂体延伸长度小于１ ０００ ｍ。直井单井控制储量
有限，单井产量低。储层不进行压裂改造，很难有
初期产能，更难以实现长期稳产，压裂方式很
多 Ｊ，不同储层压裂方式的适应性不同，苏里格气
田水平井采用的段内多缝体积压裂技术，取得了较
好的效果。
１ 段内多缝体积压裂储层改造过程
苏20、76区块水平井裸眼分段压裂实施效果分析
苏20、76区块水平井裸眼分段压裂实施效果分析
刘智恪;邵帅;蔡景超;刘洋;朱亚琪;王磊
【期刊名称】《油气井测试》
【年(卷),期】2015(024)003
【摘 要】水平井裸眼压裂工艺技术作为提高低渗气层的技术措施,在苏里格地区得到广泛应用,以苏20、76区块实施的水平井为例,针对苏里格储层特点,从地层物性、裂缝参数、裂缝和井轴夹角、施工参数等与水平井裸眼分段压裂实际改造效果的关系,并结合理论分析方法,形成了初步结论,为下步苏里格地区水平井压裂开发提供参考数据.
【总页数】4页(P56-58,61)
【作 者】刘智恪;邵帅;蔡景超;刘洋;朱亚琪;王磊
【作者单位】渤海钻探工程公司工程技术研究院 天津 300280;渤海钻探工程公司工程技术研究院 天津 300280;渤海钻探工程公司工程技术研究院 天津 300280;渤海钻探工程公司井下技术服务公司 天津 300280;江汉石油管理局油田建设工程公司 湖北 433124;天然气管道局天津设计院 天津 300280
【正文语种】中 文
【中图分类】TE357
【相关文献】
1.苏53区块裸眼水平井段内多裂缝体积压裂实践与认识 [J], 唐勇;王国勇;李志龙;陈守雨;杜林麟;李伟 2.水平井裸眼分段压裂工艺在S20-17-15H井上的应用 [J], 马洪芬;王炳;蔡景超;周勋;李楠;刘智恪
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致密砂岩气藏渗流机理研究现状及展望
致密砂岩气藏渗流机理研究现状及展望
杨朝蓬;高树生;刘广道;熊伟;胡志明;叶礼友;杨发荣
【摘 要】致密砂岩气藏渗流机理是开发致密气的理论基础.通过对致密砂岩气藏渗流机理研究进展进行调研,总结了目前致密气渗流机理的研究现状.并对苏里格致密砂岩气田的岩样进行应力敏感性实验研究.结合目前低渗砂岩气藏的研究现状,提出了致密砂岩气藏渗流机理研究的展望.致密气的有效应力表达式、压裂气井的高速非达西渗流、含水致密气藏的启动压力梯度和水膜厚度对气藏开采的影响,致密气的储层物性分析是今后研究的方向.%The percolation mechanism of tight gas
reservoir is the basic theory of development. The research status of tight
gas reservoir was surveyed. The stress sensitivity of core samples in Sulige
gas field was studied through experiment. In the meantime, the progress
of percolation mechanism of tight gas reservoir was presented associated
with the research status of the low permeability gas reservoir. The
expression of effective stress of the tight gas reservoir, the non-darcy
seepage flow of the fractured gas well, the threshold pressure gradient, the
water film thickness and the petrophysical analysis of the tight gas