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扶余油田加密井网压裂技术研究与应用_宋杰

扶余油田加密井网压裂

技术研究与应用

宋杰

（吉林油田公司扶余采油厂，吉林　松原　138000）

摘要：扶余油田随着调整改造的不断加快，调整井、加密井相继投产，井网密度变大、井距变小、井排变近，以二排水井夹二至五排油井、200 m井距的井网方式开发，变为二排水井夹一排油井、66~100 m井网形式。因此，如何保证小井距、小排距井网内达到支撑缝长与井网相匹配、水力压裂裂缝导流能力与地层系数相匹配、人工裂缝纵向扩展与有效支撑相匹配，确保压后产能的实现，必须在压裂技术上有所突破。

关键词：扶余油田；加密井网；压裂技术

中图分类号：TE357 文献标识码：A

1　加密井网压裂目标

压裂改造技术作为扶余油田加密调整的主体技术，必须在保证发挥油井最大生产能力的前提下，主要防止水淹和水窜，最大限度的提高采出程度，以实现提高波及系数，提高最终采收率，发挥油井最大产能作为目标。

2　加密井网压裂技术的优选

2.1　压裂施工参数、规模的优化

（1）扶余油田加密调整在西区开始先导性试验，主要是采用小规模胍胶压裂，从施工中加砂强度与产液强度指数关系和砂比与产液关系分析可知，1.5~2.0 m3/min的排量完全可以满足上述施工参数的需要。

通过对先导试验区的压裂参数、投产初期产状的分析以及历年扶余油田压裂井的施工参数进行统计和总结，可得出压裂工艺参数确定的基本原则：①加砂强度与产液关系规律性较强，在1.0～1.5 m3/m 较理想。②砂比在35%～40%之间绞笼携砂能力最强，压后效果好。③前置液百分比在15%左右压后效果较好，前置液过大对储层伤害高。同时在密井网区造缝不宜太长，容易出现邻井窜通的压裂事故。

④替置液量应控制在1.5倍管柱容积以内，否则易造成过顶替现象，形成无效支撑。⑤储层特性对压裂效果有重要影响。渗流特性较差，含油性质较好储层，投产后液量高压裂效果明显；含水高，反映储层低部水洗强，必须立足于有效改造储层上部，在有效控制裂缝向下扩展的的条件下，提高裂缝有效支撑高度；渗透性较好储层投产后表现产液量低，含水低，产油量较高，反映出储层含油丰度高，应适当加大规模；反映出地层压力是影响压裂效果的主要因素，储层能量足，压后产能发挥好。

（2）通过对先导试验区的施工参数及规模的总结和认识，根据扶余油田综合调整井压裂设计原则、井网形式、扶杨油层有效厚度及压裂几何形态的优化结果，具体针对试验区块的不同井网特点，利用以有的地质参数及工程参数，由采油院运用fracproPT 压裂设计软件模拟计算而确定。总体压裂原则和技术思路是采用高砂比、适当规模造短宽缝，使纵向支撑剖面更为有效合理，尽最大可能提高裂缝导流能力，提高单井产能。具体进行单井压裂设计方案及实施时，根据不同油层的厚度及隔层情况，确定单井合理的压裂规模。

2.2　压裂工艺技术的优选

围绕油藏中高渗、储层温度低、正韵率沉积特点和小井距、密井网特定条件，重点采用低温低伤害压裂液体系，以造短宽缝、提高导流能力为主要目的，采用几种针对性压裂工艺技术。

（1）高砂比压裂工艺技术。由于井网密度大，井距、排距较小，为防止与邻井窜通，采用高砂比压裂工艺技术，使地层形成裂缝后瞬间提高砂比，

作者简介：宋杰（1973-），女，2009年毕业于中国石油大学石油工程专业目前就职于吉林油田扶余采油厂，研究方向：采油工程。

收稿日期：2016-01-26

宋杰?扶余油田加密井网压裂技术研究与应用

?47?2016年第1期

?48

?工艺技术

第1期 2016年

造短宽缝，提高近井地带导流能力。

（2）全程加砂工艺技术。全程加砂压裂技术就是少加前置液或不加前置液，整个泵注程序中全部加砂。主要是控制在前置液造缝阶段尽可能使压裂初始裂缝短，控制缝长，提高裂缝内铺砂浓度，使近井地带导流能力上升。同时，减少压裂液对油层伤害；实现小井距、小井排井网下的短宽缝，提高导流能力，减小压裂成本。

（3）高压暂堵细分层压裂工艺技术。在射孔相位角为90°的情况，原人工主裂缝沿着垂直最小水平主应力方向延伸，但是远离人工裂缝的区域仍然受到低渗透的影响，大部分剩余油富集区得不到永久性的改造。在对一个层系多个小层合压或是单层内部改造的情况下，在加砂过程中多次投入高压暂堵剂，堵塞原来压裂的裂缝，使井底压力超过最大主应力值，迫使人工裂缝沿着垂直原有裂缝的方向的孔眼处起裂并延伸，人工裂缝发生转向后，达到细分层，解决层内、层间矛盾，完成改造剩余油富集区的目的。

（4）二次加砂压裂工艺技术。在缝长扩展受限的条件下，为加大缝内铺砂浓度，尽可能的降低压裂液的滤失，最大限度的提高第二段压裂液的造缝效率，因此采用二次加砂压裂工艺技术，最终形成一条大于一段压裂裂缝宽度、小于一段压裂裂缝长度的高导流能力的支撑裂缝，提高裂缝铺砂浓度。

（5）端部脱砂压裂。其机理就是在水力压裂的过程中使压裂液在缝端发生适时的脱砂，形成砂堵，阻止裂缝在缝长方向的延伸；继续泵入压裂液，使得缝内的铺砂浓度加大，形成有效支撑。

（6）加大前置液量压裂工艺技术。针对平面产出差异大、长期注水不见效、水井正常注水、本井持续低产的油井，通过加大前置液造长缝引效，改善平面产出状况

（7）人工防砂工艺技术。为减少由于压后吐砂造成的作业、发挥油井最大产能，在尾追树脂砂、核桃皮防砂压裂的基础上，压下时采用激光割缝防砂管进行人工防砂。

（8）多层压裂工艺技术。对于三段压裂井，试验使用双级滑套工艺，在施工过程中需要注意的是，在压裂第三层时为防止压卡，替置液量必须增加，在等量替置的基础上多加入1 m 3。使用内通径为115 m 的475-9型封隔器与Φ38、Φ36的双级滑套相结合的工艺管柱形式。

2.3　压裂工艺新技术的试验

在以上多种压裂技术相结合的同时，还进行了3项新技术的试验。

（1）同步干扰压裂。通过借鉴体积压裂井间干扰机理，在密井网注采完善区内，我们进行了改进；同步干扰压裂：多井同层同步小规模体积压裂，点状改造转向面状改造；同期不同时干扰压裂：多井多层在一段时期内集中实施小规模压裂，地面限制、车组限制情况下，对同区块同层多井短期内先后集中改造，对区块整体改造。

（2）压裂液增稠。在前置液阶段采用氰凝化学封堵正韵律储层底部高渗条带，从而动用顶部低渗剩余潜力。

（3）长胶筒封堵。主要是将底部高渗层段射孔炮眼采用长胶筒封堵，使得上部低渗层得到充分改造。

3　整体效果分析

通过实验总结得出如下结论：

（1）全井低产：采取二次加砂技术与加大前置液技术相结合。

（2）层段低产：采取高排量大规模压裂与高压暂细分层技术相结合。

（3）层段内有低产小层：采取压裂液增稠深堵技术。

针对不同地质条件，采取不同的压裂技术与之相匹配，多种技术相结合，同时加强压裂过程控制，从而达到对扶余油田加密井网的油层改造，延长了初产的持续时间，保证了油井产能的发挥。

参考文献：

[1] 田春燕.试论油田井下压裂技术的应用[J].中国

石油和化工标准与质量，2013(13).

[2] 王萌萌,王威振,侯斯滕,陈修瑾.转向压裂

技术在准东油田的应用与研究[J].现代化工，2015(10).

(工艺技术)油田压裂新技术工艺

2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。（1）黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。（2）油藏中最多只有油、气、水三相，每一相均遵守达西定律。（3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。煤层气：赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气页岩气形成的条件（1）岩性：形成页岩气的岩石除页岩外，还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩（2）物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况（3 ）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。（4）裂缝：裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用，特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。较好指标： 2、乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二长沙 2 ： P2 上海 P2 P2 福州卢台北

延长油田用压裂液的优点与不足

延安职业技术学院毕业论文题目：延长油田用压裂液的优点与不足所属系部：石油工程系专业：应用化工生产技术（油田化学）年级班级：07应用化工（4）班作者：李阿莹学号：指导老师：评阅人： 2010年月日

目录第一章绪论…………………………………………………………………（）第二章延长油田地质情况……………………………………………（）第三章压裂液概述………………………………………………………（）3.1 概述………………………………………………….……………………（）3.2 分类……………………………………………………………….………（）3.3 压裂液的国内外研究与应用状况…………………………….….（）第四章延长油田用压裂液…………………………………..………（）4.1 胍尔胶压裂液……………………………………………………………（）4.2 清洁压裂液………………………………………………………………（）4.3清洁压裂液与胍胶压裂液的应用对比…………………………………（）结论…………………………………………………………..…………….………（）参考文献…………………………………………………………….……………（）致谢………………………………………………………………………………（）

摘要：经过几十年的开发,延长油田已进入中后期开发阶段,为了达到稳产、增产进而合理利用资源的目的,油田企业会对部分井实施措施作业。本论文以此为出发点,就油田常用的两种压裂液体系用外加剂、工艺、施工效果等方面做了概述并由对两种压裂液体系的应用对比,总结出各自的有优点与不足. 关键词：水力压裂延长油田胍胶压裂液清洁压裂液

油田压裂返排液处理技术

油田压裂返排液处理技术 IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】

油田压裂返排液处理技术 1.压裂返排液的产生及存在的问题压裂工艺是油井增产的一项主要措施在各油田普遍采用。其中最常用的是水基压裂液它具有高黏度、低摩阻、悬砂性好、对地层伤害小等优点现已成为主要压裂液类型。油井压裂过程中产生的返排压裂废液具有污染物成分复杂、浓度高、黏度大，精品文档，超值下载处理难度大，是油田较难处理污水之一。如不处理直接进入集输流程，会严重干扰后续流程，严重影响到油田生产，导致设备堵塞、油田下降，环保不达标等诸多问题。表1 压裂返排液污水性质图1 不同压裂返排水样 2.国内常规压裂返排液处理工艺简介化学氧化－絮凝沉淀－过滤处理工艺采用双氧水、次氯酸钠等强氧化破胶使返排液中的高分子物质氧化分解成小分子物质，降低废液黏度，提高传质效率，增加水处理药剂的分散与分解；絮凝可以改变水中多分散体系表面电性，破坏废液胶体的稳定性，使胶体物质脱稳、聚集；过滤，去除水中不溶或微溶物，脱色除臭。氧化－絮凝－过滤是油气田污水处理常用工艺。在实际应用过程中该工艺也存在一些不足，具体如下：

第一、该工艺受温度影响比较大，在低温环境，化学氧化剂反应慢，氧化时间长，需要较长的停留时间，导致氧化反应罐（池）占地大，不易在现场作业，运输困难等。第二、除油效果不明显，系统对乳化油去除效果不佳，需要添加大量药剂，导致污泥量大，增加污泥处理成本。第三、过滤器时常堵塞，由于氧化破胶不彻底，污油处理效果不佳，导致过滤器堵塞严重，影响最终出水效果和整套装置处理能力。化学氧化－絮凝沉淀－电解氧化－过滤联合处理工艺电解法集氧化还原、絮凝吸附、催化氧化、络合及电沉积等作用于一体，能够使大分子物质分解为小分子物质，降解的物质转变成易降解的物质，是污水深度处理的常用方法。然而电解技术目前在国内应用情况并不理想，时常存在电极钝化、结垢等问题，时常需要更换电极，处理效果稳定性差，成本高，操作检修频繁。设备占地大，运输困难，不太适合压裂返排液现场处理要求。化学氧化－絮凝磁分离－过滤联合处理工艺该工艺改进了絮凝沉淀工艺，采用高效磁分离机能够减少沉降时间，缩小设备占地面积，相对之前两种工艺有改进之处。然后该工艺化学氧化、除油工艺依然存在，仍然存在处理不达标，设备占地面积大等诸多不足。臭氧氧化气浮一体装置-旋流溶气气浮-过滤联合处理工艺

油田压裂新技术工艺

水平井压裂分段数：9段深层气压裂最大支撑剂量： 908.5t （角64－2H井）最大注入井筒液量： 4261.1m3 最大酸压规模：1603 m3 ?水力喷射分层加砂压裂在四川、长庆地区施工20余井次，平均单井次缩短施工周期20天以上；气井应用不动管柱分层压裂技术307井次，施工成功率99%；平均单井缩短试气周期20天以上；连续混配压裂施工405井次，累计配液88898 m3，累计缩短施工周期425天。 ?裸眼封隔器分段压裂取得突破性进展。全年在苏里格等地区现场应用22井次，并取得良好效果。长城钻探在苏里格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。 ?川庆钻探与美国EOG公司合作，在角64－2H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术，成功完成水平井9段分层加砂压裂施工，注入液体4261.1m3，支撑剂908.5t，刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多（9段）、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录， ?2010年，国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用，打破了外国公司的垄断，取得了很好的增产效果，产量是临近直井的3倍以上。 ?2010年，川庆钻探在合川 2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空6－7级分段压裂现场施工；西南油气田的威201页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工，为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。 5、机械分段压裂技术机械分段压裂技术包括裸眼封隔器分段压裂技术、动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、不动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、封隔器＋桥塞分段压裂技术等。 1、裸眼封隔器分段压裂 ◆裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式：到目前苏里格共完成裸眼分段压裂36井（167段），占整个水平井改造总井数的81.8%。 ◆应用规模逐年扩大： 09年8井次、10年1~7月28井次。 ◆技术水平逐步提高：分段数从3段到10段（工具已下井，近期压裂施工），最长水平段1512m，最大下入深度5235m。套管鞋：3698.81

侧钻技术在胜利油田中的应用

毕业论文题目：侧钻技术在胜利油田中的应用所属系部：石油工程系专业：油气开采年级/班级：油气开采1班作者：曹琛远学号：071395002011140 指导教师：评阅人：

目录第1章绪论 (1) 1.1选题的背景 (1) 1.2选题意义 (1) 第2章侧钻技术及其概念 (3) 2.1侧钻技术概念 (3) 2.2侧钻工具 (4) 2.3使用范围 (4) 2.4开窗工具 (5) 2.5窗口位置选择 (5) 第3章井眼轨迹测量 (8) 3.1老井井眼轨迹测量 (8) 3.2定向侧钻 (8) 3.3随钻井眼轨迹监控 (8) 第4章侧钻技术发展趋势 (10) 4.1工程设计概况 (10) 4.2施工情况 (10) 4.3发展方向 (12) 4.4问题及对策 (12) 第5章结论 (13) 参考文献 (14) 致谢 (15)

摘要：根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究发展和实施的具体情况着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井水平井的开窗侧钻井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施并结合66—37井和梁11—34侧井的具体施工情况对小眼井套管开窗定向侧钻技术方法和效果作了进一步说明。胜利油田大部分老井已处于生产的中后期油田产量下滑严重制约了油田的持续发展套管开窗侧钻技术是在老井或死井中通过套管开窗侧钻定向井对老油区进行二次或三次开采剩余油气资源提高油气资源采收率的一种行之有效的方法胜利油田从去年就开始进行套管开窗侧钻定向井技术的研究与应用至今已形成了包括套管开窗定向侧钻井眼轨迹控制钻井液技术固井技术等配套的工艺技术胜利油田已累计完成各种套管开窗井口小眼井套管开窗水平井口现在该技术已进入了大规模应用阶段并获得了良好的效果。关键词：胜利小眼井侧钻定向钻井钻具组合钻井参数

油田常用专业压裂软件的特点

一、油田常用专业压裂软件国外压裂设计分析软件主要包括：E-StimPlan、Terrfrac、GOHFER、Meyer、FracproPT 等。其中Terrfrac是由美国Cliffton教授开发，水力裂缝扩展理论最为完善，它采用了二维流动方式实现了裂缝扩展的全三维模拟，主要应用地热开发、核废料处理等领域，但是它仅针对水力压裂已知方案模拟，可以对压裂裂缝扩展的敏感性因素进行分析，在国外很少见到该软件设计的油田压裂实例。 GOHFER是美国Stim-Lab公司开发的，采用定向网格式储层描述技术，其特点是采用有限元求解，具有较好的模拟复杂地质条件下裂缝扩展的能力，但是该软件的导流能力预测、产能预测模块尚不完善，无法进行压裂方案的经济优化设计，不能开展泵注程序的优化。同时该软件在压裂测试诊断方面的功能不齐全，只有二维压力降落诊断分析功能。 FracproPT是美国GRI开发的，该软件优点是比较适合现场技术和施工人员应用，但是其模型是无计算网格的拟三维模型或者说是裂缝的形态是预先假设好的圆形/椭圆的固定形状，该软件在进行弱遮挡储层的裂缝扩展模拟时缝高容易出现失控和对于由于岩性差异造成纵向裂缝形态的重要影响由于模型过于简单而掩盖了（如泥岩段与砂岩段缝宽上的差异等）。这样大大制约了在弱遮挡储层及多层砂岩油藏压裂设计方面的应用。 MEYER是一套拟三维压裂设计分析软件，其优点是采用类似人工智能的技术进行压裂设计和分析，在国内外相对应用较少。 E-StimPlan是由国际上久负盛名的压裂专家. Nolte、Mike Smith先生创建的NSI公司开发的全三维压裂设计与分析软件，它不仅继承了压裂酸化领域的最新研究成果，适合压裂工程师进行压裂优化设计，尤其是Nolte、Smith创建的压裂压力诊断技术，特别适合现场工程师进行现场压裂分析。 E-StimPlan压裂设计分析软件具备目前进行压裂优化设计所需要的压裂设计、压裂分析/诊断、压裂油藏模拟和经济优化评价功能，能够完成压前地层评估、压裂方案设计与优化、全三维压裂模拟与敏感性分析、压裂过程及压后压力降落实时数据采集与分析、压力历史拟合和压裂效果评价等工作。其突出技术特点如下： 1、水平井压裂方面 (a)地质建模方面：具备综合、便捷的水平井地质建模功能。它是可以通过引入邻近井在三维空间用深度校正的方式来实现建模，并运用图形显示。显示的内容除了地质分层外，还包括深度转换后的测井曲线和E-Stimplan计算的地应力曲线等。 (b)在裂缝起裂机理方面：考虑到一般起裂初期总是沿井筒垂直向上开始起裂的。

压裂酸化技术手册

《压裂酸化技术手册》前言近几年来，随着新压裂设备机组、连续油管设备和液氮泵车设备的引进以及对外合作的加强，施工工艺技术呈现出多样化，施工作业难度加大，施工技术要求较高，为了满足工程技术人员对装备的深入了解，提高施工技术、保证施工质量，组织技术人员历经两年时间编写了这本《压裂酸化技术手册》。该手册收集了井下作业处压裂酸化主要设备、液氮设备、连续油管设备等的性能规范和作业技术要求，井下工具、油套管、添加剂、支撑剂等的常用数据，以及单位换算、常用计算公式、摩阻曲线，地面工艺流程等内容。该手册目前仅在处内发行，请大家在使用中多提精品文档，知识共享，下载可修改编辑！

宝贵意见，以便今后修订。谢谢！精品文档，知识共享，下载可修改编辑！

目录第一章压裂酸化设备 (1) 一、车载式设备 (1) (一) HQ2000型压裂车 (1) (二) BL1600型压裂车（1650型） (3) (三) SMT型管汇车 (7) (四) FBRC100ARC型混砂车 (9) (五) CHBFT 100ARC型混砂车 (14) (六) FARCVAN-Ⅱ型仪表车 (19) (七) GZC700/8型供液车 (22) (八) NC5200TYL70型压裂车 (23) (九) HR10M型连续油管作业机组 (24) (十) TR6000DF15型液氮泵车 (42) (十一) NTP400F15型液氮泵车 (44) (十二) NC-251-F型液氮泵车 (46) (十三) 赫洛ZM443液氮槽车 (48) (十四) 东风日产液氮槽车 (48) (十五) 赫洛ZM403运砂车 (49) (十六) YY10型运液车 (50) (十七) CTA12型运酸车 (50) (十八) NC5151ZBG/2500Y型背罐车 (51) (十九) CYPS-Ⅱ型配酸车 (51) 精品文档，知识共享，下载可修改编辑！

压裂酸化

压裂酸化技术难点和挑战正如在我国石油工业“十五”规划报告指出的一样：现在我国石油工业面临的形势是新区勘探开发困难，老区的增产挖潜还有大量的工作要做。其中，常规的井网加密已经效果不大，对酸化压裂措施的认识不够。同时，增产措施改造的对象越来越复杂，改造目标已经从低渗、单井发展到了中、高渗和油田整体，主要的难题集中在以下几个方面： 1、复杂岩性油气藏指的是陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物以一定比例均匀存在，没有任何一种成份占主导地位。典型的代表是玉门酒西盆地的清溪油田，该油田储量高、品位好，但是储层矿物组成十分复杂。由于矿物的不连续分布，酸压后只能形成均匀、低强度的刻蚀；而水力压裂由于发生支撑剂嵌入和粘土矿物的水敏、碱敏现象严重，因此目前酸压和水力压裂技术对这类储层多为低效或无效。只能考虑从液体体系上改进工艺措施。 2、高温、超高温、深层、超深层和异常高压地层以准葛尔盆地、克à玛依、塔里木和吐鲁番为代表，如柯深101井，压力系数为2.0，温度135摄氏度，千米桥潜山地区井深4000m —5700m，温度在150摄氏度到180度之间。这种地层的技术难点往往是需要的施工压力和压裂酸化液体不能达到要求；酸液的反应时间短，酸蚀作用距离短。 3、低渗、低压、低产、低丰度“四低”储层如中石油的长庆苏里格气田压力系数在0.8—0.9，渗透率为0.5—3.0达西，中石化的大牛地油田压力系数0.67—.0.98，渗透率仅为0.3—0.9达西。类似的这种储层在我国占很大的比例，由于

产生水锁现象进而产生很难解除的水相圈闭，如果不采用特殊的工艺手段，很难得到高效开发。 4、凝析气藏代表有千亿方的塔里木迪那气田和中?白庙深层凝析气藏。这类油田酸化压裂最大的问题是由于压力降低后凝析油的析出产生凝析油环，大大降低了天然气的产量。 5、高含硫，高含二氧化碳油田这类油田有被誉为“南方海相勘探之光”的普光气田（储量高达1144亿立方米）；580亿立方米的罗家寨气田。这两个气田的含硫量都在10%—12%，远远超过3%的行业标准。硫化氢的高还?性和化学反应活性容易产生单质硫和硫化亚铁沉淀，在酸化压裂施工中造成二次伤害。同时，高含硫还会加大钻、采、集、输、外运的困难，尤其是在地形复杂，自然条件恶劣的四川丘陵地区。 6、异常破裂压力油藏这种油藏埋藏深度和破裂压力不成正比，以川西致密须家河组和赤水地区为例：2000多米的井深破裂压力高达90多兆帕，现场经预处理措施之后，施工压力仍然高达80多兆帕。造成的直接后果就是压不开地层，酸液不能进入，对设备的损害比较大。 7、缝洞型、裂隙型碳酸盐岩我国“九五”规划最大的整装油田——塔河油田就是这类油田的代表。塔河油田560万吨产量中有80%是依靠压裂酸化措施取得的。

酸化压裂技术

第二节酸化压裂技术一、教学目的了解酸化压裂的原理，掌握酸液的滤失，酸液的损耗，能够计算酸岩复相反应有效作用距离，了解前置液酸压设计方法。二、教学重点、难点教学重点 1、酸化压裂原理 2、酸液的损耗 3、前置液酸压设计方法教学难点 1、酸液的滤失 2、酸岩复相反应有效作用距离三、教法说明课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表四、教学内容本节主要介绍四个方面的问题：一、酸液的滤失二、酸液的损耗三、酸岩复相反应有效作用距离四、前置液酸压设计方法酸化压裂：用酸液作为压裂液，不加支撑剂的压裂。作用原理：(1) 靠水力作用形成裂缝；

(2) 靠酸液的溶蚀作用把裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的表面，停泵卸压后，裂缝壁面不能完全闭合，具有较高的导流能力，可达到提高地层渗透性的目的。酸压与水力压裂相比：相同点：基本原理和目的相同。不同点：实现其导流性的方式不同。酸压效果： ??? ?????????以及不均匀刻蚀程度量对底层岩石矿物的溶解导流能力：取决于酸液裂缝内的流速控制酸盐反应速度酸液的滤失特性裂缝有效长度 (一)酸液的滤失滤失主要受酸液的粘度控制控制酸液的滤失常用的方法和措施： (1)固相防滤失剂刺梧桐胶质：在酸中膨胀并形成鼓起的小颗粒，在裂缝壁面形成桥塞，阻止酸蚀孔道的发展，降低滤失面积。硅粉：添满或桥塞酸蚀孔道和天然裂缝。粒径大小不等的油溶树脂：大颗粒桥塞大的孔隙；亲油的树脂形成更小的颗粒，变形后堵塞大颗粒的孔隙，从而有效地降低酸液的滤失。 (2)前置液酸压优点：①采用前置液破裂地层形成裂缝，并在裂缝壁面形成滤饼，可以降低活性酸的滤失；

2020年油田压裂返排液处理技术.pdf

油田压裂返排液处理技术 1.压裂返排液的产生及存在的问题压裂工艺是油井增产的一项主要措施在各油田普遍采用。其中最常用的是水基压裂液它具有高黏度、低摩阻、悬砂性好、对地层伤害小等优点现已成为主要压裂液类型。油井压裂过程中产生的返排压裂废液具有污染物成分复杂、浓度高、黏度大，精品文档，超值下载处理难度大，是油田较难处理污水之一。如不处理直接进入集输流程，会严重干扰后续流程，严重影响到油田生产，导致设备堵塞、油田下降，环保不达标等诸多问题。表1 压裂返排液污水性质图1 不同压裂返排水样 2.国内常规压裂返排液处理工艺简介 2.1 化学氧化－絮凝沉淀－过滤处理工艺采用双氧水、次氯酸钠等强氧化破胶使返排液中的高分子物质氧化分解成小分子物质，降低废液黏度，提高传质效率，增加水处理药剂的分散与分解；絮凝可以改变水中多分散体系表面电性，破坏废液胶体的稳定性，使胶体物质脱稳、聚集；过滤，去除水中不溶或微溶物，脱色除臭。氧化－絮凝－过滤是油气田污水处理常用工艺。

在实际应用过程中该工艺也存在一些不足，具体如下：第一、该工艺受温度影响比较大，在低温环境，化学氧化剂反应慢，氧化时间长，需要较长的停留时间，导致氧化反应罐（池）占地大，不易在现场作业，运输困难等。第二、除油效果不明显，系统对乳化油去除效果不佳，需要添加大量药剂，导致污泥量大，增加污泥处理成本。第三、过滤器时常堵塞，由于氧化破胶不彻底，污油处理效果不佳，导致过滤器堵塞严重，影响最终出水效果和整套装置处理能力。 2.2 化学氧化－絮凝沉淀－电解氧化－过滤联合处理工艺电解法集氧化还原、絮凝吸附、催化氧化、络合及电沉积等作用于一体，能够使大分子物质分解为小分子物质，降解的物质转变成易降解的物质，是污水深度处理的常用方法。然而电解技术目前在国内应用情况并不理想，时常存在电极钝化、结垢等问题，时常需要更换电极，处理效果稳定性差，成本高，操作检修频繁。设备占地大，运输困难，不太适合压裂返排液现场处理要求。 2.3 化学氧化－絮凝磁分离－过滤联合处理工艺该工艺改进了絮凝沉淀工艺，采用高效磁分离机能够减少沉降时间，缩小设备占地面积，相对之前两种工艺有改进之处。然后该工艺化学氧化、除油工艺依然存在，仍然存在处理不达标，设备占地面积大等诸多不足。 2.4 臭氧氧化气浮一体装置-旋流溶气气浮-过滤联合处理工艺该工艺克服了传统化学氧化受温度、反应速率等影响，采用最新臭氧多重催化氧化和高效旋流溶气气浮技术，实现压裂返排液快速、高效破胶降粘，同时能够高效去除悬浮物、油、胶体等诸多污染物，实现压裂返排液快速、达标处理后回注。从多个油田应用情况数据来看（详见下表），该技术处理效果比较明细，基本能够满足压裂返排液回注或回用的要求。图2现场应用照片

石油压裂支撑剂行业情况

二、市场情况 1、产品的市场体量（1）使用量：陶粒砂市场在2014年度过了一段冷却期，在2015年复苏回暖，中石油年度网络公示显示：陶粒砂使用量已从2008年的21万吨上升至2015年的50度万吨；（2）市场规模：国内石油需求量继续增加,石油对外依存度继续增大。为了满足国内日益增加的石油需求,石油开采业发展迅速。与此相对应的就是相关产品生产的迅速扩大。我国石油压裂支撑剂行业在这段时间,发展比较迅速,市场规模增速达到20%。 2、产品的市场销售情况

3、国内市场需求量（1）随着石油天然气工业的发展，石油天然气井的深度越来越大，开采的难度越来越大。例如，塔里木油田的深度达到了6500 米以上。据资料介绍，中国低渗透型矿床占中国未开采总量的55%以上，因此国内对高强度陶粒产品的需求量必将增大。目前我国石油压裂支撑剂年总需求量约为70 万吨。其中，大庆、塔里木、长庆、中原等几大油田，约需45 万吨以上；随着油价的升高、开采力度的加大，对支撑剂的需求量还在快速增长。2012需求将达120万吨，年均增长率约15%。 4、进出口及国际市场需求量（1）总体而言，出口量小于进口量。我国的陶粒砂产品占据整个北美市场的13%，平均每年的业务总量达30亿美元；（2）目前国际市场对石油压裂支撑剂的年需求量约300 万吨，对高强度压裂支撑剂的需求量约60 万吨。资料显示：世界第一产油国俄罗斯石油支撑剂年需求量60 万吨。南美、北美、苏丹、委内瑞拉、印尼、哈萨克斯坦、澳大利亚等国的年需求量250 万吨。三、行业现状 1、发展速度该行业发展较慢，市场规模年均增长率约为15%。企业总产能年均增速约为12%。 2、企业现状企业数量众多，大多数是小型企业，产量低，技术含量低。 3、行业增长速度我国石油压裂支撑剂行业的增长速度约为10%。 4、对该行业的投资四、行业竞争情况 1、竞争要素（1）技术水平、企业规模、研发能力、营销渠道、原材料的获得。（2011-2016 年中国石油压裂支撑剂行业市场运营格局及投资商机研究报告）

油田油水井压裂技术的发展现状

油田油水井压裂技术的发展现状发表时间：2019-06-24T15:14:10.020Z 来源：《中国西部科技》2019年第8期作者：王恩斌1 孙玉才1张光洲2 [导读] 对于一些超深、低渗透以及裂缝性的油田，为了提高油田的整体开发效益就可以采用油田油水井压裂技术。由于超深、低渗透以及裂缝性的油田物性差、孔隙孔喉狭窄，致使注水井地层吸水能力差，导致井口压力不断提高，可能达到甚至超过地面注水管线的临界压力，给油田注水开发带来极大困难。近几年，针对水压力高的问题很多油田采用了油田油水井压裂技术。本文分析了水井压裂多因素对水井增注、油井增产的影响，指明了水井压裂技术方向。 1.大庆油田井下作业分公司压裂大队； 2.中油测井大庆分公司前言：上世纪50年代，美国提出"井网压裂"的建议。后期，前苏联进行了物模与油藏数值模拟研究，进行了水力裂缝与井网系统组合。水力压裂技术是油气井、注水井增注的一项重要技术措施。主要是利用高压索组将液体超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底地层中形成裂缝，裂缝逐渐向前延伸，在地层中形成具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝，从而改善油气层的渗透性。 1.油田油水井压裂技术 1.1.油田油水井压裂技术增注机理对于渗透性很好的储层，只要配注合理，完全不需要进行压裂或者酸化等措施，即可达到注水要求；而对于渗透性比较差的储层，特别是受到伤害后，为了满足一定的注水量要求，仅仅通过酸化、补孔等措施不足解决问题，这时就需要采取压裂措施，而压裂后改变了注入水的渗流特性，有效克服了＂压降漏斗＂的问题，比较容易达到降压注水或增注的目的。因此，水井压裂对低渗、特低渗是很有必要的。如果对水井进行压裂，即使支撑裂缝的长度很短，只要有一定的导流能力，那么井筒附近的压力损耗几乎是可忽略。假设支撑裂缝长度为20米，导流能力为10μm时简化的井底压力的变化情况。可以知道井筒附近的压力损耗很小，到地层深部由于不同位置与裂缝的关系不同，既有线性流，也有径向流，线性流的阻力小于径向流，部分位置的流体的流动存在混合流现象。从井底压力来看，水井压裂后的井底拒力远远低于不进行压裂时的径向流，也远低于酸化措施处理后的。因此，通过改变地层流油田注水井足裂增注化理体从径向流到双线性流流动规律，即使是特低渗储层也是可容易实现水井增注的。 1.2.影响低渗透油田压裂增注的主要因素一般情况下，注水井出现欠注现象的主要原因包括：储层物性差，储层渗透率低，注水井连通性差及注水水质波动等。通过对注水井进行压裂增注措施是提高低渗透油田注水开发效果的一项有效措施。然而，有时压裂后并未得到理想效果。经研究表明，影响低渗透油田压裂增注的主要原因包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。 2.压裂技术方向研究 2.1.合理参数优化研究确定裂缝导流能力：压裂裂缝的导流能力对压后油井日产量和长期累积产油量及水井的日注水量、累积注水量有较重要的影响，是评价压裂支撑裂缝的重要参数之一。裂缝导流能力需要与储层物性相匹配，通常对于渗透性较低的储层，要求的导流能力稍低，而对于物性较好的储层，要求的导流能力高一些，即＂低渗小导，高渗大导＂。导流能力的大小是由储层的基本物性决定的，对目标井层进行计算时，可根据具体情况进一步进行优化，求得最佳支撑裂缝的导流能力。加砂强度和平均砂液比：加砂强度、平均砂液比也是十分重要的参数。它们直接反映了压裂支撑裂缝中的砂体情况和裂缝的导流能力。压裂过程中的砂液比过低，必然导致加砂强度低，支撑裂缝的支撑能力低，在长期生产过程中受到生产影响或岩石中孔隙压为变化，支撑裂缝的导流能力容易丧失，失去高渗流特性，直接影响压裂效果。另外加砂强度和砂液比低，不容易形成好的砂梯剖面，与储层流体渗流时对不同裂缝长度段对裂缝的导流能力大小要求不一样不匹配，也就是说，从井筒到裂缝深处的导流能力应该越来越小，形成所谓的＂模形＂，才符合人工裂缝储层流体的渗流规律。因此应该优化出合适的砂液比和加砂强度，才能保证储层流体具有好的渗流场，提高注水量。优化前置液：前置液是压裂施工过程中的重要组成部分，具有正反两方面作用。适量的前置液可有效将地层压开，并使裂缝延伸到理想位置。前置液量过大，虽有利于裂缝的延伸和支撑剂的运移，但压后不易排出，无论对支撑裂缝的导流能力，还是对储层的渗透率都有较大伤害，进而影响压裂效果；如果前置液量过小，在压裂过程中会提前滤失完，不利于造缝和支撑剂的携砂运移，严重时会导致施工过程中出现砂堵，直接导致施工失败，也会对压后产量和压裂效果造成较大影响。因此，前置液的优化也是压裂施王优化设计的重要一环，需要根据具体井层的滤失情况和施工规模等进行精屯设计。 2.2.压裂工艺优化研究分层压裂方式包括：单封隔器压裂分层压裂、双封隔器跨隔结合上提管柱的分层压裂、滑套封隔器分层压裂、堵塞球分层压裂、限流法分层压裂等等。对于分层压裂工艺方式的优选结果如下：对于砂组之间隔层较薄，两砂组跨度较小，可以采用合压的压裂方式，而上下隔层厚度较大，可以采取单上封保护套管的油管注入方式。对于那些砂组隔层较厚，且二个油层都具有较好的油气显示前景，为了达到充分认识地层和改造实施的可能，建议采用自下而上的压裂改造方式，逐一认识油层，分层压裂可以采用填砂等方式压裂。对于同时希望一次改造2个以上油层的油井，建议采用以下压裂方式：双封隔器分压，先压下层，然后上提双封隔器压裂上层。该方法优点是单层改造彻底，缺点是作业量大。对于同时希望一次改造3个以上油层的油井，建议采用滑套封隔器分层压裂。最佳施工参数的确定：施工排量=2.5-3.5m3/min，前置液%=40%，平均砂液比：25%以上，CON=5.5Kg/m2，泵注程序：10-15-20-25-30-35-40-45%。结语：综上所述，本文研究了低渗透油田注水井压裂增注机理，也对影响低渗透油田压裂增注的主要因素进行了研究，包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。并且根据各个因素对一些参数进行了分析，提示施工过程中需要注意的一些问题。最后对于压裂技术的工艺优化进行了研究，并且给出了一些建议。参考文献：【1】刘长宇，丛立春等低渗透性薄层储层改造技术研究[J]钻采工艺，2008.5.第31卷，第5期.73-75. 【2】刘鹏，马英文，张亮等.压裂充填技术在疏松地层中的应用[J].石油钻采工艺，2006,28（4）：56-59.

油砂山油田压裂效果浅析

油砂山油田压裂效果浅析【摘要】油砂山构造位于柴达木盆地英雄岭冲断隆起带的南缘、油狮大断裂东端的上盘，是柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟-油砂山二级构造带东段的一个三级构造，重叠在尕斯油田之上。低渗透油田，因而导致油井自然产能低，采油速度低、采出程度低，开采效果差，为充分控制剩余油，改善地层渗透率，提高单井产量。对油藏的部分油井经行压裂。取得了较好的增油效果和经济效益。【关键词】压裂；选井原则；措施效果 1.压裂概况压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法。来改善渗流环境，提高单井生产能力。油气层压裂工艺过程用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂（如石英砂等）充填进裂缝，提高油气层的渗透能力，以增加注水量（注水井）或产油量（油井）。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。油砂山油田截止2010年6月底，共计压裂5 井次，4口常规压裂，跃3313、中38-3、新中16为Ⅰ断块Ⅲ层系，跃3522为油砂山与中浅层过渡带，下面对各压裂油井的增油进行分析。 2.油藏压裂井选取原则为充分利用剩余油，改善地层渗透率，提高单井产量，对油藏的部分井进行压裂。在实际工作中，针对油砂山油藏特点，为保证压裂施工成功以及取得良好的增产效果，遵从以下几个原则进行选井、选层： ①选取具有充足的地层能量和可采储量的井。 ②压裂选井优选一线低渗透率、低孔隙度油井. ③油井层位较为集中，可采取合压方式；层位较为分散同时层间距较大的井可考虑分压措施。 ④套管无破损变形，能下入油管和工具，固井质量合格。 ⑤压裂优选注水受效井，保证压裂效果，保证措施有效期。 ⑥压裂层段内无水层，防止压开水层，造成含水上升。

复杂断块油田压裂的特点与思路

复杂断块油田压裂的特点与思路蒋廷学 (中国石油天然气集团公司石油勘探开发研究院廊坊分院) 摘　要　以二连油田的几个断块油藏为例,概述了复杂断块油田的地质与生产特点(与整装油田相比较),并由此论述了压裂设计的特殊性和复杂性,其中录取资料难的问题尤为突出。此外,在压裂工艺设计上,如何结合不尽相同的地质条件,从而使不同类型的油井压裂都能最大限度地获得预期的增产效果,则是断块油田压裂设计的重点。这是一项系统工程,文中对此作了系统论述。最后概述了按此设计思路进行的6口井压裂效果分析及赛汉油藏压裂可行性研究结论。主题词　二连油田　复杂断块　压裂　效果一、　前言全国陆上油气田中,低渗透复杂断块油气藏占有相当比重,它们大多属于边际油藏或经济开发下限油藏,如不压裂则难以获得工业开采价值。而要在这种类型的油藏中进行压裂,显然不能照搬整装的大型油田压裂的经验,如整装低渗透油田中经常应用的大型水力压裂技术,就不适用于复杂断块油田。在整装油田的某口井上所获取的各种资料往往具有一定程度上的代表性,在压裂设计时可以借鉴和参考;而在复杂断块油田上,因为地质条件的复杂性,每口井都有各自的特殊性,有时即便是邻井上的岩性、物性都变化很大。因此,在复杂断块油田进行压裂设计时,设计参数的合理选取是一个难以解决的主要问题,至于压裂设计的思路、原则等也是要比整装油田要考虑的更多的另一个主要问题。所有这些因素,都决定了复杂断块油田压裂的复杂性。二、　复杂断块油田压裂的特点与复杂断块油田的地质与生产特点相适应,复杂断块油田的压裂呈现如下特点: (一)　选井选层的难度加大与整装油田的压裂选井选层可落实在某个区域和砂体不同,复杂断块油田选井选层,往往是对整个区块内的每一口井的地质生产、测试、压裂、注水等各方面分析论证,由此寻找有潜力的井和层作为压裂对象。此外,由于层多且薄,纵向上分布不集中,给分层压裂带来了很大困难。同时由于小层的平面分布不太稳定,如沿裂缝走向,小层的厚度变薄甚至尖灭,会极大地影响压裂的增产效果。 (二)　压裂的支撑缝长难以达到预期目标由于小层的纵向非均质性较强,压裂时可能只压开了物性相对较好、且厚度相对较大的层段,而物性差的层段根本未压开(有时厚度也占相当比重)或压开程度有限,而设计时是按全部压开设计的加砂规模,显然会造成已压开层段支撑缝长远大于设计要求。更有甚者,如裂缝方位不利,会加剧层间矛盾(因压开层段物性好,本来产出就多),甚至造成压后爆发性水淹的严重后果,与压裂所要追求的目标(改善注采剖面)背道而驰。 (三)　压裂设计的思路不应囿于已有注采井网的限制在复杂断块油田中,由于小层的纵横向非均质性,有时与某口油井对应的注水井可能就注不进水或者与压裂目的层的对应注水层不吸水或吸水很少,这时设计时就不能为注采井网所束缚。如核实在对应的注水层上以后也难以注上水(至少较长一段时间内),不妨将设计缝长放大,以扩大泄油面积,尽可能多地采出油水井之间的弹性储量。否则,这种储量今后很难再采出来。当然,如注采对应关系良好,则应严格按井网限制部署压裂方案,通常是将支撑半长严格控制在注采井距的1/4之内,同时尽可能地提高裂缝的导流能力。 (四)　设计参数的确认更为复杂困难由于复杂断块油田的特殊性,在某口井上所获取的资料很难有代表性(至多在邻井上可以稍加借 1 蒋廷学,1969年生,工程师,1991年毕业于石油大学(华东)开发系采油工程专业,现在压裂酸化技术服务中心工作,主要从事压裂工艺技术研究,已发表论文近20篇,地址(065007):河北廊坊分院44号信箱

油田井下压裂技术的优化策略

油田井下压裂技术的优化策略摘要：我国在油田开采方面一直是平稳有效的进行发展，对油田井下压裂技术一直在不断总结缺点，进行全方位的优化。通过对油田井下压裂技术进行的全方位优化，我们坚信最终一定会找到一条最适合我国油田开采的道路，从而为我国的油田开发事业做出新的贡献。关键词：油田井下；压裂技术；优化策略引言我国社会科技的进步使得我国人民的生活格局有了很大的改善, 越来越多的高科技产品被推广利用。高科技产品的出现增加了石油资源的开发与利用, 同时也间接使得我国的石油资源开发技术越来越先进。油田井下压裂技术作为我国石油能源采集工作中最常用的技术手段之一, 给我国石油开采部门的工作带来了很大的效益。 1 油田井下压裂技术的类型 1.1 化学隔离技术化学隔离技术的应用一般是在套管井当中进行，这个技术来说在应用方面的安全性是比较高的，但是对于液体胶塞的浓度性要求会比较严格，并且在开展冲砂施工的时候，储层会受到不同程度影响破坏。在这样的情况之下，需要在填砂技术的结合当中，更好地对技术方面的困难进行克服，并且也会在金钱和时间方面出现比较大的消耗。从总的角度来说，这样的一项技术在应用方面的成本是比较高的，因此化学隔离技术在今后的使用过程中，其研究和发展会受到一定的限制。 1.2水力喷砂压裂技术水力喷砂压裂技术也是油田井下压裂技术中用来开采石油能源的技术手段之一。水力喷砂压裂技术曾经被广泛应用于石油能源的开采工作。这种技术手段是利用水的压力来挤压输油管内的流体, 输油管内的流体由于受到挤压会在到达输油管的尽头时突然加快速度, 从而被喷射出去, 成为射流,由于喷射速度过快使得油田层面形成裂缝。同时为了使油田井下受到的压力与油田层面的裂缝压力保持平衡, 会在裂缝处注入一些化学填充剂, 使油田井下受到的压力保持在一个特定的范围内。 1.3限流压裂技术油田井下压裂技术中有一种叫做限流压裂的技术, 这种技术现在已经不推广了。因为这种压裂技术要通过高速的流体来对油井产生压力, 油井难以承受流体的压力就会产生裂缝。但这种限流压裂技术会有一定的危险性, 例如: 流体的压力难以控制。如果流体的压力远远大于油田的压力, 会导致油田坍塌的不良事故发生。并且限流压裂技术存在一定的局限性, 这种技术只能针对于某种结构的油田进行利用, 并不适用于所有结构的油田类型, 因此限流压裂技术已经退出石油能源采集者的视野。 2 目前我国油田井下压裂技术存在的缺点目前，油田井下压裂技术虽然在我国石油的开采过程中应用比较广泛。但是其操作过程也存在一些缺点，主要缺点表现为以下两个方面：第一，油田井下压裂技术的设备数量比较多，操作起来比较繁琐。油田井下压裂技术虽然在工作过