我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破.doc

我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破
中国石油新闻中心　 [ 2011-11-14 08:25 ]
新华网北京２０１１年１１月１０日专电（金江山、李晓建） 记者１０日从中国石油天然气集团公司了解到，经过５年的持续攻关、现场试验和规模化应用，《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》项目取得重大成果，应用水平井分段压裂技术后，平均单井稳定日产量为６．５吨，是周围直井压裂后平均产量的３．９倍。该成果跨入世界先进行列，成为低渗透油气藏提高单井产量的利器，并为页岩气开发储备了关键技术。
　　据中国石油勘探与生产分公司副总经理吴奇介绍，截止到２０１０年底，中石油累计探明储量中，低渗透油藏占到了４１．５４％，新增产量越来越依赖低渗透油气藏已成定局。低渗透水平井分段压裂增产改造技术是开发低渗、薄油层，增加单井控制储量、提高单井产能的一项重大技术。经过５年的攻关，中石油形成了低渗透油气藏水平井改造的三大主体工艺技术、四项配套技术和一套压裂裂缝与井网优化设计方法。５年来，该项目共申请专利７４项，其中发明专利２９项，授权１１项；实用新型专利４５项，授权３５项。
　　中国工程院院士袁士义在接受记者采访时说，水平井加分段压裂技术奠定了北美非常规油气开发的技术基础，特别是页岩气，长水平段加分段压裂使美国的页岩气年产量超千亿立方米。中石油攻克了低渗透油气藏水平井分段压裂技术瓶颈，为水平井在低渗透油气开发中规模应用提供了技术支持，使大量不可采储量转化为可采储量，意义重大。
　　到目前，中石油已经建立起比较完整的水平井分段压裂技术与井网优化设计方法，形成了水平井双封单卡分段压裂技术、封隔器滑套分段压裂技术、水力喷砂分段压裂技术等三大主体技术，完善了化学暂堵胶塞分段压裂技术、碳酸盐岩储层自转向高效酸化／酸压技术、水力裂缝监测与评价技术、水平井修井作业技术等四项配套工艺。分段压裂技术的突破，推动了水平井在大庆、吉林、长庆、新疆、玉门、塔里木等低渗油气田的工业化应用，大幅度提高了单井产量。
　　据介绍，该研究成果形成的水平井分段压裂改造储层技术，已经开始大量应用于低渗、超低渗气藏的产能建设。袁士义说，这将扭转低渗透油气藏多井低产的局面，实现“转变发展方式、实现少井高产”的目标，促进以大庆、吉林、长庆为代表的低渗透油气田由直井开发向水平井开发的转变，推动中石油逐年增加的低渗透储量的有效动用及效益开发。该项目的成功，也为中石油下一步致密气、页岩气的持续攻关奠定了坚实的技术和人才基础。

牵住“牛鼻子” 抱出“金娃娃”
中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术突破追踪之一
中国石油新闻中心　 [ 2011-12-29 06:58 ]
编者按 中国石油开展《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》科技攻关已有5年。经过5年的努力，中国石油突破了水平井分段压裂技术及装备瓶颈，与压裂后直井相比，平均单井产量提高3.6倍。同时，这一技术使大量不可动用储量变成可采储量。
　　今日起，《中国石油报》连续刊发系列报道，将这一世界级技术的研发过程展现给读者，揭开水平井分段压裂攻关的神秘面纱。
中国石油史上标志性成果诞生
　　圣诞节喜庆的气氛还未散去，12月26日上午，记者从中国石油勘探与生产分公司了解到，《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》课题取得丰硕成果。截至11月底，中国石油共在低渗透油气藏完成水平井分段压裂1133口井4722段，相当于少打直井3000口，减少占地超万亩。按压裂后平均单井产量是直井的3.9倍计算，中国石油依靠这一技术增产原油520万吨增产天然气145亿立方米，相当于开发一个中型油气田。
　　非常规油气开发技术的基础是水平井加分段压裂技术。中国石油通过5年攻关，用自主技术对低渗透油气藏实施水平井压裂改造的比例达到87%以上，扭转了攻关前水平井压裂全部依靠引进国外技术的被动局面。这收获的不仅仅是原油单井产量的增加和可动用储量的大幅度提高，而且为以页岩气为代表的致密油气工业开发奠定了坚实的技术基础。
　　11月3日，新华社播发了《我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破》的消息。中国石油5年潜心攻关，牵住提高单井日产量“牛鼻子”的研发成果，在业内引起巨大反响。
　　中国工程院院士袁士义、沈忠厚、苏义脑和胡文瑞给予的总体评价是：水平井加分段压裂技术奠定了北美非常规油气开发的技术基础，特别是页岩气，长水平段加分段压裂使美国的页岩气年产量超千亿立方米。中国石油攻克了低渗透油气藏水平井分段压裂技术瓶颈，为水平井在低渗透油气开发中规模应用提供了技术支持，使大量不可采储量转化为可采储量，更为以页岩气为代表的致密油气工业开发奠定了坚实的技术基础，意义重大。
　　特别值得关注的是，11月24日，国土资源部向公众发布油气资源年度动态评价成果：我国石油地质资源量为881亿吨、可采资源量233亿吨，比“上一轮全国油气资源评价”（2003年至2007年）分别增加116亿吨和21亿吨。
　　中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化服务中心副主任王振铎认为，这是对中国石油5年攻关低渗透油气藏水平井增产改造技术成果最直接的肯定。
　　漫漫攻关结硕果，而成果来自科学决策。
　　提高单井产量，中国石油实施牵“牛鼻子”工程
　　中国的油气藏多为高凝低渗油气藏。如何向“磨刀石”里要油气？是摆在中国石油人面前的一道难题。
　　近10年来，中国石油平均单井日产量持续下降。2005年，世界石油单井平均日产量是10吨以上，而中国石油的单井日产量是3.1吨。截至2010年年底，在中国石油累计探明储量中，低渗透油藏占到41.54%。而近年来，中国石油新增储量中70％以上都是低渗透储量。多井低产问题日益严重，严重影响中国石油的经济效益和可持续发展。
　　一个更为严峻的现实是，随着中国经济的高速发展，对石油的需求量越来越大，对外依存度越来越高。
　　提高单井日产量，是中国石油油气生产转变发展方式的必由之路。
　　集团公司董事长、党组书记蒋洁敏形象地说：转变发展方式就是要从抓住提高单井产量这个“牛鼻子”入手。
　　5年前的中国石油勘探与生产分公司工作例会人们形成共识：组织水平井低渗透改造重大攻关。6月19日，蒋洁敏批示：同意项目启动。请财务部阅办。组织好项目设计，见到好的效果。
　　经过紧锣密鼓的筹备，2006年8月，集团公司级重大科技专项“水平井低渗透改造重大攻关”项目启动。由勘探与生产分公司牵头，中国石油每年投入资金两亿元，组织中国石油勘探开发研究院、勘探开发研究院廊坊分院科研力量，现场由长庆油田、吉林油田、大庆油田采油工程科技与施工部门人员组成，进行联合攻关。这是迄今为止中国石油投入资金和人力最多的科技攻关战役。
　　寻找增产“利器” 撬开地层“缝隙”
　　中国石油勘探开发研究院廊坊分院聚集了中国石油储层压裂的科研精英。这个院副院长丁云宏告诉记者，2006年8月项目立项前，中国石油仅有少数井开展酸化以及限流、填砂、胶塞等压裂试验，但没有取得效果。2007年，“两院三公司”研发和试验双封单压、滑套分压、水力喷砂分压3套分段压裂工具，当年就在大庆油田、长庆油田和吉林油田的118口井进行现场试验，取得初步战果。
　　2008年，结合水平井段与区块最大主力方位的关系，中国石油初步形成水平井分段压裂多段裂缝优化方法，形成双封单压、滑套分压、水力喷砂压裂3套分段压裂工艺和均匀酸化技术，实验应用147口井，化学暂堵胶塞工艺在现场试验成功。
　　2009年，中国石油配套完善双封单压、滑套分压、水力喷砂分压工具与工艺；研制不动管柱喷砂分压三段分压工具，现场规模应用140口井。
　　在现场试验基础上，2010年科研攻关获得丰硕成果，建立起一套水平井压裂优化设计方法，形成水平井双封单卡分段压裂技术、封隔器滑套分段压裂技术、水力喷砂分段压裂技术三大主体技术，完善了化学暂堵胶塞分段压裂技术、碳酸盐岩储层自转向高效酸化/酸压技术、水力裂缝监测与评价技术、水平井修井作业技术4项配套工艺。
　　分段压裂技术的突破，推动了水平井在大庆、吉林、长庆、新疆、玉门和塔里木等低渗油气田中的工业化应用，大幅提高了单井产量，并在水平井油藏工程、压裂酸化理论、分段压裂工艺、配套工具技术等方面形成水平井增产改造主体技术系列。
　　今年1月17日，集团公司科技管理部在北京主持召开由中国石油勘探与生产分公司牵头，“两院三公司”共同完成的《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》成果鉴定会。
　　专家鉴定认为，通过技术创新，这一成果打破国外技术封锁，形成我国低渗透油气藏有效动用综合配套技术，总体达到国际先进水平，其中不动管柱多级滑套水力喷砂分段压裂技术属国际领先。
　　截至目前，中国石油今年完钻1000口水平井，500口井实现了2200段有效压裂，提高原油产量37万吨，天然气35亿立方米。

水力喷砂 “喷”出大场面
中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术突破追踪之二
中国石油新闻中心　 [ 2012-01-05 08:06 ]
越野车在泥泞的山道上缓慢爬行。翻过几个山头，两排20多个液罐、16辆大型压裂车出现在记者眼前，蔚为壮观。
　　“这就是阳平一井，正在进行体积压裂试验。”长庆油田油气研究院副院长李宪文对记者说。
　　2011年11月28日，作业队和压裂队员工不停地忙碌着。
　　“试验成功了，长庆油田就可以多拿出20亿吨的可采储量。”长庆油田采油一厂总地质师韩永林这样对我们说。
　　鄂尔多斯盆地油气低渗、低丰度，口口井需要压裂。对已实现年产4000万吨油气当量的长庆科技人员来说，面对5000万吨目标，分段压裂之路才刚刚开始。
　　油气储藏在什么地方？中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂专家杨振周拿出几个从长庆油田取来的0.3毫达西到1毫达西的岩芯说：“油气就储藏在这石头里面。”
　　按国际标准，渗透率小于50毫达西的油气藏称为低渗透油气藏，小于10毫达西的称为特低渗透油气藏，小于1毫达西的称为超低渗透油气藏。按照这个标准，长庆油田近年新增探明储量中，绝大多数属于特低渗透、超低渗透储量。这些储量动用难度大，开发效益差，被国外专家定性为属于“没有开发价值的边际油田”。然而，长庆石油人不愿意舍弃这个过去被称为“扔了舍不得，啃着吃不饱”的鄂尔多斯盆地，攻关难度亲历者感触最深。
　　“为多产油气，我们用了近20年时间摸索。现在，我们对渗透率只有0.3毫达西的储层进行改造，已生产出高产油气，靠的就是分段压裂。”在去庆平一井的路上，评价处地质科科长周树勋说。
　　为攻克低渗透，科研人员多次进行产能试验——
　　1994年到1996年，在水平井压裂上做文章，效果不理想。
　　1998年到2005年，进行分支井、机械桥塞、水力喷射等压裂技术试验。由于是笼统压裂产量与直井相近，成本却是直井的3倍。
　　2000年至2002年，进行苏平1、苏平2井压裂试验，采用酸洗或酸化笼统压裂改造技术，单井产量与直井相比没有明显优势。
　　难道真像有些人说的“长庆油田就是口口井有油，口口井不流？”
　　有一组数据，可以看到长庆油田增产的“加速度”。踏上1000万吨的台阶，长庆人用了33年；跨越2000万吨，长庆人用了4年；冲上3000万吨，长庆人只用了2年；从2010年到2011年，产量突破4000万吨，长庆人也仅仅用了2年。
　　值得注意的是，中国石油开始进行低渗透油气重大技术攻关以来，长庆油田连续4年年均增产500万吨。
　　那么，长庆人何以在储量品位越来越差的情况下，连续不断跃上新台阶呢？
　　长庆油田副总工程师徐永高对记者说，在中国石油水平井改造技术重大专项立项后，长庆油田迅速成立领导小组和课题组，针对长庆储层特点，确立水力喷砂分段压裂技术研究方向。
　　长庆油田油气工艺研究院的科技工作者，在经过深化室内物理模拟实验和理论研究的基础上，在现场进行试验攻关，取得重大突破，形成3套工具系列和3套工艺体系，并申报国家专利，使长庆水平井改造技术在水力喷砂压裂领域走在行业前列。这项技术是射孔、压裂、隔离一体化的新型增产措施工艺，具有连续作业快捷、自动封隔安全、周期短、伤害低的特点。
　　针对长庆低渗透和超低渗透两大储层类型，长庆形成了“水力喷砂压裂+小直径封隔器+连续混配”和水力喷砂分段多簇压裂两大主体技术，突破传统油藏工程认识，开展提高改造段数试验，创新研发水力喷砂分段多簇压裂技术，改造效果明显，实现低渗透、超低渗透油藏提高单井产量的突破。
　　徐永高说：“以天然气井为例，改造后的单井试排产量由前期的日产30万立方米至50万立方米提高到50万立方米至140万立方米。投产后，日产量是参照直井的3倍以上。”
　　有了这些技术，2008年至2009年，长庆人甩开膀子，在水平井长度和压裂段数上大做文章，水平段长度由300米增加到800米，压裂改造由3段和4段增加到8段、10段、15段，单井产量迅速提高，日产平均达到7吨。
　　水平井压裂攻关成功，在长庆见到三大效果——压裂速度加快了。过去一口水平井压裂少说得一个月左右，如今一个星期能压裂七段至八段。成本降低了。过去外国公司服务价格昂贵，如今使用自主研发的工具，成本仅为国外公司要价的1/10。压裂效果提高了。在油井压裂上，增产效果明显，产量是直井的3倍多。在气井水平井压裂上，产量是直井压裂产量的5倍以上。试验推广以来，全油田少打油气直井四五百口，少占土地二百多亩。
　　目前，长庆油田应用水力喷砂分段压裂技术压裂油井165口井939段，施工成功率98%，平均日产油5.29吨；压裂气井73口260段，施工成功率98.5%，平均日产气6.1万立方米。与直井相比，累计净增油17.9万吨、增气14.8亿立方米，净经济效益6.5亿元。
双封单卡 “卡”出高产油流
中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术突破追踪之三
中国石油新闻中心　 [ 2012-01-13 07:57 ]
2011年12月10日，大庆油田州扶51—平52井采用双封单卡分段压裂工艺，成功实现水平井15段有效压裂，初期日产油10.3吨，是同区域常规水平井压裂4段至5段产油量的2.1倍。
　　在施工现场，大庆油田副总工程师兰中孝对记者说：“大庆稳产4000万吨关键因素之一就是要提高新井单井产量，而提高单井产量有效途径之一是发展水平井多段大规模分段压裂技术。经过多年探索，我们自主研发的水平井双封单卡分段压裂工艺已成为大庆油田水平井改造主体成熟工艺。”
　　车子行驶在采油七厂、采油八厂地界，大庆油田采油工艺研究院副院长王凤山说：“这片地下蕴藏着葡萄花、扶杨油层大量未动用储量，但储量丰度每平方公里只有十几万吨，单层厚度也只有0.5米左右，是典型的低丰度、低渗透薄油层。正是有了水平井分段压裂技术，使这里的低丰度薄互储层得到有效开发，成为近几年大庆长垣外围新井上产的主力区块。”
　　“八五”期间，大庆油田科研人员在低渗透扶余油层进行水平井笼统压裂试验。由于笼统压裂存在针对性差、部分层压不开及小层改造规模难以控制等问题，加之当时水平井钻井等其他配套技术不成熟，试验没有取得推广成效。“十五”以来，大庆油田在低丰度葡萄花储层展开新一轮水平井开发试验，但分层压裂在当时技术条件下存在很多困难。一是水平井井眼轨迹复杂，施工风险高。二是水平段长，压裂层段多，设计和现场控制都有很大难度。
　　2006年，中国石油集中科研、现场试验精兵，决心在5年里攻克水平井分段压裂技术。当年，大庆油田由采油工程研究院牵头，组织井下作业分公司和相关采油厂开题立项，开展水平井分段控制压裂技术研发工作。
　　当时，世界上进行水平井分段压裂采用最多的是桥塞压裂。但桥塞压裂技术存在施工周期长、成本高的缺点。中国石油在吉林和长庆等油田也开展过套管环空压裂、液体胶塞填砂压裂等试验，效果不明显。
　　大庆应该选择怎样的路径，需要什么样的技术？项目负责人谢建华在压裂工艺管柱技术领域工作了20年，经验丰富。接受任务后，他带领项目组人员迅速投入工作，提出可取桥塞压裂、可钻桥塞压裂、双封单卡压裂等一系列技术方案。经过油田公司技术专家组反复论证，在充分考虑安全的基础上，确定小直径双封隔器选压管柱工艺方案。
　　这个工艺方案的核心技术是小直径封隔器攻关。为提高小直径封隔器的密封胶筒在水平井套管中的承压能力，项目组经过仔细研究、反复设计和试验，提高胶筒承压性能，降低残余变形。为获得高膨胀和高耐压性能橡胶筒制作的关键技术参数，项目组成员刘兆权、徐晓宇等人连续两个多月扎在试验室里，进行30余次封隔器胶筒室内试验。2006年12月8日，南230—平257井的现场试验顺利实现三段压裂，标志大庆油田双封单卡分段压裂技术研发成功。
　　经过几年现场试验和攻关完善，双封单卡技术日臻完善，工艺技术指标不断提升，适应了大庆外围低丰度葡萄花、特低渗透扶余和海拉尔复杂岩性储层水平井多段大规模改造需要。
　　在发展工具和工艺的同时，大庆油田科技人员还研发形成一套适合大庆油田储层特点和工艺特点的压裂设计新理念和新方法。在考虑注采井网和裂缝与井筒关系的基础上，针对大庆油田葡萄花储层为砂泥岩薄互层、砂体连续性差等特点，科技人员提出以实现“一缝穿多层”目标为核心的水平井压裂布缝和施工规模优化设计方法，提高了水平井储量动用程度。
　　负责现场组织试验的大庆油田开发部采油工艺科副科长王文军说，应用这项技术，目前大庆油田完成水平井压裂现场试验229口井共1328段，压裂施工成功率达到96.3%。已投产的150口井压裂初期平均单井日产油9.5吨，是周围直井压裂的4.9倍，目前平均单井日产油4.6吨，是周围直井压裂的4.4倍。该技术的应用，使直井开采低效或无效的3600万吨储量得到有效动用，为转变大庆外围低渗透储层多井低产局面，实现大庆油田4000万吨持续稳产提供了有力保障。