八区下乌尔禾组油藏老井重复压裂技术研究

八区下乌尔禾组油藏老井重复压裂技术研究

【摘要】克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为裂缝性油藏，由于该油藏具有低压、低渗、且天然裂缝比较发育的特点，给老井重复压裂带来了比较大的难度。针对该油藏开发现状，对注水见效形态和方向及裂缝主体走向进行研究，给合现有压裂工艺，为这类老井的有效压裂提供了选井思路与压裂工艺技术配套的经验。

【关键词】八区下乌尔禾老井重复压裂

1 概况

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为一个东南倾的单斜，基底倾角13°，顶面倾角6.5°。油藏主体采用135m×195m反九点法井网进行开采，埋深为2300m～3300m，平均3000m，目的层沉积厚度85～815m，平均450m。地层中天然微裂缝发育，裂缝基本上被胶结物充填。基质导流能力差，以天然和人工裂缝导流为主。

2 确定注水见效形态

通过对压裂措施效果对比等研究分析，油藏裂缝主体走向、注水见水见效方向，确定了该区注水井注水见效形态，在理想状态下主

采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理 赵世龙

采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理赵世龙 发表时间：2020-01-13T14:19:21.927Z 来源：《基层建设》2019年第28期作者：赵世龙[导读] 摘要：采油井的重复压裂技术为油田整体的开发创造了非常大的价值，在油田产量越来越高、油田工作量越来越多的时候节省了大量的人力物力，解决了许多的问题，但是也仍然发现有重复压裂技术失效的情况，本文分析了重复压裂失效的原因，并且探析了相应对策以供参考。 玉门油田分公司油田作业公司甘肃省酒泉市 735000摘要：采油井的重复压裂技术为油田整体的开发创造了非常大的价值，在油田产量越来越高、油田工作量越来越多的时候节省了大量的人力物力，解决了许多的问题，但是也仍然发现有重复压裂技术失效的情况，本文分析了重复压裂失效的原因，并且探析了相应对策以供参考。 关键词：采油井；重复压裂；裂缝失效； 随着油田开发工作的发展，采油井压裂选井面也在逐渐变小，面对这种情况，重复压裂的现象是不可避免的， 一、油井重复压裂的作用 1.1油井重复压裂的原因 油井重复压裂是指油井在第一次的压裂后生产一段时间因为某些方面的原因产量下降，然后再在同一层上再进行第二次或者第三次压裂的工艺。重复压裂主要是要改变油流的模式，从而来减少油流入井的阻力值，另外是重新压开过去已经堵塞或产生闭合的裂缝系统从而解除井筒附近的堵塞；最后是冲洗裂缝中的残渣进行重新布砂，提高整体地层的渗流能力。 1.2重复压裂的作用 （一）提高油井的生产能力，对于整体剖面进行改善，保证油田的产量； （二）在出油率高的情况下，再次压裂能够加大裂缝的延伸，增大油井距离，直接降低成本，减少开发的费用； （三）改造特低渗透油田的藏油情况，注重低渗油田的开发情况，对其改造后再进行压裂能够提高油田的开采价值。 （四）重复压裂能够改造中低含水层，提高渗透段的生产能力，让油层的每一层面都能够尽可能的出油，提高油井产油率。 （五）将油层堵塞的情况清除，减少油流的阻力，解堵压裂的整体效果； （六）改变层间的液体流向情况，让水线均匀的推进，提高注水效率。 （七）在多层井中补孔压裂，实现层次间的接替，特别是一些老井的延长组需要重新进行射孔，重新进行检查每层的孔况，再压裂上的效果比较好。 二、采油井重复压裂裂缝失效原因分析 2.1重复压裂效果的影响因素 （一）地层基础因素地层是对储油的基础，也可以说，地层的情况是决定的储层供油情况的好坏，所以地层也是影响重复压裂效果的非常重要的因素，地层中包括有油储存的厚度、孔隙情况初始含油的饱和情况、渗透率、电阻率以流体的粘度等几项重要的指标。 （二）开发因素 开发因素主要是指整体采出程度及能量保持情况，其中具体内容包括有投产最初的含水情况及日产油量数据，措施前的含水情况及日产油量数据、最后是累计产油量、剩余产油量、剩余可采量以及地层的压力。 （三）工程因素 工程因素是初次改造的程度，一般涉及的内容有水平段长、布缝的密度、整体发行的段路、入地液量、排量、产液量、砂比、砂量及试油产油量，工程因素是整体影响压裂效果的直接因素。 （四）岩石力学因素岩石力学因素是重复压裂后造成了复杂裂缝的重要因素，同样也是储层改造的主要原因。在这其中包括了多个方面，有岩石的脆性、储层应力差、两回应力差、天然裂缝的密度等情况。 2.2重复压裂裂缝失效原因 （一）沉积和结垢 油田作业在实施时因为温度及酸碱条件的影响，在许多传输设备及地层通道都很容易产生结垢的情况，比如泥浆结垢或者油结垢，一般都是岩石或者是裂缝的缝隙位置容易出现结垢情况，倘若结垢情况出现一些化学或物理反应就会导致腐蚀、堵塞或卡死的问题，这些都会导致不良影响。一般产生结垢会先出现盐类分子，接着再转化成精粒化，最后晶体的堆积导致整体面积增大最终出现结垢问题。 （二）微粒运移 堵塞一般是由于微粒的运移而产生的，黏土也会在胶结储层的缝隙或者孔洞中沉积，而且地层不中的微量元素也会因为受到外来水的影响导致整体矿化度产生变化，地层水内部的阳离子及黏土的中性平衡效率都会出现变化，导致微粒出现分散运移的情况而产生堵塞。 三、采油井重复压裂裂缝失效处理措施 3.1物理措施 采取物理措施来消除防垢问题主要是用催化或辐射的作用，辐射作用主要是将设备放在流水必经之路，促使光量子吸附来快速的催化水中的无机盐，以达到辐射目的。而催化却是通过相关催化设备来加快胶体晶体的形成速度，防止结垢的产生。 3.2化学措施 在化学防垢的操作中，应用较多的是化学防垢剂来防垢，用这种方式首先就是分散作用，是通过化学剂进行溶解的作用来防止结垢中的微晶体与聚离子相交集，从而降低出现沉积的可能性，最后又通过流体排除，在金属的传热表面就无法出现结垢。另外就是增深作用，水中含有许多的垢离子，通过有针对性的化学试剂来促进垢离子的结合，在晶体变形时，相关化学溶剂的整合作用促进其与水整合，做到整合成垢金属离子，来控制晶格内部的战胜，这种促使晶的变形能够很好的制约晶体沉积的发展。 3.3其它措施情况

老井重复改造及体积压裂推广实施方案

一、重复压裂 1、机理 根据弹性力学理论和岩石破裂准则可知：水力压裂裂缝面总是垂直于最小主应力方向。基于储层岩石为线弹性体假设条件，重复压裂前储层应力场是在油藏开发前的原地应力场基础上，叠加了水力裂缝诱导应力场和生产过程中引起的应力变化。垂直裂缝井重复压裂前，由于初次人工裂缝产生的诱导应力和油气井生产过程中孔隙压力降低引起储层应力下降，导致了井眼处及近井眼处应力方向发生了转向。因此，近井应力分布使重复压裂新裂缝垂直于初次裂缝起裂是可行的，然而，这个影响仅仅适用于距离井口的有限距离。重复压裂新裂缝的继续延伸过程中，储层中的应力分布在不断变化，并直接影响和控制着裂缝延伸方向： （1）邻井裂缝和初次裂缝对应力场的影响。由于邻井裂缝和前次支撑裂缝的存在导致原地应力场的改变，从而引起新裂缝的重新定向，这个结论已被公认。地应力场受邻井裂缝影响，地层中存在的支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压裂裂缝的起裂方位垂直于初次裂缝方位，离开井眼一定范围再发生转向，以平行于初次裂缝方位延伸。 （2）孔隙压力的改变也会影响新裂缝的重新定向。在原地应力没有起控制作用的情况下，裂缝会转向局部孔隙压力更高的方向。在静态条件下，靠近裂缝末端的局部孔隙压力梯度控制了裂缝的发育方向；裂缝的发育方向是由孔隙流体扩散到基质，引起原地应力改变所决定的。这种现象引起应力强度因子随时间而变，而应力强度因子是支配裂缝发育速率和方向的一个重要因素。

（3）、地层参数各向异性对应力场的影响。地层参数各向异性对重复压裂的影响：水平渗透率各向异性导致了大规模的应力改变，如果前次裂缝是定向在高渗透率方向，那么这种现象对于重复压裂是有利的；弹性模量的各向异性对应力的重新定向也有一定影响。 由于裂缝所引起的局部孔隙压力对裂缝发育方向的影响在渗透率各向异性油藏有所改变。在施工过程中，正延伸的裂缝会偏离原方向，而向着最大渗透率方向延伸，但这种情况只在低应力差、低排量和高滤失条件下发生，这是因为压裂液滤失引起背应力效应，导致局部孔隙压力改变，较高围限应力在较高渗透率方向回升，引起裂缝再次调整方向，正交于较高渗透率方向。 （4）、重复压裂裂缝方位测试。重复压裂可以形成新裂缝，复压新缝与前次裂缝存在一定角度，但并不是相互垂直。孔隙压力变化导致新裂缝近似垂直于前次裂缝或与前次裂缝成一锐角。页岩致密气井中的重复压裂裂缝的方位，通过测斜仪的测量数据证明了重复压裂裂缝方位变化规律：重复压裂新裂缝方向从垂直初始裂缝缝长方向变为与初始裂缝缝长方向平行是一个渐进的过程，而不是突然转向并且为时间的函数。 2、重复压裂工艺技术的选井条件 在压裂的选井方面，目前国内虽然有一些模型和办法，但均不成熟，目前选井大都停留在对地质的认识、构造的认识、结合产状等方面上，无成熟、成功的量化标准。通过2008-2010 年在长庆油田采油三厂的重复压裂实践，在选井选层上取得以下认识： （1）储层能量方面：选储层原油丰度高，储量比较充足，但是经过一段

井下作业-安全技术交底 - 制度大全

井下作业:安全技术交底-制度大全 井下作业:安全技术交底之相关制度和职责，工程名称交底日期2014年9月1日交底部位井下作业安全技术交底内容1、施工前进行安全教育,布置工作任务,明确作业中的安全注意事项。2、检查用电设备的安全运行情况。3、下井作业人员必须经过... 工程名称交底日期2014年9月1日交底部位井下作业安全技术交底内容1、施工前进行安全教育,布置工作任务,明确作业中的安全注意事项。2、检查用电设备的安全运行情况。3、下井作业人员必须经过医院体检合格持下井作业证后方准下井作业。4、提前三小时打开检查井通风,对污水、废水环境采取强制通风。作业现场为进水泵池及剩余淤泥池可能存在硫化氢等有毒有害气体,井下严禁进行明火作业,作业前必须进行气体检测合格后方可施工。5、现场要设置2顶供氧防毒面具作为下井救助受毒人员之用,并备有有效的吊人安全设施供下井作业人员使用。6、要设置取用方便的安全爬梯作为下井人员安全上下的措施,从孔口到孔底必须常备一条均匀打了结的20MM的直径棕绳,当有人在孔内作业时,严禁擅自离岗,应保持与孔内作业人员的不断联系(设对讲机),随时做好孔内人员的撤离准备。7、下井前现场管理人员,检查下井作业人个人劳动防护用品(安全帽、安全绳、防毒面具、照明设备等)的佩戴情况,确定无误后进行施工。8、清理管道堵头时,先清理管道内存水,施工顺序为:先打堵头下端,待水排泄完后再进行清理。9、下井作业必须有两人以上监护,一次下井限一人次,特殊情况不得超过两人,每隔三十分钟上井休息五至十分钟。10、单位管理人员不在场的情况下,作业人员不得下井作业。11、每次施工结束后,清点人数,切断电源。交底人签字安全员签字接受交底人签字财产制度财会制度财务处制度 欢迎下载使用，分享让人快乐

压裂工作总结

2013年上半年工作总结 总结人：朱怀玉 主要工作完成情况 1、从2013年1月1日到5月31日这5个月期间和其他作业管理人员共同指导监督完成新井压裂10口，其中有1口水平井；新井压裂后下泵投产10口；老井补孔压裂措施5口； 2、在以上各井施工过程中，和其他作业管理人员做到深入现场、严格监督、准确核实、详细记录、正确指挥，保证了压准、压裂、解封、下泵和清检作业的正常施工和作业质量，目前以上各井生产正常。对双封双层井压裂后解封不顺利的问题给予高度的重视并采取合理可靠的措施，从而使解封困难有卡井趋向的井基本得到解封并及时起出压裂管柱。 2013年上半年解封困难井1口，后来投球把安全接头打开，起出压裂油管，现在封隔器等压裂工具留在井内，现在已经下泵投产。 上半年年9口新井压裂和5口老井补孔压裂共23个层的施工过程中，在项目领导和公司主管人员的正确指导下，其他同仁的配合下，做到了执行设计坚决，分析问题科学，采取措施合理。较好的完成了压裂监督和指导任务，23个层有一个层没压开，一个层加砂量没达到设计的80%，其余21个层都达到设计要求。设计加砂量502方，实际加砂量476方，达到设计的94.8%。其中大多数井都获得了很高的产能。水平井设计7段压裂，实际压裂成功7段。自喷一段时间后成功的转抽生产，高产。

存在的问题： 1、发生1口井+39-5井压裂施工后卡井事故。 2、4-16井的喷砂器刺坏，造成二次压准，二次压裂施工。 3、压裂管柱使用井次太多，丝扣磨损后漏失，压裂施工时套管返液，+39-5井二次压准，二次压裂施工。同时也存在着压裂施工时丝扣脱落、卡井等安全风险。 4、+8-8井的安全接头和下部油管上扣不紧，松动，起压裂管柱时丝扣脱落，压裂工具掉井，后打捞成功，但是影响了投产时间。 今后工作安排： 1、一如既往的做好自己的本职工作，在加强技术学习的前提下更要虚心的向其他同志学习他们的工作经验和务实的工作作风，把自己的丰富工作经验有机的融合到新的工作环境里来，为更好的开发好莫里青区块作出自己的贡献。 2、严格遵守MI能源公司和莫里青项目部的各项规定和劳动纪律，遵守国家法律，团结好同志，保持好晚节。 3、对于新老井压裂方案的讨论积极参加，提出自己的想法发挥经验丰富的优势，使所施工的油井能够发挥出最大的产能。 4、对丝扣漏失的压裂管柱尽可能的更换，不使用不合格的压裂管柱。 5、做好新井投产和老井压裂措施工作，继续降低压堵井层，进一步提高压裂成功率，在保证不堵的前提下尽最大可能达到设计砂量。

井下作业专项安全技术措施

井下作业专项安全技术措施 本工程设计井下作业，井下作业施工难度大，存在一定的安全风险，为达到安全生产、杜绝事故的目的，我公司特制定较为具体的施工方案。 一、前期准备 1、必须在作业前对作业人、监护人进行安全生产教育，提高井下作业人员的安全意识，特别是对新员工一定要进行安全教育。安全教育前要做充分准备，安全教育时要讲究效果，安全教育后受教育者每人必须签字。 2、下井作业是指在井下闸门维修、格栅维修必须下检查井工作的;采用工人下检查井清除垃圾的;设备运行养护过程中必须下井作业的;以及其它因素必须下检查井工作。 3、凡属下井作业必须由施工单位编制详细的施工方案和应急预案报公司生产部和工管部审批，批准后由施工负责人组织所有施工人员开会进行下井前安全技术措施、安全组织纪律教育。在正式施工前由下井作业施工负责人签发下井工作票。 4、施工前必须事先对原管道的水流方向和水位高低进行检查，特别要调查附近工厂排放的工业废水废气的有害程度及排放时间，以便确定封堵和制订安全防护措施。 5、下井作业人员必须持证上岗，身体健康、神志清醒。超过45岁人员和有呼吸道、心血管、过敏症或皮肤过敏症、饮酒后不得从事该工

作。 7、严禁使用过滤式防毒面具和隔离供氧面具。必须使用供压缩空气的隔离式防护装具。雨、污水管网中下井作业人员必须穿戴供压缩空气的隔离式防护装备。 8、作业前，应提前1小时打开工作面及其上、下游的检查井盖，用排风扇、轴流风机强排风30分钟以上，并经多功能气体测试仪检测，所测读数在安全范围内方可下井。主要项目有：硫化氢、含氧量、一氧化碳、甲烷。所有检测数据如实填写《特殊部位气体检测记录》。操作人员下井后，井口必须连续排风，直至操作人员上井。 9、施工时各种机电设备及抽水点的值班人员应全力保障机电设备的正常安全运行，确保达到降水、送气、换气效果，如抽水点出现异常情况应及时汇报施工现场负责人，决定井下工作人员是否撤离工作点的问题。 10、遇重大自然灾害及狂风暴雨等恶劣天气，应尽量减少或杜绝下井作业。 二、安全措施 1、施工期间每半小时须用多功能气体测试仪检测是否正常(污水管道必须连续监测)，以判断作业环境有无毒气等情况，有异常时立即采取必要的应急措施。 2、作业区域周围应设置明显的警示标志，所有打开井盖的检查井旁均应设置围栏并有专人看守，夜间抢修时，应使用涂有荧光漆的警示标

重复压裂

重复压裂技术综述 一重复压裂技术的发展历程 1.1 20实际50年代 受当时技术与认识水平的限制，一般认为，重复压裂是原有水力裂缝的进一步延伸或重新张开已经闭合的水力裂缝，且施工规模必须大于第一次压裂作业的2-4 倍，才能获得与前次持平的产量，否则重复压裂是无效的。这一时期重复压裂只是简单的增加施工规模，并未从机理方面深入研究，而且开展的并不多。 1.2 20实际80年代 随着油气价格的变化和现代水力压裂技术的发展，国外( 主要是美国) 又将重复压裂作为一项重要的技术研究课题，从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、压裂设计、施工等方面进行研究攻关，获得的主要认识有：重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生出新的水力裂缝；重复压裂应重新优选压裂材料；对于致密油气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度；对于高渗透性油气藏，则应提高裂缝的导流能力。 1.3 20实际90年代 因认识到转向重复压裂会接触到储层的剩余油区或未衰竭区而极大地提高产量和可采储量，这就更加激发了各国学者对转向重复压裂的研究。因为重复压裂裂缝延伸方式依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制，因此最先发展起来的是重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术，在这时期国外研制出可预测在多井( 包括油井和水井) 和变产量条件下就地应力场的变化模型。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距

离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大,则越容易发生就地应力方位的变化。 1.4 21世纪至今 进人21 世纪转向重复压裂技术进一步发展，有人提出了一种迫使裂缝转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术：经过一段时间的开采，油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量，这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进人并封堵原有裂缝，但不能渗人地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位( 最佳方位是垂直于原有裂缝的方位) 重新定向射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。 二重复压裂理论 水力压裂是低渗透油气藏改造的主要措施，但经过水力压裂后的油气井，生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝造成的堵塞、以及压裂后其它作业对近井地带的污染等原因，造成产量下降，甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区，最有效的措施是开展重复压裂。 2.1 压裂失效原因 不同井压裂失效的原因不同，通常主要有以下几种：

井下作业专项安全技术措施正式样本

文件编号：TP-AR-L8701 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 井下作业专项安全技术 措施正式样本

井下作业专项安全技术措施正式样 本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 本工程设计井下作业，井下作业施工难度大，存 在一定的安全风险，为达到安全生产、杜绝事故的目 的，我公司特制定较为具体的施工方案。 一、前期准备 1、必须在作业前对作业人、监护人进行安全生 产教育，提高井下作业人员的安全意识，特别是对新 员工一定要进行安全教育。安全教育前要做充分准 备，安全教育时要讲究效果，安全教育后受教育者每 人必须签字。 2、下井作业是指在井下闸门维修、格栅维修必

须下检查井工作的；采用工人下检查井清除垃圾的；设备运行养护过程中必须下井作业的；以及其它因素必须下检查井工作。 3、凡属下井作业必须由施工单位编制详细的施工方案和应急预案报公司生产部和工管部审批，批准后由施工负责人组织所有施工人员开会进行下井前安全技术措施、安全组织纪律教育。在正式施工前由下井作业施工负责人签发下井工作票。 4、施工前必须事先对原管道的水流方向和水位高低进行检查，特别要调查附近工厂排放的工业废水废气的有害程度及排放时间，以便确定封堵和制订安全防护措施。 5、下井作业人员必须持证上岗，身体健康、神志清醒。超过45岁人员和有呼吸道、心血管、过敏症或皮肤过敏症、饮酒后不得从事该工作。

井下作业专项安全技术措施标准版本

文件编号：RHD-QB-K8701 （解决方案范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 井下作业专项安全技术措施标准版本

井下作业专项安全技术措施标准版 本 操作指导：该解决方案文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 本工程设计井下作业，井下作业施工难度大，存在一定的安全风险，为达到安全生产、杜绝事故的目的，我公司特制定较为具体的施工方案。 一、前期准备 1、必须在作业前对作业人、监护人进行安全生产教育，提高井下作业人员的安全意识，特别是对新员工一定要进行安全教育。安全教育前要做充分准备，安全教育时要讲究效果，安全教育后受教育者每人必须签字。 2、下井作业是指在井下闸门维修、格栅维修必

须下检查井工作的；采用工人下检查井清除垃圾的；设备运行养护过程中必须下井作业的；以及其它因素必须下检查井工作。 3、凡属下井作业必须由施工单位编制详细的施工方案和应急预案报公司生产部和工管部审批，批准后由施工负责人组织所有施工人员开会进行下井前安全技术措施、安全组织纪律教育。在正式施工前由下井作业施工负责人签发下井工作票。 4、施工前必须事先对原管道的水流方向和水位高低进行检查，特别要调查附近工厂排放的工业废水废气的有害程度及排放时间，以便确定封堵和制订安全防护措施。 5、下井作业人员必须持证上岗，身体健康、神志清醒。超过45岁人员和有呼吸道、心血管、过敏症或皮肤过敏症、饮酒后不得从事该工作。

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术 薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术 摘要：针对薄互层低渗透油藏储层薄、微裂缝发育的特点，通过开展地应力与人工裂缝扩展研究、压裂裂缝参数优化、压裂工艺技术优化等研究，在滨南油田滨660块实施整体压裂开发，取得了良好的效果，为薄互层低渗油藏高效开发探索了新的道路。 关键词：薄互层；低渗透油藏；整体压裂；地应力 一、薄互层油藏概况 滨南薄互层油藏主要分布在滨南油田，其中滨660块构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南――利津二级断裂带西段，滨649滚动背斜北台阶，其北部隔单家寺油田为滨县凸起，东北部隔利津油田为陈家庄凸起，东南临利津洼陷。主要含油层系沙四上，埋深2863-3096米，含油面积1.99km2，地质储量235万吨，平均单井有效厚度18m。 1、薄互层油藏地质特征 （1）层多，单层厚度薄，平面上广泛分布 滨660块沙四段属扇三角洲前缘亚相的沉积，纵向上含油井段长，油层多，单层厚度小。沙四上划分为2个砂组，并对含油的1、2砂组精细划分为6个小层，在100m含油井段内视分层系数最多达16层/井，最小为6层/井，平均9层/井。 （2）岩性复杂，储层物性差 沙四段岩性主要为浅灰色泥岩、白云质泥岩、劣质油页岩与粉细砂岩的不等厚互层，夹有薄层白云质砂岩，平均孔隙度15.2%，渗透率11.7×10-3um2，为低孔低渗透储层。 （3）常温常压油藏，原油性好 沙四段油层埋深一般2863-3096米，平均2800m，地层温度117℃，温度梯度3.44℃/100m，原始地层压力29.05MPa，压力系数为0.968，属于常温常压系统。 2、薄互层特低渗透油藏开发难点 （1）自然产能低，常规压裂有效期短

三种重复压裂方式

重复压裂方式 重复压裂是在原有压裂井的基础之上再次或者多次进行压裂的一种方式。目前国内外的重复压裂方法主要有3种：原有裂缝延伸、层内压出新裂缝和转向重复压裂。 原有裂缝延伸 在油田的不断开采中，由于地层压力、温度等环境条件的不断变化，很多原来存在的裂缝已经不能正常工作，这样将导致原有的渗透率降低，产量减少。面对此情况，只需要对原有的裂缝进行延伸，这也是目前最常用的重复压裂方式。例如压裂所产生的裂缝会随时间的增长而有所闭合，像这样的油井则需要加砂重新撑开原有的裂缝，以增大其导流能力，提高油井产量。 层内压出新裂缝 由于厚油层在纵向上的非均质性，油层内见效程度不同，会导致层内矛盾突出而影响开发效果，因此可以通过采取补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂或者压裂同井新层等措施改善出油剖面，从而取得很好的效果，国内目前主要基于这种认识展开理论和实践探索。 转向重复压裂 经过长时间对油田的不断开采，油田的渗透率不断降低，很多油田基本上都是处于高含水期，再对油井进行开采也不会产生很大的油量。由于可以渗透的油藏已接近枯竭，因此要求我们对原来已有的裂缝进行封堵，通过该途径采油可能减少水的进入。与此同时对该井再次进行压裂，这样就能压裂出新的裂缝。而暂堵剂的强弱会直接影响对地层封堵的效果，封堵原有的老裂缝，保证堵水采油的进行，Chevron、Unocal、Dowell和Lost Hill等大公司的试验都表明其具有可实施性。由于最小主应力原理的存在，因此在对油井进行封堵的前提下进行压裂，虽然有可能使压裂液还是向着最小应力的方向进行压裂，但是封堵会使压裂液进行变向，这样就改变了压裂的方向，使压裂能够较为合理地进行，从而能更大程度地对油井进行再次开发，增加经济效益。

老井压裂方案优选

老井压裂方案优选 X 王宇红,刘　洁,刘　岩 (大庆钻探工程公司井下作业工程公司,黑龙江大庆　163312) 摘　要:针对大老爷府油田储层特征及压裂技术需求,井下作业工程公司不断完善老井压裂技术,优化压裂设计方案,在转向压裂、尾追纤维等压裂新技术上取得重要进展,重点解决了各迭加小层的有效动用、水力裂缝与井网最佳匹配的难题,优化了压裂规模并提高了裂缝导流能力,单井增油水平逐年提高。本文通过对压裂优化方案的详细论述和现场施工效果的分析总结,为吉林油田复杂非均质油藏压裂提供了科学的压裂技术模式。 关键词:大老爷府;压裂技术;优化方案;效果分析 中图分类号:T E248 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0070—04 大老爷府油田经过十多年开发,地下剩余油分布复杂,水驱状况不均衡,平面及层间矛盾突出,挖潜难度大,控水稳油成为油田近年技术攻关的主题,压裂做为储层改造技术,是油田稳产的必要保证。先后形成了投球压裂、大规模压裂、大砂比压裂、细分层压裂等成熟的工艺技术。 2008-2010年,为着力提高老油田压裂增油水平,满足老油田稳产需要,井下公司与松原采气厂密切配合,优化设计方案,形成了切实可行的压裂配套技术,有效提高了压裂单井增油水平。1　地质特征 大老爷府油田位于松辽盆地中央坳陷区东部华字井阶地南部,以采油为主,地质储量3177.12万t,已全部投入开发。目前含水92.8%,可采储量采出程度75.1%,地质储量采出程度6.18%。 大老爷府油田从上至下共发育钻遇三套含油层系,即葡萄花油层、高台子油层、扶余油层。其中葡萄花油层在该油田范围内储层不发育,含油面积小。因此,本区主要开采目的层为高台子油层和扶余油层。 大老爷府油田是典型低阻低渗油气藏储层特点显示出“三低一强”:低孔:平均孔隙度14.1%;低渗:平均渗透率5.8×10-3L m 2;低产:无自然产能,必须采取压裂投产。非均质性强:砂泥交错,高、低渗多层纵向叠加,显示了极其复杂的非均质性。 大老爷府油田存在东西向微裂缝,人工裂隙平均走向NE (北东)69度,开发井网的井排方向为NE75度,与裂隙方向与井排方向相近。投入注水开发后,表现为东西向井压力、产液、含水明显高于其它方向井,而产油较低,水淹问题严重,平面矛盾突出。 1.1　油藏特点 砂体稳定,呈席状分布,横向连通性好;扶 余油层砂体迭加连片,呈条带状或透镜状分布;高 台子油层泥岩发育稳定,对砂组之间起到了遮挡作用,砂组内各小层之间泥岩厚度较小。1.2　压裂难点 1.2.1　使各迭加小层得以有效改造。提高压裂措施有效的增长点是如何开展细分层压裂技术研究,保证砂组内各小层得以动用。细分层工艺主要包括管柱机械分层、暂堵分层等。 1.2.2　优化压裂方案。东西向油井水淹严重,南北向油井注水不见效。应采用合理的压裂方案有效建立已定井网条件下水力裂缝与井网的最佳匹配关系,提高设计规模的针对性。2　压裂技术思路 压裂技术攻关的核心是提高单井增油水平。首先要判断油层是否具备足够的剩余油和能量;在压裂改造过程中要追求最大的裂缝导流面积,确保支撑剂充填范围内具有足够的导流能力,同时还要控制裂缝规模不能与水驱前缘沟通。根据上述思想确定如下攻关技术路线:采取厂院结合的方式,加强压裂参数设计的针对性。由采油厂进行前期的地质选井选层,对地质形态进行详细的描述,根据油层改造需要达到的完善程度初步确定压裂规模,以地质设计和作业工程设计的模式交给井下工艺研究所,进行施工参数的优化设计。2.1　优化设计的准则 最大的储层供给能力;最优的支撑裂缝穿 透长度;最优的泵送参数;最低的施工成本;最大的井的经济效益。 本着上述准则,我们依据油层改造需要达到完善程度(裂缝数量、长度、宽度、高度的具体要求,包括水驱前缘位置的预测),优化确定合理的压裂规模和匹配的压裂工艺技术为手段,形成了针对大老爷府特点的整体压裂技术思路。 影响压裂效果的因素很多,搞好压裂设计的基 70 内蒙古石油化工 2012年第8期　 X 收稿日期35 作者简介王宇红(),女,年毕业于长春地质学院,工程师,现从事油田压裂设计工作。 :2012-0-2:1970-1990

井下作业专项安全技术措施(通用版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 井下作业专项安全技术措施(通 用版)

井下作业专项安全技术措施(通用版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 本工程设计井下作业，井下作业施工难度大，存在一定的安全风险，为达到安全生产、杜绝事故的目的，我公司特制定较为具体的施工方案。 一、前期准备 1、必须在作业前对作业人、监护人进行安全生产教育，提高井下作业人员的安全意识，特别是对新员工一定要进行安全教育。安全教育前要做充分准备，安全教育时要讲究效果，安全教育后受教育者每人必须签字。 2、下井作业是指在井下闸门维修、格栅维修必须下检查井工作的；采用工人下检查井清除垃圾的；设备运行养护过程中必须下井作业的；以及其它因素必须下检查井工作。 3、凡属下井作业必须由施工单位编制详细的施工方案和应急预案报公司生产部和工管部审批，批准后由施工负责人组织所有施工人员开会进行下井前安全技术措施、安全组织纪律教育。在正式施工前由

下井作业施工负责人签发下井工作票。 4、施工前必须事先对原管道的水流方向和水位高低进行检查，特别要调查附近工厂排放的工业废水废气的有害程度及排放时间，以便确定封堵和制订安全防护措施。 5、下井作业人员必须持证上岗，身体健康、神志清醒。超过45岁人员和有呼吸道、心血管、过敏症或皮肤过敏症、饮酒后不得从事该工作。 7、严禁使用过滤式防毒面具和隔离供氧面具。必须使用供压缩空气的隔离式防护装具。雨、污水管网中下井作业人员必须穿戴供压缩空气的隔离式防护装备。 8、作业前，应提前1小时打开工作面及其上、下游的检查井盖，用排风扇、轴流风机强排风30分钟以上，并经多功能气体测试仪检测，所测读数在安全范围内方可下井。主要项目有：硫化氢、含氧量、一氧化碳、甲烷。所有检测数据如实填写《特殊部位气体检测记录》。操作人员下井后，井口必须连续排风，直至操作人员上井。 9、施工时各种机电设备及抽水点的值班人员应全力保障机电设备的正常安全运行，确保达到降水、送气、换气效果，如抽水点出现异常情况应及时汇报施工现场负责人，决定井下工作人员是否撤离工作

矿井瓦斯防治安全技术措施示范文本

矿井瓦斯防治安全技术措 施示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

矿井瓦斯防治安全技术措施示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 预防瓦斯事故的措施包括防止瓦斯积聚、防止高温火 源产生及防止瓦斯事故扩大。 一、加强通风系统管理 1、加强供电线路管理，减少和杜绝主扇、局扇无计划 停电、停风。主扇因检修等原因需停电、停风时，必须制 定安全技术措施，报矿总工程师审批。主扇每月至少检查 一次，反风设施每季度至少检查1次，防爆门每半年至少 检查一次，严禁主扇“带病”运行。 2、如遇到风机停电停风时，严格按《呼和乌素煤矿停 电、停风安全技术措施》执行。 3、优化通风系统，简化通风网路，确保通风系统稳 定、可靠。每月按计划合理分配风量。不用的巷道及盲巷

及时封闭，未构成全风压的工作地点必须使用局扇通风，不能出现死角。 4、各采掘工作面、机电硐室尽可能实现独立通风系统。消除不符合《规程》的串联通风、扩散通风、老塘通风。各用风地点风量要符合《规程》有关规定。特殊情况下确需串联通风时，必须符合《规程》114条规定，并制订安全措施。 5、井下各生产单位负责管理好本区域内的通风设施，严禁破坏或随意拆迁设施，确需改动时，必须写出书面申请，报矿总工程师及安监、通风、生产、调度等部门批准。 6、巷道贯通前，综掘巷道距贯通点50m，炮掘距贯通点20m，地测部门必须向矿总工程师汇报，并书面通知安监、生产、通风部门和施工单位，由施工单位按照《规程》规定制定安全技术措施报矿总工程师审批。贯通后，

采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理

采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理 摘要：传统的油田开发技术并不能有效地帮助采油工作的顺利进行，因此目前 很多的企业都使用了重复压裂的技术，虽然在一定程度上解决了采油的问题，但 是却又引发了产生了裂缝的问题，阻碍了采油的进程。本文主要描述了具体有哪 些原因是使用了重复压裂技术而导致的裂缝以及如何有效地解决这些问题的措施，让更多地人了解到裂缝对油田开发的不良影响。 关键词：采油井；重复压裂裂缝；失效原因；处理方式 前言：随着一些采油技术的不断更新，采油井重复压裂技术成为了目前使用 率最高的技术，同时也是具体实施效果最好的一项技术。可是由于一些外部与内 部的因素，如：堵塞问题等，使得此技术出现了失效问题，从而导致采油效果不佳，下文就主要描述了这些问题以及具体的处理方式。 一、失效的原因 （一）形成了很多污垢并沉积 由于采油的环境有所不同，可能处于酸性、碱性或者温度高低不一致的环境下，同时采油需要使用到很多的仪器，不仅仅是采油时的设施，还有运输和装载 的设备等，但是这些设备处于不同的环境中时会形成一些难溶物质并沉积下来， 这些污垢通常是在处理岩石裂缝等时产生的。由于外界环境与时间的影响，使得 这些沉淀物越来越多，同时和外界接触时间过长，还会发生一些反应，导致出现 一些腐蚀与堵塞问题，进而破坏了仪器设备的质量性。这些结垢的形成过程中， 会出现很多的变化，如：脱离水的溶解之后，表面会出现盐类分子等。 （二）微粒的影响 主要是会发生堵塞的问题，是由于哪些地面上的黏土会在泥质胶结储层形成 污垢物进而沉积下来。微粒的变化主要存在地层水中，这些水中含有一定的微量 元素，地层水以外的外界水又会影响这些元素，使得其本身的矿化度受到影响而 变化，水的酸碱度又会影响地层水中的正离子。因为水层周围的粒子不发生迁移 的现象，水中的一些粒子就会慢慢的累积到一起，进而产生堵塞的现象，直接影 响到地层水流动很缓慢。 （三）化学物质的影响 主要是会受到磷的影响。PH值等于数值7周围时最不低于磷在沉积物的释放，而水质处于酸性和碱性的环境下时有利于磷的释放。水中不免会生长植物，植物 进行光合作用时会吸收溶解于水的二氧化碳，从而减少水中的碳酸根和碳酸氢根 离子，就会使水的PH值大于7，水就容易呈碱性，富含更多的氢氧根离子，氢氧根会夺取磷酸盐中的磷，使得磷就会大量被释放出来。同时水中还有微生物和细菌，它们经过代谢之后，会产生酸性物质，那么水质整体的PH值又低于7，水再次呈现酸性，此时酸根离子会夺取沉积物中的磷，推动了磷在沉积物中的分解。 总之，水中过酸或者过碱都不利于环境的保护，都会使得沉积物中的磷得到释放，进而加大了水中磷沉积物的数量。 二、具体的解决方式 （一）采用物理解决方式 采用这种方式可以在一定程度上解决沉淀物的沉积问题，需要使用到其辐射 和催化两种功能，前一种需要使用的原材料是无机盐，主要是水中的物质，运用 无机盐增加大量的光量子被吸附掉而不是沉积下来，再通过催化的方式来改变其 自身结构，而这一过程所使用的仪器设施需要放到排放水的位置，这些能够帮助

压裂工作总结范例

压裂工作总结范例 篇一：压裂工作总结 20XX年上半年工作总结 总结人：朱怀玉 主要工作完成情况 1、从20XX年1月1日到5月31日这5个月期间和其他作业管理人员共同指导监督完成新井压裂10口，其中有1口水平井；新井压裂后下泵投产10口；老井补孔压裂措施5口； 2、在以上各井施工过程中，和其他作业管理人员做到深入现场、严格监督、准确核实、详细记录、正确指挥，保证了压准、压裂、解封、下泵和清检作业的正常施工和作业质量，目前以上各井生产正常。对双封双层井压裂后解封不顺利的问题给予高度的重视并采取合理 可靠的措施，从而使解封困难有卡井趋向的井基本得到解封并及时起出压裂管柱。 20XX年上半年解封困难井1口，后来投球把安全接头打开，起出压裂油管，现在封隔器等压裂工具留在井内，现在已经下泵投产。上半年年9口新井压裂和5口老井补孔压裂共23个层的施工过程中，在项目领导和公司主管人员的正确指导下，其他同仁的配合下，做到了执行设计坚决，分析问题科学，采取措施合理。较好的完成了压裂监督和指导任务，23个层有一个层没压开，一个层加砂量没达到设计的80%，其余21个层都达到设计要求。设计加砂量502方，实际加砂量476方，达到设计的94.8%。其中大多数井都获得了很高的产

能。水平井设计7段压裂，实际压裂成功7段。自喷一段时间后成功的转抽生产，高产。 存在的问题： 1、发生1口井+39-5井压裂施工后卡井事故。 2、4-16井的喷砂器刺坏，造成二次压准，二次压裂施工。 3、压裂管柱使用井次太多，丝扣磨损后漏失，压裂施工时套管返液，+39-5井二次压准，二次压裂施工。同时也存在着压裂施工时丝扣脱落、卡井等安全风险。 4、+8-8井的安全接头和下部油管上扣不紧，松动，起压裂管柱时丝扣脱落，压裂工具掉井，后打捞成功，但是影响了投产时间。 今后工作安排： 1、一如既往的做好自己的本职工作，在加强技术学习的前提下更要虚心的向其他同志学习他们的工作经验和务实的工作作风，把自己的丰富工作经验有机的融合到新的工作环境里来，为更好的开发好莫里青区块作出自己的贡献。 2、严格遵守MI能源公司和莫里青项目部的各项规定和劳动纪律，遵守国家法律，团结好同志，保持好晚节。 3、对于新老井压裂方案的讨论积极参加，提出自己的想法发挥经验丰富的优势，使所施工的油井能够发挥出最大的产能。 4、对丝扣漏失的压裂管柱尽可能的更换，不使用不合格的压裂管柱。

2017.3.20—井下作业安全施工方案

河南省南水北调受水区濮阳市 清丰县供水配套工程施工01标 绿城路顶管透水现象处理 专项施工方案 编制： 河南水建集团有限公司 清丰县南水北调配套工程施工Ⅰ标项目部 二○一七年三月

目录 1工程概况 (1) 1.1绿城路顶管工程概况 (1) 1.2绿城路顶管透水情况 (1) 2编制依据 (2) 3施工方法 (3) 3.1下井作业准备 (3) 3.2雨水涵封堵及拆除 (4) 3.3积水抽排 (5) 3.4雨水涵修复 (5) 4人员、机械设备投入计划 (6) 4.1人员配备情况 (6) 4.2主要施工机具设备 (6) 5施工进度计划 (7) 6质量控制及要求 (7) 7文明施工、环保和文物保护措施 (7) 7.1文明施工措施 (7) 7.2环保措施 (8) 7.3文物保护措施 (10) 8应急预案 (10) 8.1应急组织机构 (10) 8.2应急物资 (10)

8.3常见应急措施 (11) 8.3.1井下作业应急措施 (11) 8.3.2安全事故应急措施 (11) 8.3.3现场急救步骤 (12) 8.3.4事故调查、处理方法 (13)

绿城路顶管透水现象处理专项施工方案 1工程概况 1.1绿城路顶管工程概况 绿城路顶管施工起点桩号B0+016.918，终点桩号B0+092.918，顶进长度76m，管径DN2200，绿城路路面高程53.380m，在绿城路南、北两侧各有1道雨水涵，雨水涵基础底高程分别为：47.124m、46.600m，雨水涵为砖混结构，底部10cm厚素混凝土垫层，底板为29cm厚现浇C20钢筋混凝土，两侧砌筑37砖墙，顶部为C20钢筋混凝土预制盖板，雨水涵内部结构尺寸为：2.2m（宽）×1.6m（高）。顶管管中心线高程42.120m，管顶高程43.641m，顶管管顶距雨水涵管底高度分别为：南侧3.483m、北侧2.959m，距路面深度9.739m。 工程地质情况：据招标设计阶段《地质报告》显示：绿城路顶管施工土层主要为低液限粉土，工作区土层分布较稳定均一，管底高程无地下水。 1.2绿城路顶管透水情况 我项目部于2017年2月27日开始进行绿城路顶进施工，因现场条件限制，顶管由下游（B0+092.918）向上游方向顶进。顶进过程中，测量人员跟踪测量轴线及高程偏差，及时进行纠偏，严格按照规范要求进行控制。 2017年3月3日20时40分，在绿城路顶管（B0+016.918～B0+092.918）施工过程中，当顶管机头（长1.6m）顶进至26.9m（桩号B0+066.018）时，在顶管机头与第一节顶管接头（桩号B0+067.618）处上部发生透水现象，且出水量有增大趋势，出现险情。为避免险情严重化、机械设备淹没等损失，我项目部立即组织人员、机械进行抢险。 事发当晚（2017年3月3日），我项目部在发现透水后1小时内，通过电话联系将现场情况向发包人、监理人进行了报告，发包人、质监站、监理机构的代表人随即来到现场查看险情。当晚量测雨水涵内水面高程约为50.3m。