长水平井分段工艺
长水平井分段工艺
长水平井分段工艺是一种针对长水平井开采的特殊工艺。由于长水平井通常具有巨大的水平跨度，为了充分开采储层，需要将井段分成若干个小段进行开采。
长水平井分段工艺的具体步骤如下：
1. 选定适当的分段长度：通常，分段长度应该根据储层性质和
开采条件而定。一般来说，分段长度不应该大于50米，否则会增加
开采难度和成本。
2. 完成第一段的钻井作业：在长水平井的起点位置，先进行第
一段的钻井作业。这一段的长度通常应该略长于其他段，以保证能够顺利地进行井壁完整性的测试和完善射孔工具的位置。
3. 进行第一段的射孔作业：一旦第一段的钻井作业完成，就可
以进行射孔作业。射孔的位置应该准确无误，以确保后续的完整性测试和定向钻井工作能够顺利进行。
4. 进行第一段的完整性测试：在进行下一段的钻井作业之前，
应该对第一段的钻井完整性进行测试。测试方法包括测量井壁的厚度、检测射孔的质量等等。
5. 完成第二段的钻井作业：在第一段的位置完成后，进行第二
段的钻井作业。钻井深度应该略短于第一段，以便于进行下一步的射孔作业。
6. 进行第二段的射孔作业：在第二段钻井作业完成后，进行射
孔作业。射孔的位置应该与第一段的位置相差一定的距离，以确保井
段之间的完整性得到保证。
7. 进行第二段的完整性测试：在进行下一段的钻井作业之前，应该对第二段的钻井完整性进行测试。测试方法同样包括测量井壁的厚度、检测射孔的质量等等。
以上就是长水平井分段工艺的具体步骤。通过这一工艺，可以将长水平井分成若干个小段进行开采，从而有效地提高油气采收率。
煤层气水平井钻井工艺分析与技术改进研究
煤层气水平井钻井工艺分析与技术改进 研究 摘要：近年来，随着中国煤层气开采的发展，新储层日益复杂，老煤层气田发展的困难也越来越大。进一步提高老煤层气田发展效益，合理发展边际油地面积和提高油气采收率，是中国石油工业的共同目标。近年来，在中国新发现的低渗透储量已占据全国新探明储量的50%以上。应增强中国低渗透新探明储量的发展优势，大大提高单孔生产率。实现低渗透率煤层的合理开发利用，实现国民经济的基本能源需求，是发展中国深煤层气产业的一个迫切任务。本文对煤层气水平井钻井工艺分析与技术改进进行分析，以供参考。 关键词：煤层气；水平井；钻井工艺；研究 引言 水平井钻井技术是煤层气高效抽采的关键技术之一。中国的煤层气钻井技术主要借鉴引用油气开发钻井工艺，随着当前钻井技术的不断发展，水平井钻井技术体系已取得长足进步，尤其是在井眼轨道、井身结构、井眼轨迹和井眼稳定性影响因素探究等方面，技术工艺和参数优化水平有了很大的提升。但对于煤层气开发，上述技术改进大部分基于工程技术研究方面，很少有基于煤层气开发原理的技术研究，因此有必要基于煤层气水平井井型设计，研究综合各类煤层气水平井井型的优点和缺点，针对性提出配套钻井工艺参数优化方法，提高煤层气水平井抽采效率。 1水平井分段压裂工艺研究 1.1水力喷射分段压裂工艺 水力喷射分段压裂是一种集射孔、水力压裂、封隔于一体的新型增产技术。该工艺通过特殊套管爆破和岩石成孔等手段产生高速流体。工作面流体压力大于
破裂压力，形成单向主裂纹。实际施工中会泵送少量的橡胶液，若确定载体溶液 与喷嘴之间的距离，则孔数会迅速增加。在注塑成型、密封圈关闭几分钟后，根 据密封圈的设计性能或最大密封圈压力下的最大允许泵速，从密封圈中去除橡胶。此时应根据设计排砂量和磨管内砂浓度对混合砂进行破碎。第一次研磨后，调整 钻具，使喷嘴对准下一次挤压和喷射研磨的位置，然后进行分级研磨。根据需要，在不同裂缝尺寸的水平井中，可通过单根管线进行水力浇筑，并可以精确控制水 平井的水力裂缝位置。该技术被广泛应用，可用于水平井完井和钻井，建筑安全 性高，施工时间短。由于钻孔时间短，储层损坏率低，无需机械封隔。这是一项 现代水平井找平技术，国内外已有数百口砂酸处理井成功应用。 1.2环空封隔器分段压裂技术 环空封隔器分段压裂是将封隔器置于设计位置，用管道密封环空封隔器，然 后在支撑环中压碎。解锁时，按下压力管路，断开连接，打开冲洗通道阀门，冲 洗完毕后取出被压碎的管柱。再重复这些步骤加深研磨程度。该技术施工过程中 使用的钻具较少，遇沙塞事故时，与选用双重密封、机械桥塞+封隔器的分段压 裂相比，处理难度系数比较低。施工过程中，摩擦力低，设计档次高，设计难度低。该技术应用于吉林油田的施工中，通过这项技术，水平井产量稳定在周围直 井产量的3.5倍。 2排采工艺优化 2.1井下泵组的优化 为了适应较大狗腿度的井眼，缩短了泵筒（芯）的长度，提高井眼的适应性。主要是将泵组在原有的基础上进行缩短，尺寸缩短能更好的应对大斜度井况，狗 腿度变化大的井起下工具更通畅；同时减轻了重量，特别是泵芯重量减轻后，更 容易实现起泵芯操作。为了解决排采过程中泵芯卡，无法更换泵芯检泵的问题， 通过优化改进泵组结构，减少检泵频率。主要是优化泵芯和中心管插头的结构， 提高起泵芯成功率：改造泵芯和中心管插头的结构，在泵芯本体的外侧设置“凸”起的台阶，在中心管插头的内侧设置“凸”起的台阶。泵芯遇卡时，上提中心管，带动泵芯一起向上移动，实现泵芯解卡。
水平井连续油管分段压裂技术研究
水平井连续油管分段压裂技术研究 连续油管压裂技术可以实现一次多压作业，更好地提高油井产量。本文对连续油管分段压裂技术进行简单的叙述，并对连续油管分段压裂方案优化展开探讨和研究。 标签：水平井;连续油管技术;分段压裂 低渗透油藏是很多油田提高产量的重要资源，采用水平井分段压裂技术可以使低渗透油藏流通性变好、减小渗流阻力、提高油田采收率。水平井开发技术的进步，可以有效地动用难以开采的油藏，分段压裂施工需要以压裂管柱的安全起下作为保证，连续油管在卷筒拉直以后下放到井筒中，当作业完成之后从井中提取出来重新卷到卷筒中，具有很高的作业效率。 1连续油管分段压裂技术概述 该技术以水动力学作为研究的前提，把连续油管技术实现与压裂技术的结合，采用喷砂射孔及环空加砂进行压裂的办法，可以对水平井进行一次多压。进行施工作业过程中，需要先设计好压裂施工所采用的工具串，是由导引头、机械丢手、喷枪、封隔器等构成，压裂施工时把工具串投入到井筒中，采用机械定位装置实现位置确定，并对深度进行校核，利用打压办法来完成封隔器的坐封，达到合格标准之后就可以应用连续油管水力喷砂射孔技术进行作业，再采用环空加砂压裂技术，当完成一段压裂作业之后再对管柱进行上提操作，在后续层段采用相同的施工作业方式，不需要太多的时间就可以实现对多层段的地层压裂改造作业。 2连续油管分段压裂方案优化 某油田区块采用水平井连续油管技术进行分段压裂增产，达到了比较理想的效果，把裸眼封隔器分段壓裂作为主要的压裂工艺技术，可该压裂工艺需要较长的作业时间，压裂之后还需要较多的工艺来完善，很难对裂缝起始位置进行有效地控制，为了提高压裂增产效果，可以采用连续油管分段压裂技术，充分考虑到多种影响因素，对原有的压裂方案进行优化改进。 2.1裂缝特征优化 地层裂缝长度情况直接影响着低渗透油藏的开采效果，如果地层裂缝长度变大，油气产量则会相应地提升。对早期投入使用的油井地质情况进行分析来看，如果地层裂缝长度达到90-100米，可以达到较高的原油产量，从而实现较长的稳产时间。当地层裂缝长度超过110米，油井产量下降的比较快，无法实现稳产。当地层裂缝不超过90米，原油的开采效果比较差。 地下储层裂缝相互间距离会对油藏的动用度产生影响，科学合理地设计地层
水平井不动管柱套内滑套分段压裂工艺技术操作规程
水平井不动管柱套内滑套分段压裂工艺 技术操作规程 中石油**油田公司采油工艺研究院 2012年3月
**油田水平井不动管柱套内滑套分段压裂工艺技术操作 规程 1范围 本标准规定了水平井分段压裂设计方法以及、不动管柱套内滑套分段压裂工艺技术的实施要求。 本标准适用于套内水平井分段压裂设计与施工。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY/T 5289 油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法 SY/T 6376 压裂液通用技术条件 SY/T 5107水基压裂液性能评价方法 Q/SY 125 压裂支撑剂性能指标及评价测试方法 SY/T 6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY/T 6610 含硫化氢油气井井下作业推荐作法 SY/T 6262 气井试气工艺规程 SY/T 5727 井下作业安全规程 SY/T 6120油井井下作业防喷技术规程 SY/T 5587常规修井作业规程 3术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 分段压裂 相对于水平井笼统压裂往往在地应力薄弱处形成一条裂缝，分段压裂是指通过对目的井段实施针对性压裂措施从而实现沿水平井眼形成多条相互独立裂缝的压裂方式。
3.2 体积压裂通过水平井分段压裂、缝网压裂等方法提高储层横纵向动用程度、改善储层渗流条件从而达到增加改造体积目的的压裂方式。 3.3 不动管柱滑套分段压裂 压裂第一段后通过逐级投球打开喷砂器滑套,连续进行后续层段压裂的方式。 3.4 裂缝间距沿水平井眼轨迹分布的相邻两条压裂裂缝之间的距离。 4水平井分段压裂设计方法 4.1压裂设计前收集资料种类 区域地质概况资料、钻完井资料、录井资料、测井资料、岩心资料、流体性质资料、地层测试资料、历次措施情况、生产动态资料按SY/T 5289执行。 4.2压裂设计原则 a)从体积压裂理念出发，以经济有效多段改造储层获得最大改造体积为压裂设计的目标。 b)依据水平段测井解释成果、天然裂缝发育状况及地应力方向确定合理的裂缝布置方式、压裂段数、裂缝间距。 c)优化的压裂工艺参数应达到预期分段压裂目的且具有现场可操作性。 d)优选的压裂材料应与储层相配伍、满足压裂施工的各种要求。 e)压裂施工应急处理预案应具有现场可操作性。 f)制定健康、安全、环保保障措施。 4.3压裂方案设计 4.3.1压裂层段优选 应综合考虑沿水平井段储层展布情况、钻遇率、储层物性、注采井网、人工裂缝形态、与上下水层或气层的距离等因素确定分段压裂层段。 4.3.2分段压裂工艺优选 a)根据油气藏类型、储层地质条件、井眼轨迹、井筒条件和地质要求优选分段压裂工艺。 b)优选的分段压裂工艺技术，应有效实施分段压裂、操作简便、安全环保、便于压后生产作业。 4.3.3射孔方式及射孔参数优选 4.3.3.1根据优选的分段压裂工艺、储层改造要求优选射孔方式。 4.3.3.2分段压裂射孔要求：射孔段长度一般为3-6m,孔密为16孔/m,孔径为1cm. 4.3.3.3分簇射孔要求：每一段内一般为2-4簇，每簇射孔段长度为0.5-1m,孔密为10孔
关于水平井分段压裂的研究及探讨
关于水平井分段压裂的研究及探讨 【摘要】能源作为现代社会的稀缺资源，直接影响着人们的生产生活，对能源的开发也是极为重要的工程。在石油储存量较小且渗透性较差的油 田内，水平井是较为有效的开发方式。如果遇到油气层渗流阻力较大、渗 透率极低的情况，则需要将其压开数量不等的裂缝，加强油气的渗透性及 减少渗流阻力。本文简单阐述了水平井分段压力技术的原理，各种类型的 分段压裂技术，包括封隔器分段压裂、段塞分段压裂、封隔器配合滑套喷 砂器分段压裂、水力喷射分段压裂、TAP分段压裂技术等，为从事能源行 业的人员提供一定的技术参考。 【关键词】水平井分段压裂技术研究 由于各个油田的地质情况不一样，在开发的过程中许多特殊情况，如 低渗透油气藏、稠油油气藏、储量较小、渗透阻力大等情况，需要采用水 平井，其优势在于生产效率高、泄油面积大、储量的动用度较高。为了达 到进一步提高水平井的产量，需要对水平井进行压裂，从而形成数量较多 的裂缝，提高油气的产量，提升生产效率，但是由于水平井的跨度较大， 要达到理想的压裂效果要求分段工具具有性能良好、体积合适、操作性强 等特征，才能有效的提高单位油井的油气产量，实现经济效益及资源的充 分开发[1]。 1水平井分段压裂工艺的基本原理 水平井压裂后，其裂缝的形状、性能均有所区别，主要和水平井筒轴 线方向及地层的主要应力的方向有着较为密切的关系。该项工艺能够提高 产量的原理为压裂使石油的渗流方式发生了改变。进行压裂处理之前，石 油的径向流流线主要处于井底的位置，渗透受到较大的阻力，压裂完成后，
径向流流线与裂缝壁面呈平行关系，渗流受到的阻力较小。裂缝的主要形 态有以下几种：①横向裂缝：当水平井筒和主要应力的方向为呈垂直关系时，即会形成横向裂缝；②纵向裂缝：当水平井筒与主要应力的方向呈平 行关系时，即会形成纵向裂缝；③扭曲裂缝：当水平井筒和主要应力有一 定的角度时，即会构成扭曲裂缝。压裂后形成的横向裂缝适用于渗透性较 差储藏层，其可以明显的促进油井改造。而渗透性好、裂缝性的储藏层则 需要利用纵向裂缝来提升改造效果[2]。 2各种类型的分段压裂工艺2.1段塞分段压裂 段塞分段压裂工艺是在水平井施工进入尾声时，采用年度较高的物质 植入井筒中，使之形成堵塞现象，在利用其它材料，如浓度较高的支撑剂、填砂液体胶塞或者超粘完井液等，进行填充性裂缝。该工艺的优势在于对 于工具的要求较低，不需要特殊工具即可以安全设计方案进行施工活动， 但是其缺陷在于施工时间较长，在进行冲胶塞施工时容易出现损伤，且由 于胶塞强度的限制，在深度较大的水平井中不能达到理想的封隔效果，因 此逐渐被新的分段压裂技术所取代[3]。2.2TAP分段压裂工艺 TAP分段压裂技术的使用范围较为狭窄，对于管柱的规格要求高，仅 仅适用于规格为114.3mm套管，且需要配合相关的套管施工，并在套管、 套管头及其他部件的耐压性有一定的要求，进行压裂时，遇到特殊情况， 还需要置入生产管柱，存在伤害到储存层的可能性。但是该工艺却完全不 受到压力层级的影响，反而是层级越多，其特点越显著。该技术作为水平 井分段压裂技术未来发展的方向，还需要在实践中反复探索、改进、完善。 2.3封隔器分段压裂
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望 摘要：随着油田开发进入后期，产油量下降，含水量大幅上升，开采难度增大。大力开采低渗透油气藏成为增加产量的主要手段。而水平井分段压裂增产措 施是开采低渗透油气藏的最佳方法。水平井分段压裂技术的应用可以大幅提高油 田产量，增加经济效益，实现油气的高效低成本开发。本文介绍国内水平井分段 压裂技术，并对水平井分段压裂技术进行展望。 关键词：水平井；分段压裂；工艺技术 1水平井技术优势 目前水平井已成为一种集成化定向钻井技术，在油田开发方面发挥着重要作用。通过对现有文献进行调研,发现水平井存在以下技术优势：水平井井眼穿过 储层的长度长，极大地增加了井筒与储层接触面积,提高了储层采收率;仅需要少 数的井不但可以实现最佳采收率，而且在节约施工场地面积的同时降低生产成本，以此提高油田开发效果；水平井压力特征与直井相比，压力降低速度慢,井底流 压更高，当压差相同时，水平井的采出量是直井采出量的4~7倍;当开发边底水 油气藏时，若采用直井直接进行开采虽然初期产量高但后期含水上升快，而水平 井泄油面积大，加上生产压差小,能够很好的控制含水上升速度,有效抑制此类油 藏发生水锥或气锥;能够使多个薄层同时进行开采,提高储层的采出程度。 2水平井压裂增产原理 水平井压裂增产的过程:利用高压泵组将高黏液体以大大超过地层吸液能力 的排量由井筒泵送至储层，当达到地层的抗张强度时，地层起裂并形成裂缝,随 着流体的不断注入，裂缝不断扩展并延伸,使得储层中裂隙结构处于沟通状态,从 而提高储层的渗流能力，达到增产的目的。水平井压裂增产原理主要包括以下四 方面:增加了井筒与储层的接触面积，提高了原油采收率;改变了井底附近渗流模式，将压裂前的径向流改变为压裂后的双线性流，使得流体更容易流人井筒，降
水力泵送桥塞分段压裂技术的特点及现场应用
水力泵送桥塞分段压裂技术的特点及现 场应用 摘要：随着长庆油田水平井开发数量的增加，常规分段压裂技术已不能满足 水平井施工的需要，而水力泵送桥塞分段压裂技术具有施工排量大、分段压裂级 数不受限制、压裂周期短的优点，在水平井体积压裂方面得到了广泛的应用。该 技术采用射孔和桥塞带压联作，通过压裂泵车送入预定位置进行坐封桥塞射孔， 提高了体积压裂的效率。本文将对水力泵送桥塞压裂设备与工艺流程、工艺特点、工艺优化及在现场的实际应用情况作详细的阐述。 关键词：水平井，泵送桥塞，体积压裂，射孔 前言 根据长庆油田油气开发的经验，每口井的射孔压裂是施工的关键 阶段。针对较长水平段的水平井，需多次射孔压裂，每次射孔压裂既 费时间又费劳力，国外长久以来的成功经验告诉我们，水平井分段压 裂技术是改造水平井储层的有效技术，这就需要水力泵送桥塞分段压 裂技术的广泛应用，其施工速度快，成本低廉，现场操作简单，可灵 活调整射孔枪簇深度等优势明显。这样，可以节省时间和劳力，增加 单井的出油气效果，有助于长庆油田油气开发的进一步实施。 1设备与工艺流程 1.1设备
水力泵送桥塞工作设备主要由井口装置、磁定位仪、桥塞、射孔 枪几个部分组成。井口装置自下而上为：套管大四通、1号平板阀、2号平板阀、排液四通、注入头、3号平板阀、防喷装置。 电缆防喷装置主要包含闸板阀注脂密封头、防喷管、防喷接头 （转换三通）、快速试压接头、液压三闸板防喷器、液控球阀、转换 法兰、注脂及液压控制系统。 磁定位仪由装在外壳内的永久磁铁和线圈组成。当仪器在井中移 动经过套管接箍时，由于接箍处套管加厚，改变了磁铁周围磁场的分布，使穿过线圈的磁通量变化而产生感应电动势。记录感应电流的大小，将得到一条套管接箍曲线。根据套管接箍曲线，配合放射性测井 曲线可以准确确定井中射孔位置。 目前长庆区域的水平井所用桥塞多为大通径免钻桥塞，适用于外 径为114.3mm的气层套管，由上接头、卡瓦、卡瓦座、护腕、中胶筒、挡环、下接头等部件组成。桥塞下到位置后，通过点火坐封桥塞，使 胶筒扩张，贴住套管壁，投入压裂可溶球，达到封隔上一层段的目的。桥塞结构如图1所示，各项性能参数数据如表1所示： 图1长庆油田大通径免钻桥塞 表1大通径免钻桥塞性能参数
水平井分段压裂技术总结
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。 2.水平井水力喷射分段压裂技术。1998年，首先由Surjaatmadja提出了水力喷射压裂工艺方法，并将其应用于水平井压裂。我国于20XX 年在长庆油田引进Halliburton配套技术，首次成功的完成了靖平1井的分段压裂。目前该技术在我国大部分油田都得到了广泛的现场试验和应用，总实施口数达到200口以上，分段数在10段以内。 3.套管完井封隔器分段压裂技术。该技术在我国应用和研发的规模较大，且技术以区域成熟，尤其是在中石油吉林油田国内研发和应用规模较大。此外应用较为广泛的还有：吉林油田的油套两段压裂技术、大庆油田实施的双封单卡拖动 篇二：国内外水平井分段压裂技术研究 国内外水平井分段压裂技术进展
连续油管水平井分段测试技术在油藏自喷井试井中的应用
连续油管水平井分段测试技术在油藏自 喷井试井中的应用 Summary：试井能帮助油田更好了解油藏动态和地层参数的变化，为以后的油井开发比如找水、堵水、找油以及射孔钻井提供科学依据。水平井开采技术已经应用于几乎所有类型的油气藏，水平井分段测试技术是水平井发展的重要配套技术。该技术通过连续油管内置电缆：下井下挂两个电动封隔器+多参数工作筒，实现井下温度、流量、含水、内外压力等参数测量，当油嘴开关关闭时可测地层恢复压力。该技术相对传统技术优点：一次下井可多次分段测试，获得不同油层参数。该技术意义：最大优点能多层位实现座封解封，施工简单成本低，达到一次下井实现多油层测试，该技术已经于2019年在新疆油田成功使用。 Keys：连续油管；测井；自喷井；电动封隔器 1背景介绍
目前油田测井工艺主要停留在机械封隔器加工作筒模式下测井，要想获取一层油层参数，就必须在该油层射孔处附近的上下各放置一个机械封隔器，在两个封隔器之间放置一个工作筒，来获得该层位处油层压力、流量、含水、温度以及恢复压等参数。要想获得全井端各油层地层参数，就必须下挂数量众多的封隔器和工作筒。此方法带来施工成本高，下挂仪器众多导致仪器密封失效风险加大，施工强度大，在大斜度井以及水平井等井况无法施工等问题。 2分段测试技术思路概况 鉴于以上测井困境，新疆油田提出采用连续油管下挂电动封隔器的思路。即井下仪器与连续油管连接，当仪器下放到测试层时，电动封隔器坐封，油嘴开关打开，进行产液测试，完成测试后，关闭油嘴开关，进行地层恢复压力测试；完成当前层测试工作后，电动封隔器解封，连续油管上提仪器到另一测试层，然后进行封隔器坐封，再进行另一层产液及地层恢复压测试，即可完成多油层分段测试。 3产液测试 （1）仪器连接顺序：地面控制器+连续油管+遥测短节+柔性短节+张力磁定位+丢手+筛管短节+上电动封隔器+多参数工作筒+下电动封隔器（2）地面控制器包括测井主机（笔记本带软件）、采集单元、数控系统组成。 （3）连续油管：实现仪器下井与上提，并能通过连续油管内置电缆实现井下仪器通讯与数据采集等功能。该连续油管相对普通油管而言具有更好的绕
水平井多段压裂工艺技术
水平井多段压裂工艺技术 中国石油**油田公司2012-3-23
二O—二年三月 引言 一、水平井压裂技术现状概况 二、2012年**油田水平井主体压裂工艺技术及原理 （一）水平井裸眼封隔器可开关滑套多段压裂系统 （二）水平井滑套封隔器分簇射孔多段压裂系统 （=）大型压裂安全施工技术 2012-3-23
2012-3-23 三、 2012年水平井部署及压裂方案要点 水平井油气井水平段的压裂改造工艺技术是当前国内外油田和石汕 服务公司研究的热点之一，中石油面对已经进入“多井低产”局面的现 实，计划规模实施水平井，探索通过水平井改变这种被动局面的技术途 径，其中的重点工作就是加大水平井在低渗透油田开发的应用力度。综 合国内外的经验和做法，提高低渗透油田水平井开发效果的主导技术之 一就是水平井段的储层改造。因此，水平井储层改造技术研究是制约当 前低渗透汕田水平井高效开发的技术瓶颈，这里详细介绍了目前国内
外水平井油气井分段压裂工艺技术现状。
2、技术背景 (1)近年来中国石油新增储量70%以上属于低渗透，动用难度大，开发效益差 n截至2009年底，中石油累计探明石油地质储量187. 61亿吨，其中低渗透石油储量76.2亿吨，占40.6% n截至2009年底，中石油累计探明天然气地质储量5. 24万亿方，其中低渗 透天然气储量4. 10万亿方，占78.3% n2007〜2009年新增石油储量73%为低渗透，新增天然气储量83%为低渗透mo MI ara mz MI NOS ara sor xoc 可8 中石油历年斷増康油探明变化fit况 中石油历年天然气新増探明储量变化情况
水平井修井难点及常用修井工艺分析
水平井修井难点及常用修井工艺分析 摘要：水平井是油田中常见的油井，其延伸方向是水平的。鉴于这类油井的特殊性，在 修井过程中，工作流程复杂，难度大，有一定的风险，可能会出现很多意外情况。因此，水 平井修井需要先进严谨的技术来消除各种障碍。基于水平井的研究和应用现状，木易木易对 水平井二次修井技术进行了分析，为从事水平井修井技术的人员提供了一些参考。 关键词：水平井；修井；建筑技术 引言 由于我国地形复杂，地质多变，油藏类型会更多，开采油藏的油井类型也相应增加，会 越来越复杂，技术也会越来越高。在这种各种油井大量集合的情况下，各种油井之间的竞争 会很激烈。近年来，水平井以其独特的技术特点在油气田开发中凸显了其优势，占据了一定 的地位，并得到了广泛的推广和应用。然而，随着水平井开发年限的增加和开发量的增加， 给油田带来了巨大的经济效益。与此同时，水平井修井作业需要突破的技术难度和技术紧迫 性日益显现。 1概述 修井作业技术是处理油气井井筒故障的技术措施，如打捞落物、作业修井泵检查、处理 套管损坏、处理卡钻事故等。油气井的维护和检修，或试油技术和措施的实施，都属于井下 修井作业的范畴。应用现代技术手段修复油气井，确保修井施工任务安全完成。避免修井施 工中发生井喷和井喷失控事故，完善常规修井工艺和技术措施，满足油气田开发后期生产的 需要。油气田开发后期，应用增产技术措施，如水力压裂、堵水、酸化技术等，可以达到预 期的增产增注效果。特殊井筒修井工艺的优化要满足修井作业的需要，否则会导致措施失效，增加单井生产成本，违背油田生产节能降耗的技术要求。 2平井修井技术的特点 水平井修井技术具有高难度、高风险、工艺要求复杂等特点，进一步加大了常规自钻修 井技术在水平井中有效实施的难度。考虑到斜井段和水平井段长、井眼轴线变化不规则等原因，水平井修井时应遵循以下原则：工艺流程必须安全、灵活、可靠；采用有效的油管扶正 技术，提高成功率和效率；受曲率半径影响，在保证其结构和密封的情况下，应尽可能限制
陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井分段完井工艺及应用
陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井 分段完井工艺及应用 摘要：随着勘探开发逐渐向油藏边部推进，砂体变薄，储层非均质增强，水平井开发难度加大，同时老区水平井随着不断生产也暴露出种种问题，为此，在充分认识储层的基础上，应用水平井分段完井工艺，配套管外充填防砂，提高水平段均匀动用程度，减缓或避免边底水突破。现场应用表明，水平井分段完井技术成熟可靠，是提高边底水稠油油藏开发效果的有效技术，对今后同类型油藏开发具有重要的指导和借鉴意义。 关键词：边底水；水平井；分段完井；配套；现场应用 近年来，裸眼筛管完井水平井在陈家庄南区边底水薄层稠油油藏开发中得到了广泛应用，并取得了可观的经济效益，但同时也带来了新的挑战。由于河流相储集层非均质性强，水平井轨迹上下摆动，导致避水高度不一致、压力系统不一致、底水脊进不均匀，水平井易形成点状水淹，油井过早见水，产液不均。同时随着滚动勘探向西侧砂体边部逐渐推进，钻遇储层变化快，非均质变强，油水关系也更为复杂，对水平井段差异化改造，均用动用提出了更高的要求。因此，如何提高水平段均匀动用程度，控制边底水突破，延长水平井寿命，是目前水平井开发边底水薄层稠油油藏亟需解决的问题。 为解决这一系列问题，本文利用油藏开发过程中取得的地质和开发信息，在充分认识区域地质情况的基础上，结合钻遇储层非均质性、油水系统、完井成本等因素，应用水平井分段完井技术，划分水平段，配套管外砾石充填等工艺，实现储层差异化改造，提高水平段均匀动用程度，延缓边底水突破，延长水平井寿命的目的。 1．区块概况
陈家庄油田南区是一个继承性发育受基岩控制的披覆构造薄层边际特稠油油藏。管下段储层为一套河流相沉积，划分为5个砂层组、17个小层，主要含油层 系为1砂组和2砂组，油藏埋深为1180-1320米，探明含油面积为20.6平方千米，石油地质储量为2942.39万吨。 陈家庄油田南区边底水薄层稠油油藏的主要特点为： ①储层平面变化快，有效厚度薄。②陈南区平面上发育多条河道，各含油砂 体油水界面不统一，含油砂体零星分布。③沉积物分选中-差，以颗粒方式支撑，接触关系为点接触，胶结疏松，岩石成分成熟度和结构成熟度均较低。④储层整 体为高孔、高渗储层，平面上具有非均质性。储层平面上一般在河道主体部位物 性较好，在边部物性变差。⑤根据统计，粘土矿物中伊/蒙混层含量较高，平均 含61%，易引起储层水敏感性，高岭石引起储层速敏感性[1-2]。 2.水平井分段完井工艺 2.1水平段分段设计 水平井水平段划分方案符合水平井分段完井技术要求是现场实施的必要条件，包括各分段长度和分段数都必须在技术适用范围内。分段数越多，完井难度越高[3]。 在相关的水平井分段研究及长期生产实践经验的基础上，得出5个水平井分 段原则：①卡封原则，连通底水的高渗条带井段须卡封，钻遇的含水层井段须卡封，目的层含多个压力系统须卡封；②相近原则，水平井各分段内物性和避水高 度越相近越好；③经济技术原则，分段方案的成本须在经济预算范围内；④分段 点选择原则，物性差的泥岩段可作为分段点，以利于分段封隔开采；⑤多段且趋 于均匀原则，分段数越多，分段越均匀，越有利于减缓变质量流压力降低的影 响[4-5]。 根据相水平井分段原则，设计将长水平段划分为3部分，其管柱大致为：套 管段+管外封隔器+筛管段+上部充填阀+管外封隔器+筛管段+底部充填阀。
页岩气水平井分段压裂工艺研究及应用
页岩气水平井分段压裂工艺研究及应用 摘要：国内针对页岩储层的水平井分段压裂技术尚不成熟，缺乏相关经验指导，开展深层页岩储层水平井分段压裂技术研究，为页岩气藏的有效开发提供技术支撑。本文以区块工程地质特征为基础，针对该区块单井进行水平井分段压裂优化 设计，以压后累计产气量为目标函数，建立水平井分段压裂裂缝参数优化模型， 通过优化设计求解目标函数最优时的裂缝缝长、导流能力、裂缝条数，形成一套 完整的压裂优化方案。现场应用于S1井中，取得了较好的应用效果，可进一步 推广应用。 关键词：页岩气；压裂工艺；水平井；分段压裂；裂缝 中国页岩气主要分布在渝东鄂西地区、黔湘地区、四川盆地及其周缘地区，储量 丰沛、潜力巨大，技术可采资源量为12.85万亿立方米，因此页岩气开发技术一 旦突破形成产能，对满足中国不断增长的能源需求、优化能源结构、保障能源安 全和促进经济社会发展都具有重大战略意义，开发前景广阔。页岩气藏是一种低孔、低渗透性储层，依靠自然产能很难进行工业开采，形成产能的最有效手段是 通过水力压裂这一储层改造技术产生相互交错的网络通道，提高页岩气在储层中 的流动能力。根据北美地区页岩气勘探开发经验，水平井套管完井技术与分段体 积压裂技术是目前页岩储层开发的关键技术，但国内的页岩气改造技术由于起步晚，仍处试验探索阶段，缺乏相应基础理论的支撑，因此如何形成一套适用于我 国页岩气藏特征的水平井分段压裂技术还需深入研究。 1 页岩储层工程地质特征 1.1 储层物性 研究区主要目的层为志留系下统龙马溪组-奥陶系上统五峰组，储集岩岩性主 要为泥岩类，包括粉砂质泥岩、灰质泥岩、碳质泥岩和泥岩。根据岩心实验分析，龙马溪组地层孔隙度1.22~7.12%，平均5.81%，渗透率0.0024~2.7207×10-3μm2， 平均0.1425×10-3μm2。 1.2 岩石矿物成分 对取心层段4353.05-4353.25m，4357.02-4357.20m，4362.37-4362.55m进行全岩矿物X射线衍射分析和黏土矿物X射线衍射分析，结果表明：脆性矿物中石英 含量最高，含量在35.1~65.6%之间，平均48.5%；其次为长石，平均含量6.2%； 白云石、方解石平均含量分别为9.1 %，5.9%。另有，黄铁矿含量在0.5~1.3%之间，平均0.9%；黏土矿物平均含量29.7%。研究区龙马溪组底部泥页岩黏土矿物以伊/蒙混层为主，含量在69- 81%之间，占黏土矿物组分的78.1%，伊利石平均含量为11.0%，高岭石平均含量为5.3%，绿泥石平均含量为5.0%，未见蒙脱石。 1.3 储层含气性 研究区五峰组-龙马溪组下部暗色泥页岩发育，富有机质暗色泥页岩厚度为 153m左右。五峰组-龙马溪组总有机碳测试样品102个（包含岩屑和岩心样品），有机碳最小值0.19%，最大值6.13%，平均值3.04%，从上至下有机碳含量具有明 显增高的趋势，下部优质泥页岩层段TOC在0.57-6.13%之间，平均3.65%。 干酪根镜检分析及岩石热解参数表明，五峰组-龙马溪组泥页岩有机质类型主 要为Ⅰ-Ⅱ1型，为页岩气生成的有利类型，Ro为1.83~2.26%，主要处于生气阶段。对龙马溪组下部-五峰组取心段进行了含气性实验，测试样品共计9个，其中，龙
长庆油田水平井采油工艺发展方向探讨
长庆油田水平井采油工艺发展方向探讨 摘要：水平井由于技术较为复杂，在很多小型的采油企业很难普遍实现。本文 主要通过对目前长庆油田水平井采油工艺现状分析为出发点，分析找到适合提高 水平井采油效率的工艺手段，从而可以为更多的采用水平井采油的企业提高借鉴。 关键词：水平井；采油工艺；发展方向 引言：水平井技术的发展成为当今钻井技术发展的具有里程碑意义的革新。水平 井采油工艺在一开始的时候由于技术的实施难度较大，成本在很多时候不易精确 的控制导致在一些技术不成熟的油田或者一些小型的油田很难推广应用。但是近 些年来由于水平井的采油工艺技术的革新以及成本的大幅度下降，越来越多的采 油企业采用水平井进行采油。长庆油田是最早一批应用水平井来进行采油的企业，自1993年的井塞平1号井开始，到现阶段已经有超过2300口水平井投入到正常 的建设使用中来。但是在这个应用过程中发现，随着应用水平井进行采油的井口 越来越多，但是整个的产油量却是持续的下降，并且通过检测发现井内的含水量 大幅度上升。根据最先的监测显示含水量由一开始的57%——58%提高到现在的67%左右，导致液体的出油率大幅度下降，因此需要找寻到对于水平井采油工艺 新的发展方向。本文主要对今后的水平井采油工艺的发展方向做一个具体的探讨，从而为长庆油田的采油业的发展提供借鉴。 1.水平井采油工艺发展现状分析 1.1水平井采油工艺中射孔技术缺乏先进性 对于水平井的采油工艺来说，最难的就是打井射孔技术，由于需要精确检测 到出油口的精确位置，要精确定位到油口的位置，以至于在打井的过程中不会出 现打偏或者打井失误的情况。但是目前我国由于采油工艺的起点较低，对射孔技 术的发展最近几年才重视，和国外的一些先进的采油打国相比本身就起点较低， 加上对此项技术工艺的研发不重视，导致在水平井的采油过程中出现临时性成本 加大现象，从而造成了资源的损失，甚至还会导致生态环境遭到了破坏等多种问题。 1.2水平井采油过程中压力控制达不到标准 通过对大量的水平井实地考察发现，水平井都有一个共同的特点就是距离较长，都是长距离的水平钻井，在这个过程中随着距离的增加，导致在这个过程中 的钻压损耗严重，由于钻井的过程中地形地势的变化是十分复杂的，在这个过程 中压力的控制是十分困难的，不仅受到地形地势的影响，还会受到摩擦阻力的影响，这样就会导致工具钻压传递困难，并且在这个过程中压力控制很难精确的进 行检测，达不到采油工艺技术的国家标准。并且对于水平井采油过程中下钻的频 率也会导致压力控制较为困难，荣誉出现卡钻的现象，一旦出现卡钻的现象就会 造成油压迅速升高，导致出现采油事故或者出现井口的温度上升，一旦温度大幅 度的上升就需要不断的加水降温，从而继续加大本身的油井的含水量，这样就会 产生一个恶性循环。因此水平井采油过程中压力控制达不到标准也是困扰水平井 采油工艺发展的一个重大难题。 1.3水平井采油工艺技术跟不上当前生产的发展需求 目前水平井采油工艺的发展依然采用分散油井的采油工艺，所谓分散油井采 油工艺就是若干个油井一个个进行开采，导致在过程中生产效率低下，并且在水