2012年国际大石油公司如何逆市求进(图)
一系列适合不同井型和地质特点的压裂工艺技术的成形和推广，为红河油田在黄土塬地貌和特低渗致密储层获取高效开发抓住了“牛鼻子”。
不止步每一次创新
创新理念，得以打破常规。甘陕指挥部改变“一方治百病”的理念，坚持按“一井一策”、“一段一法”的思维方式，通过提高压裂设计的针对性来提高压裂效果。建立实钻显示、三维地震解释、砂体展布、测录井显示、裂缝发育特征“五位一体”分析方法，进一步优化三维立体差异化压裂设计方案，施工成功率较2011年提高6个百分点。
创新技术，得以突破现状。裸眼预置管柱压裂技术是红河油田目前最主要的压裂工艺技术，上半年通过该技术压裂水平井数达97口，共计859段，施工成功率97%，成为水平井增产的主要手段。但是随着二级井身结构水平井的大范围推行，技术人员逐步认识到该项技术在后期改造存在封隔器无法验封、无法实现全通径等局限性后，迅速开展了新工艺试验。
HH12P142井首次采用泵送可钻桥塞射孔联作分段压裂技术，全井分5段压裂，施工成功率100%，压后最高日产油60.8吨，截止目前，累计产油1026.78吨。
“新工艺为二级井身结构水平井压裂提供了可靠的技术方向，下半年将对开发井全面推广应用。”指挥部压裂负责人陈现义说。
他们还在延长组长7油层进行了连续油管拖动水力喷射环空加砂压裂技术试验，并已成功试验2口井。该技术不仅施工周期短，且施工成本低，平均每口井可节约25万元。
不放弃每一点改良
“前置液注入量在原来的基础上降低了5%，减少了井下污染，起到了保护油气成果的作用。”技术人员介绍，在压裂过程中，他们紧盯现场，根据已压井段的压力变化规律和待压井段的物性、岩性特征，不断调整前置液注入量。
根据红河油田的地层温度特点，技术人员大胆的提出了去除压裂液中“胶囊破胶剂”的想法，在充分实验论证的基础上，液体配方由原来的7种变成了6种。
“少一滴液体入井，就少一分储层伤害。”技术人员表示，“这也是成本控制的重点。”
在满足设计及现场施工质量要求的前提下，他们还优化了压裂液中胶粉、粘土稳定剂及交联剂的比例。仅胍胶粉配比就从上半年的0.42%逐步降低至0.40-0.39%，节约成本5%。下半年计划继续降至0.38%，目前正在进行实验，实验成功后，将在全工区长8油藏推广应用。
“从0.39%降至0.38%，虽然降低的0.01%只是个小数，但是对红河油田一年几百口井来说，节约的成本总量却是个大数。”陈现义指出，“每一点细微的比例减小都伴随着施工风险的加大，我们就是通过提高操作水平、强化现场管理来硬抠下0.01%这个‘小数’的。”
不抛弃每一口油井
要想完成全年的原油产量，除了让每口新井都尽早投产多做贡献，还必须开展低效井治理，盘活老井。
技术人员结合各井前期作业情况，及目前的井筒状况，对低效水平井进行了归类分析，研究出三种不同的治理措施。
经分析，HH37P15井低产的原因是被邻井压串后，产液递减明显，含水率上升至100%，储层受到了伤害。通过实施水平井解堵措施后，该井日产液由1.08吨上升至18.78吨，含水率降低一半，原油日增产8.33吨。
HH37P8井先期由于靠近A靶点井段滑套未打开而没有进行压裂投产，通过打开滑套补充压裂后，该井已开始产油。
目前，基于裸眼封隔器重复压裂工艺和筛管完井重复压裂工艺也已实现技术配套，正在对多口低效井进行重复改造。
帀规项目占很大比重，原油项目及与油价挂钩天然气重大项目占80%。继续对下游领域实施“西退东进”，优化布局，提升效益