树脂捕捉器 长庆油田2022年十大压裂技术进展
2022年即将结束。 为了回顾一年来长庆压裂技术的进步，铭刻长庆压裂人的足迹，我们专门组织专业技术人员进行梳理，邀请行业专家进行核查，经督导评审后，我们选定2022年长庆油田前十。压裂技术进展。
这是长庆压裂人的辛劳，也是长庆压裂人的骄傲。 为他们干杯！
5000m以上超长水平井体积压裂增产试验成功
2022年，为探索环境敏感地区储量有效利用，开展页岩油、致密气5000m以上超长水平井增产试验。 压裂改造将克服施工压力大、加砂及后期排水困难、水纵比高等问题。 井筒加工难等问题导致超长水平井体积压裂技术的形成，成为解锁森林边缘、水源地等环境敏感地区储量宝库的金钥匙。
技术进展：
（1）基于三维地震、测井精密测绘、岩石力学等，构建精密地质工程一体化模型，针对超长水平段不同甜点区形成差异化裂缝设计；
（2）自主研发可控变时间溶球座/桥塞，形成万米电缆超长水平段高效泵送桥-散热器联合作业技术；
（3）集成创新的低粘度、高携砂滑溜水和CO2增能排水技术，助力超大规模体积压裂高质量实施；
（4）发展“管柱控压钻磨联合、动力龙头复合钻井、金属减阻剂减摩”高水纵比一体化井筒处理及高效作业技术，保障产能超长水平井全井段。
应用情况：庆城页岩油华*-*井水平段长5060米，共实施68段、313簇体积压裂。 进入地下的总液体量为74196立方米，沙子量为9760立方米。 井喷初期日产油超过58吨。 /天; 致密气井*-*井水平段长5256米，共实施体积压裂45段、218簇，畅通流量220万立方米/日。
层状页岩油多岩性复合三维压裂技术取得重大进展
层状页岩油分布范围广、厚度大、含油饱和度高。 是长庆油田高效增储的重要接替区。 为解决油藏体内多种岩性厘米级叠加发育所带来的起缝困难、出砂不足、水基液量大、伤害高等问题，“纵向”创新系统形成“高流量通层、平面搅拌、高铺砂”。 以“纳米压裂液驱油”为核心的新一代页岩油三维体积压裂技术，令野*井半年累计产油3000余吨，已为数百名百万吨储量和层状页岩油大规模勘探。 发展奠定了坚实的技术基础。
灵野井水平段裂缝模式示意图*
技术进展：
(1)基于裂纹动态扩展过程的大规模物理模型和可视化实验，认识到人工裂纹在扩展过程中表现出平面位错和纵向层穿透的特征；
（2）形成了适合纹层结构油藏的“高粘度缝高+低粘度缝长”压裂设计模式，使裂缝与储层接触面积增加1.5~2倍；
（3）突出水平段差异化缝布方式，创新采用组合压裂改造工艺，优化精细压裂工艺参数，控缝量增加35%；
（4）建立压差、吸吸、传质综合表征模型和控压排水模型，优化科学精密的“充、控、抽”排水管理体系，延长自注生产，保证长效生产稳定。
应用情况：灵野*井水平段长度2000m，压裂段31段。 试油获得116.8吨/天的高产油流量。 经过279天的试生产，目前日产油11.4吨/日，含水44.9%，累计产油5554吨，单井预计EUR达到2.8万吨。
国内首次光纤监测套管外+可切换固井滑套压裂技术试验成功
为探索叠合区水平井有效增产技术方向，国内首创套管外光纤监测+可切换固井滑套压裂技术在建*井试验成功，突破常规压裂参数限制以及自动固井滑套。 捕集难、连续作业等问题成为注水开发重叠区水平井控水增油、提高改造效果的有力工程技术工具。
技术进展：
（1）自主研发高性能全直径可切换固井滑套，实现1500m水平井一次性高效平稳运行。 压裂过程中无需避让操作即可自动捕获滑套，形成水平井连续油管开口滑套。 压裂施工等高效作业技术；
（2）首次采用国产套管外光纤监测技术，实现可切换固井滑套管压裂、排水、生产全生命周期的实时监测；
（3）集成专用滑套实时控制工具的应用、加大增产强度参数设计、多功能滑溜水压裂液体系、尾随固结砂防回流技术等，创新形成可切换固井滑套压裂技术体系，实现首次井安全高效压裂。
应用情况：2022年，首个全自主滑套与国产光纤在长庆油田建*井联合试验完成。 滑套开孔率达到89.3%，光纤实时监测正常，综合运营成本比国外技术降低50%。
非常规油藏二氧化碳强化体积压裂技术取得重要进展
针对青城—合水地区南部页岩油、苏里格东北部致密气等非常规油气藏裂缝复杂程度低、地层压力系数低、压裂后返排困难等特点，需要深化认识CO2压裂增产机理，解决CO2增能、助排、降粘参数优化和工艺匹配问题，开发CO2压渗一体化体积压裂技术，为高效生产提供新的技术手段低压页岩油和致密气。
技术进展：
（1）基于CO2压裂大型物理模型实验、油藏数值精度模拟、高精度CT扫描等多学科优势，提出了CO2“压力增透”多压裂一体化增产机理评价方法形成岩性叠合油藏。
（2）创新形成“前CO2预压增加裂缝复杂性、滑溜水驱增加能量波及范围、返排系统优化提高自吸置换效率”为一体的核心技术。
（3）综合水平井全井段微震监测、油、气、水三相示踪剂生产剖面测试、井口气体实时采集等应用，定量评价“增产增产”的双重目标。 CO2体积压裂的“碳埋藏”。
应用情况：2022年，青城油田和苏里格致密气将开展52次CO2能量强化压裂试验，累计注碳3.4万吨，预测埋藏碳2.6万吨。 其中，罗*单井累计注碳量达到1万吨以上，庆H38单平台累计注碳量1.06万吨，引领CO2压裂规模进入万吨级时代。 控压井喷初期试验井日产油超过20吨/日。
国内最大页岩油水平井平台华H100平台高效完成压裂施工
围绕国内最大陆上页岩油水平井平台华H100提质增效目标，结合黄土高原地形特点，连续油管高效压裂大型平台工厂、工厂创新形成以供需双方为核心的总承包模式。 高效作业技术为华H100平台高效完成压裂施工、成功打造“陆地航母”提供了有力支撑。
技术进展：
（1）创新以地质工程一体化错缝布设减少井通、注入大型接油设备提高利用效率、智能远程决策提高保障时效等为核心的高效连续油管压裂技术.，实现作业效率显着提升，单日最大压裂段数达到20段；
（2）水电通讯先进组织综合应用、多单元拉链分区作业、立式沙漏+就近砂库密集配套、大容量储水+持续供水的工厂化生产运营组织模式满足大型平台试验的需要由于石油压裂作业的需求，单日最大供水量超过15000立方米；
（3）探索甲乙双方产量、效率、投资、效益的总承包模式，优化建立低成本压裂液、压裂工具、压裂材料回收模式，大幅降低成本压裂作业；
（4）创新多组连续油管交替成型快速清洗井筒技术，清洗效率提高3倍以上。
应用情况：华H100平台共部署水平井31口，平均每井压裂52段，入地液体32250立方米，加砂3607立方米。 压裂作业效率由4段/天提高到8段/天。 作业效率提升一倍，井筒清洗周期由15天/井缩短至5天/井，单井作业成本降低5%。
新型扇形井网平台整体体积压裂技术助力开发模式成功转型
针对环境敏感区储量充分利用的扇形井网开发模式，压裂改造以裂缝控制储量最大化为目标，通过平台整体裂缝布局设计、分段扇区参数优化、井间干涉压裂和“裂缝+裂缝”“内部”复合暂堵压裂等技术的综合应用，创新形成了扇形井网平台整体体积压裂技术，为改造提供了工程技术手段。同类型的储备开发模式。
技术进展：
（1）创新性地提出了区别于以往传统平行井群的扇形井网开发模式。 水平井段长1500-4000m，井距100-750m，单平台部署20余口水平井，实现林缘、水源地等环境敏感区域。 最大限度地利用储备；
(2)根据扇形井网的斜应力和从趾到根的变井距特点，分段、扇区、错层进行差异化压裂。 采用不同的裂缝分布模式，差异化优化段簇间距，确保裂缝的精准控制。 ;
（3）创新井间应力干扰压裂模式，增加裂缝复杂程度，最大限度提高平台裂缝控制程度；
（4）结合角度和井距分区，差异化优化缝口+缝端复合暂堵时机和参数，提高多簇均衡扩张，避免裂缝压力窜流，提高增产效果。
应用情况：完成河H9、河H60两个大型扇形平台设计，单平台利用储量超过1000万吨，控缝量提高到85%以上。 已投产9口井，单井初期产量达14.2t/d，展现出良好的生产潜力，预计可新增页岩油储量150～2亿吨。
4.5英寸小井眼水平井容积再增压技术取得突破
针对水平井双密封单卡重复压裂工艺面临的施工参数有限、作业效率低、管外断面损失率高等问题，自主研发了5½英寸水平井4½ “重新容积再加压技术，可以连接到一小部分井眼。 首次实现4½英寸套管井筒重复压裂，引领国内老井剩余储量和低产水平井开采技术方向。
技术进展：
（1）高强凝胶减漏材料已定型，形成大规模多裂缝一次性复合减漏技术； （2）开发了4.5英寸底插式可重接悬挂器，克服了4.5英寸套管入井和回接悬挂技术的复杂井况；
(3)开发低密度、高强度、易钻磨的UPR胶结树脂材料，实现窄间隙、高强度树脂环空密封；
（4）集成4½英寸小套管可溶桥塞和双管双环减压作业技术，确保小套管桥-散热器组合的高效压裂。
应用情况：华庆、合水等致密油藏应用11口井。 与双封单卡相比，煤层密度由2-3段/100米提高到3-4段/100米，压裂排量由8m3/min↑12m3/min，压裂效率由1级提高/3天改为2阶段/1天，分压有效性从83%↑100%提升，欧元增加1万吨以上。 其中川平50-15井水平段914米，压裂增产26段77簇，控压生产一年累计产油超过5000吨。
深薄致密气水平井高压裂缝控制体积压裂技术助力庆阳气田打造高效生产
针对庆阳深层薄层致密气藏改造面临的加砂困难、压裂控制量有限、压裂后返排困难等问题，自主研发了耐高温高压工具攻克了深薄层致密气水平井高压裂缝形成问题。 控制体积压裂技术使单井产量提高50%以上，为陇东气化提供了强有力的技术支撑。
技术进展：
(1)基于高杨氏模量和地应力的研究，加深了对裂纹扩展规律的认识，显着提高了压力水平，增大了裂纹动态宽度，加砂成功率从65 % 至 100%；
（2）创新了“致密裂缝增加泄流面积、加三级砂增加裂缝有效长度、暂时堵流提高裂缝有效性”的薄层致密气裂缝控制体积压裂设计技术。聚类”，刺激量增加1倍以上；
（3）创新制定低压深井碳化水节能排水技术，具有单相、低摩阻的技术优势。 压裂后一次性井喷率100%，排水周期缩短60%；
（4）开发耐高温DMS可溶球座2.0和FVS深井可回收粘滑水。 工具压差85MPa，耐温130℃，液体耐温达到158℃。 成本降低20%~40%，达到国内水平。 领先水平。
应用情况：共应用井25口，平均畅通流量78.5万立方米/日，较上年增产50%，最大畅通流量151.82万立方米/日，设定庆阳气田单井试气生产新纪录。 该技术不仅是天然气新区规模化、高效开发的探索和实践，也是长庆油田积极履行社会责任、全力支持革命老区振兴发展、满足新时代要求的具体行动。庆阳人的用气需求。
复合缝网加砂压裂技术开辟致密碳酸盐岩气藏增产新局面
针对盆地致密碳酸盐岩微裂缝发育、充填程度高、常规酸压产量低等特点，通过改变开发了致密碳酸盐岩复合缝网加砂压裂技术。 ，为数万亿立方米致密碳酸盐岩资源的有效利用提供了新途径。
技术进展：
（1）创建了碳酸盐岩酸蚀裂缝与压裂裂缝耦合扩展模型，集酸压裂和加砂双重优点于一体，形成控制近处扩展和扩展远距离的双组分复合压裂工艺；
（2）创新形成“先成缝、后成网”的大规模逆序混合压裂设计，裂缝排泄量较酸压提高10倍以上；
（3）基于基质、壁面、裂缝三级损伤评价，开发低损伤变粘滑溜水体系，满足高模量油藏造缝、成网、携砂需求；
(4)形成多尺度小粒径组合加砂优化设计，实现致密碳酸盐岩大规模高砂比连续加砂，单级加砂量超过100立方米。
应用情况：已应用70余口井，单井产量比酸压提高5-10倍。 第一口碳酸盐岩水平井玉探*井加砂压裂，取得54.9万立方米/日畅流高产。 盆地中东部太原组灰岩、奥陶系盐下取得战略突破，形成万亿立方米天然气勘探开发接替新区。
深层煤致密气水平井增产压裂试验成功
鄂尔多斯盆地深层煤系致密气作为重要的油气来源，资源量达10万亿级。 2022年，针对煤岩割理发育、可塑性强、游离瓦斯与吸附瓦斯共生等特点，攻克长水平井防塌钻、18立方米高排量等技术难题、加砂压裂350立方米、速度管排水。 纳林*井试压后，井口产量稳定在5万立方米/日以上，创造黄河西岸煤系致密气产量新高峰，全面提振勘探信心新型煤系致密气。
技术进展：
（1）系统开展储层及顶底板压裂地质特征综合评价，明确“割理是深部煤岩主要渗流通道，天然气基质扩散速率为主控”的增产机理生产要素”；
（2）基于增产机理认识，创新开展超大规模极限体积压裂现场试验，形成以“贯通基质、连通割理、多级造缝、和高效的支持”；
（3）预酸降压、液氮增能、逆序压裂技术综合应用，确保极限体积压裂高质量实施；
（4）建立煤系致密气多尺度、多相渗流模型，加深产气规律认识，探索形成深层煤岩配套排水开采技术。
应用情况：纳林*井水平段1500米，压裂15段42簇，加砂量2920立方米，液体量36442立方米。 单井出砂量和产液量是天然气探井压裂规模最大的。 试生产日产气稳定在5万立方米，实现长庆油田煤系致密气战略接替重大突破。
随着长庆的发展，压裂人不断在“磨刀石”上革命。 通过持续有效的科技创新，在一代又一代老压裂人的带领下，年轻的压裂人乘风破浪，迈向新时代。 目标：
面对困难并克服它们。 未来是光明的，我们可以共同前进！
长庆油田分院油气技术研究院
科研管理部党群工作部