水平井分段压裂新技术

水平井分段压裂新技术（精选8篇）

水平井分段压裂新技术 第1篇

水平井分段压裂改造技术不仅代表了油、采气工艺技术的改革发展的方向, 而且也是国际上较先进的技术。水平井分段压裂改造技术在储层物性好的水平段上, 根据井筒内水平井眼的方向, 同时, 根据油藏物性和储层特征, 通过一定的技术手段, 对射孔眼的数蚤、孔径和射孔相位进行控制, 实施一次压裂施工手段, 对水平段油层进行压开的技术。这种技术很好的改造了低渗透油气藏。水平井裸眼分段压裂工艺技术, 首先, 实施了有效的通井, 能够使压裂管柱顺利到达井底;其次, 使钻杆与压裂管柱进行连接, 同时将钻杆与压裂管柱送入井底, 进而丢手分开, 生产油管柱得以回插;第三, 按照顺序进行投球, 对每一层进行加压压裂。这种技术使水平井不动管柱生产得以实现。

(一) 对井眼进行处理并通井。

钻井过程中, 为使压裂管的下入受到影响, 必须用刮管器清理管柱上的结块。必须保证循环的泥浆与设计时的泥浆具有相同的性能, 并且要保证过筛的泥浆中没有颗粒杂质。岩屑床必须通过螺旋扶正器进行清理, 使水平裸眼段井眼的平缓度得到加深。同时, 运用模拟管柱进行通至井底过程, 进而使原泥浆进行循环, 循环至泥浆的性能相同为止。

(二) 实施管柱的下入。

先将钻杆接上压裂管柱, 再在井下进行分开, 然后实施生产油管柱的回插, 实施压裂的施工与生产。这个过程, 不仅对施工的成本进行了节约, 而且在油管柱强度较弱的情况下, 遇到阻力不容易处理的问题得到了解决。

(三) 施工设备的拆除及生产。

首先, 在对钻井设备进行拆除的同时, 根据设计的位置对压裂设备实施正确的摆放, 并实施配液与配水。其次, 对回插生产油管柱进行压裂。为增加施工过程的可靠性, 设计实施为不停泵的投球处理。第三, 在压裂工作结束后, 进行停泵。关闭井口阀门, 对施工管线进行拆除, 实施液体的返排, 然后开始进行生产。

二、水平井裸眼分段压裂工艺过程的分析

水平井裸眼分段压裂管柱结构有两种方式, 即压力开启滑套和投球滑套。根据储层条件、水平段的有效长度以及同储层主应力方位的关系等综合因素, 考虑实施哪种方式。施工过程中, 实施洗井对循环阀实施外压差设计, 目的是进行压裂作业后, 不动管柱的油套能够连通。为增加工具串的刚性, 在油管连接间距长的工具中间实施扶正器的安装。

(一) 钻杆上接上压裂管柱后, 进入井底。

在进行加压时, 实施球投支座封球。运用双向悬挂封隔器实施坐封悬挂。在高压泵的作用下, 钻柱与压裂管柱在工具处进行分离, 进行泄压后, 把钻柱与工具提出。

(二) 利用生产管柱与外压差, 实施循环阀的开启, 实施水力锚与插入管的对接。实施插管回接并进行密封。滑套在加压与加力的作用下, 进行开启。然后按照一定的顺序实施投球, 实施压裂。

三、水平井裸眼分段压裂设计分析

水平井裸眼分段压裂设计同油田化学以及环境工程学之间有着很大的关系。同时, 与油藏地质学与测录井也有着密切的关系。实施设计必须考虑周全。

(一) 裂缝间距设计分析。

依据压力场与流态的分析结果, 防止出现受到后期压力的干扰, 必须保证正交裂缝的间距恰当。同时, 对裂缝与水平段井轴之间的夹角设计合理, 对压裂裂缝之间的距离进行确定。

(二) 确定封隔位置。

封隔器有悬挂封隔器和裸眼封隔器两种。封隔器的选择必须根据坐封位置进行设计。物性不好的泥质砂岩段需要坐封器, 电性不良、变化较小以及无显著扩径的井段需要坐封器, 用时比较长的井段也需要坐封器。安装坐封器时, 井斜角必须小于35度;坐封器与套管鞋保持150m以上;井眼狗腿度必须每间隔30m且小于10度;同时, 要避开套管接箍。裸眼封隔器必须放置在硬度较高的岩砂储层中。均匀且长的井眼之间的距离必须大于2m。

(三) 对分段级数和管柱规格进行确定。

进行分段以及对井下的工具位置确定时, 不仅要对工艺条件和裂缝的效率进行考虑, 而且要对储层的条件, 水平段的长度, 水平段与储层主应力之间的方位关系机械牛考虑。为了使压裂施工具有一定的经济性, 必须根据分段级数对生产油管柱的规格进行确定。

(四) 对砂量的选择。

加砂量的大小决定了裂缝的开口形状。第一, 根据临井同层位储层的数据, 对加砂的规模进行设计;第二, 通过Fracpropt软件, 对裂缝的半长、缝高、缝宽及平均裂缝导流能力的数据进行获取;第三, 不同段的加砂规模, 应遵循水平井多段压裂的基础理论实施, 同时, 应与测录井的解释成果、测井曲线分析等进行结合。

四、水平井裸眼分段压裂技术分析

水平井压裂分段改造实施工艺具有较高的技术难度。施工不受影响的前提下, 水平井压裂要解决的主要问题是分段改造。施工过程中, 不仅要对压裂液的性能和压裂设备进行考虑, 而且对选择的支撑剂必须考虑。同时, 还要考虑是单井与还是多井联作的问题。水平井裸眼分段封隔以及压裂完井管串一趟入井, 准确的控制了裸眼水平段的起继位置, 水平段储层保护剂选择性分段压裂技术水平得到了实现, 对环境进行了保护, 并进一步节约了经济成本。

结语

对分段压裂工艺方式和井下的封堵工具进行选择, 是水平井分段压裂改造工艺技术中的难点问题。这种及时具有非常高的科学技术含量, 不仅能够对环境起到保护作用, 还具有较高的经济效益。水平井裸眼分段压裂技术, 在施工中对工作人员的技术水平要求较高, 对裸眼完井工具的质量要求也较高。

参考文献

[1]李强.水平井裸眼分段压裂管柱密封性能研究[D].西南石油大学, 2014.

探析水平井选段重复压裂技术 第2篇

关键词：水平井 分段重复压裂 工艺技术

中图分类号：TE2文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）11（c）-0025-01

水平井采油技术在我国的运用已呈现出越来越普遍的趋势，尤其在油田的勘探增效中应用效果得更为突出。诚然，多种因素都会影响到油层以致其受到损害，故在开发时较容易出现堵塞问题，直接后果是降低了油井的工作效率，油井的实际产量和预期的产量相差甚远。相关技术人员通过长期设计改造，将压裂所需的钻具使用双封单卡来拖动，将分隔工作直接在井下即可进行，对堵塞的重点部位采取了重复压裂措施，提高了产量。经过不断优化压裂钻具，提高了其工作的稳定性，同时也解决了水平井选段中的很多难题，如密封不严和封隔器砂卡等。水平井选段重复压裂技术经过了计划性的优化后，有效保障了施工现场的安全和生产效率。

1 分类

1.1 机械封隔分段压裂技术

机械封隔分段压裂技术主要指有环空封隔器的分段压裂、双封隔器的单卡拖动进行分压、封隔器和机械桥塞之间的结合这三种。其主要运用在套管井处。

1.2 化学隔离技术

化学隔离技术的工作原理是：从第一段分段开始，逐层对每个作业分段进行射开和油管压裂，同时用液体胶塞和砂子将已完成的分段与其他部分的分段隔离开来。作业完工后再进行冲胶塞、冲砂和排液。这样做最大的好处就是能够保障施工安全，但也有些不足之处。由于在作业过程中使用了浓度较高的胶塞，加之完工后的冲所砂工序，故部分层段会有一定损害，此外，该项技术需要较高的生产成本和较长的作业周期，所以在实际的工艺技术的选择上存在一定局限性。

1.3 限流压裂技术

限流压裂技术的工作原理是：当压裂作业进行到分段部分时，要将压裂液流入到储层，必须要通过射孔的孔眼，为了减少孔眼处所产生的阻力，需要控制其流速。同时，孔眼处的阻力还与泵注射的排量有关，泵注射的排量增大会直接引起阻力增大，一旦井底的压力超过了分段破裂应有的压力，每个层段处就会被迫压出裂缝。因此可以看出，限流压裂技术就是通过孔眼处的阻力来调节压力的，只有在每个层段的压力值都合适了，才能保证各段的压力处于其接近值。水平井的使用，多数情况下用于纵向裂缝中，并且不受分段的压裂段层的限制。

2 水平井双封单卡拖动管柱分段压裂的工艺

2.1 工作原理

该项压裂技术主要由隔器、正器、喷砂器、安全接头、油管和导向丝堵等组成。工作原理是：对改造过的水平井实施重复压裂作业，在已经被射开的油层分段中选择一段进行压裂改造，然后再根据实际需求将其下达到设计要求处。当井口装好后，经过油管完成第一段的压裂作业。渐渐地，压力被逐渐扩散，此时上提管柱到第二分段作业处继续作业，后续的分压作业可按照前面的方法完成。

2.2 工艺特点和技术条件

安全性高是水平井分段压裂工艺技术最突出的特点，原因在于整体施工过程中所用的工具不多，从而减少了可能出现的安全事故，切实保障了施工安全性。同时，还可以对任意一个投产的井段加以更具体的设计改造。管柱的作业过程可实现一次性完成，因此能够节省人工成本和经济成本，作业效率也随之大幅度提升。除此之外，卡具的使用并没有影响到管柱和封隔器，这意味着其既可以保障长射孔层段的多裂缝压裂改造，又可保障短射孔层段的压裂改造。

水平井分段压裂工艺的技术条件表现在，在设计时应优先考虑到压裂改造的效果，也就是说，技术的配套和压裂技术的特点在设计过程中应当优先考虑在内。由于水平井分段压裂工艺技术采用了双封卡单段压裂技术，压力同时存在于压裂层上的隔层与套管外面的水泥环上，因而在生产的各个环节中，应逐层监控井段层的应力和固井的强度，并严格把关。另外为了管柱实现正常提升，有两种特殊情况不宜选用这种水平井工艺，即压裂后出现自喷情况或地层压力比较高的情况。

2.3 配套工具与具体应用

水平井双封单卡拖动管柱分段压裂技术相关的配套工具有很多，例如K344——115封隔器、K344-108小直径封隔器和扶正器。它的工作原理是，在完成低潜的作业后提高排量，由于喷砂器的存在，通过的液体伴随着高压一并被节流，有节流就会产生压差，因此，上封隔器随之实现坐封。而经过内、外导压体空隙高压液体流到下封隔器则使用其坐封，并通过侧孔进入到目标层位。释放油管的压力，上封隔器和下封隔器在油套的压力达到平衡之后，胶筒在自身回弹力收缩的作用下自动解封。利用小直径封隔器进行下封，胶筒的端面离喷砂口只有200 mm，可将反循环的死区长度减小，以防止卡井状况的出现。最后，在导向丝堵与扶正器的影响下，管柱恢复至工作位置，同时使封隔器达到水平工作状态。

3 水平井双封单卡拖动分段压力工艺的实际运用

技术人员经过不断努力，对原有技术进行改进，利用钨钢对喷砂器喷嘴进行加厚，提高了喷砂器的硬度和耐磨性，有效防止了喷砂器在加砂量偏大时容易刺穿的局面，使封隔器能够长时间地处在正常的工作状态上。与此同时，技术人员对下封隔器采用了小直径的封隔器，这样做的好处是最大限度地降低了砂卡情况的出现。

改进优化后的水平井选段重复压裂工艺，其性能和应用效果都有所提升。在对水平井双封打卡拖动分段压裂工艺进行实验后发现：不管是在封隔器的坐封、解封还是耐压性等方面，在施工过程中都能保持平稳的工作状态，其工作的灵活性和稳定性也比较突出，而且都达到了应符合的标准。另外，已完成的水平井重复压裂的施工现场，各部件运转持续正常，管柱工作性能也保持在稳定状态。施工完成后，对各个部件再次进行了检查与测量，其磨损状况均能保持在正常范围内。大量实践表明水平井选段重复压裂工艺的每个工序设置得都比较合理，可以充分运用到日常的现场作业环节中。

4 结语

总之，水平井选段重复压裂工艺对各个层段均有特定的标准，要求每个层段具有较准的针对性和较强的耐压能力，达到一定条件时，可达到浅水平井层段和中水平井层段压裂改造的标准。该技术与其他技术对比，能够同时实现节约成本、保障安全和操作方便等多方面的技术优势。

参考文献

[1]陈辉，孙秀芝，吕光.压裂水平井裂缝布局研究[J].石油天然气学报，2013（1）：141-144.

[2]徐再红.葡萄花油层水平井压裂效果分析[J].中国科技博览，2013（3）：31.

关于水平井分段压裂技术的研究 第3篇

关键词：水平井,油气藏,分段压裂

引言

对于低渗透油田来说,水平井分段压裂技术是储层增产的重要手段之一。随着水平井分段压裂技术的不断改造与反战,水平井分段压裂技术的开发效益在低渗透油田中越来越明显。但是水平井的长度也在不断增长,水平井分段压裂技术的改造也越来越困难。通过最近几年的试验研究,形成了包括水平井压裂优化、射孔工艺以及配套压裂体系的水平井分段压裂技术,并且取得了非常好的效果。

1 水平井分段压裂技术

对于近几年油气田开发的实践表明,对于低渗透、薄储层、稠油油气藏以及小储量的油气藏等等,其中水平井开发是最好的开发方式。但是因为受到低渗透储层地质的条件受到限制,低渗透储层水平井只有通过分段压裂技术,才能取得增产的效果,因此水平井分段压裂技术显的非常重要。

(1)水平井压裂数目是影响水平井开发效益的重要因素之一。我国一些油气藏,在油藏评价和压后产量的预测基础上,建立了压裂数目优化的模型,同时为水平井分段压裂技术提供了可靠的依据,从而使油田更大的发挥了水平井的增产潜力,提高了最终的采收率。根据水平井井身的地质、结构特点来考虑避免缝间干扰以经济避开水线推进的方向原则,有效优化缝的间距。但是随着水平井分段压裂技术在油气藏中的应用不断增多,其基础理论的研究也不断完善。为了更好的了解水平井筒支撑剂的沉降规律,确保油气藏顺利、安全的进行,对0.5mm的石英砂在不同介质中临界沉降的速度进行了准确的测定,其中影响支撑剂沉降的主要原因有很多,比如:砂比、流体的粘度等。

(2)水平井分段压裂技术的关键就在于井筒的有效隔离技术。为了达到水平井分段压裂的目的,油田研制了液体的胶塞技术以及机械塞隔离技术。对于增产结束的井段进行填砂一体胶塞封堵,待胶塞聚合之后进行试压检查的隔离效果。因为胶塞可以定时软化并且容易清除。

液体胶塞的性能是影响井筒隔离效果的关键技术,以为井筒的温度对于液体胶塞的性能影响是非常大的,是控制胶塞定时软化、聚合的主要参数。液体胶塞封堵以及机械工具隔离分段压裂技术非常可靠、安全、有效。所以井筒的温度不同,对于液体胶塞的性能与配方也不一样。根据井筒的问题差异来调整液体胶塞的性能与配方,使其性能满足压裂试油工作期间的封堵要求,温度比较低,因此胶塞的控制难度也非常的大。

(3)水平喷射分段压裂技术是一种综合集水力喷砂射孔、水力压裂以及隔离等多种工艺技术一体化的新型水力分段压裂技术。水力喷砂压裂技术不同封隔器以及胶塞等隔离工具实现自动封隔的效果。通过拖动管柱,可以把喷嘴放到下一个需要改造的层段,可以依次压开所有改造的水平井段。水力喷射压裂技术可以在筛管完井以及裸眼的水平井中进行加砂压裂,也可以在套管上进行水平分段压裂工艺。因为施工安全性能比较高,可以一趟管柱在水平井中准确、快速的压开多条裂缝,水力喷射工具可以与常规的油管相互连接在一起,大大提高了油气田的开发速度。

2 水平井分段压裂效果分析

水平井分段压裂工艺技术施工之后,水平井自定位射孔工艺是比较成功的,不仅满足了我国水平井压裂施工的需要,还有效防止了油气藏在开发、生产过程中油层吐砂的效果。对于机械工具入井困难的井筒复杂的水平井,胶塞封堵分段压裂工艺技术更具有一定的优势。但是机械工具隔离分段压裂工艺技术具有作业周期比较短、储层污染比较小,因此也是水平井改造的主要手段之一。而液体胶塞封堵以及机械工具隔离分段压裂技术非常可靠、安全、有效。

上图是相同时间开采的水平井与邻井累计产量的曲线图。结合水平井投产后试采情况进行分析,液体胶塞的分压井试采产量与累计产量都高于常规直井的产量。开采时间一定的情况下,SP1井的增产量比较大,SP2井增产量是邻井产量的4.4倍。通过水平井分段压裂技术的试验分析,SP2与SP3作为同一个井组的水平井,两口井的物性也比较相近,SP2井压裂4条缝,SP2井的累计产量高于SP3。而SP5井的酸化产量明显偏低。对于低渗透油藏,储层物性是决定增产效果的关键因素,但是同时也受到裂缝数目和改造工艺的影响。

3 结束语

针对低渗透油藏水平井开发技术的状况进行分析,大力发展水平井分段压裂技术是高效开发油气藏尤其是低渗透油田的重要手段之一。随着水平井分段压裂技术的不断改造与反战,水平井分段压裂技术的开发效益在低渗透油田中越来越明显。总体来说我国水平井分段压裂技术还需要进一步完善,现场试验应用中也出现了很多问题。在引进国外技术的同时还需要结合我国的实际情况进行高能、高新的材料以及精工制造方面的科技攻关,努力形成具有自主知识产权的配套技术,争取在最短的时间内提升我国水平井分段压裂技术水平。

参考文献

[1]马文涛,鞠传涛,赵绪坤.孤东油田七区西6~(3+4)厚油层水平井挖潜技术探讨[A].第四届胜利油田北部油区疏松砂岩油藏开发技术研讨会论文集,2008.

页岩气水平井分段压裂技术探析 第4篇

1 水平井压裂方式选择

在页岩气水平井分段压裂技术的应用中, 为满足压裂改造要求, 施工方式必须与完井方式契合, 井位的设置、钻井轨迹的确定等都需要对压裂工艺要求作充分的考虑。从国内外对页岩气水平井分段压裂方式可以看出, 裸眼完井与套管完井是水平井最主要的完井方式。其中, 裸眼完井优势为节约时间成本及保护井壁, 但其缺点也十分明显, 如井壁的不稳定性、裂缝位置难以得到精细确定等, 且一旦出现堵砂等现象, 很难进行有效处理;套管完井的优势为能够对裂缝的初始点有效控制, 且该压裂技术相对成熟, 然而时间成本的提升与固井质量的不理想等也制约着相关工作的顺利开展。因此, 在井壁应力相对集中并需开展多段压裂的页岩气水平井中, 可以选择套管完井下桥塞分段压裂技术。而如果井壁稳定性好, 则可使用裸眼完井, 使用裸眼封隔器分段压裂技术。

2 页岩气水平井分段压裂设计的优化

在开展页岩气水平井分段压裂施工中, 有必要对施工过程进行模拟, 从而有效预防施工过程中的潜在风险以及找出影响施工效果的因素, 有针对性地降低施工风险、选择最为合理的施工方案。在实际施工过程中, 裂缝的发育程度直接影响页岩气的产量。因此, 如何更多地造缝成为页岩气水平井分段压裂施工中需要考虑的主要问题之一。面对这一问题, 页岩气水平井分段压裂施工需要在获得主裂缝的基础上有效产生诱导缝, 从而形成裂缝网络, 并在特殊情况下对天然裂缝进行封堵, 为预防砂堵, 还需对支撑剂的沉砂现象进行分析。

2.1 优化施工工作液体系

由于滑溜水压裂有利于产生复杂缝网, 相对于瓜胶压裂液而言, 滑溜水压裂不但摩阻低, 对地层伤害小, 其成本也更低。因此主体压裂采用滑溜水压裂液体系, 而滑溜水的携砂能力差制约着页岩气水平井分段压裂施工成效, 因此配合使用线性胶进行携砂及造缝, 以提高携砂能力从而增加裂缝导流能力。页岩气水平井分段压裂施工一般采用“滑溜水+ 线性胶”复合压裂的方式, 前期利用滑溜水段塞形成复杂裂缝, 后期利用段塞线性胶连续加砂的方式在近井地带形成较高导流能力通道, 最大限度提高改造效果。同时, 可适当提高线性胶比例, 以降低虑失, 提高净压力, 拓展裂缝, 确保复杂裂缝充分压开。

2.2 优化施工排量

施工排量是优化射孔参数和压裂段数的重要依据, 施工排量小, 导致近井天然裂缝开启, 液体滤失严重。而施工排量大, 易形成单一主缝。通过模拟实验可知, 页岩气水平井分段压裂施工使用相同支撑剂浓度时, 施工排量与工作液的携砂能力呈正比, 与支撑剂的沉降速度呈反比, 即施工中排量越大, 工作液携砂能力越强, 支撑剂沉降速度越慢。因此, 在页岩气水平井分段压裂施工中, 压裂施工排量应尽可能提高。

2.3 优化施工支撑剂浓度

在页岩气水平井分段压裂施工中, 为避免施工过程中出现砂堵并提高裂缝导流能力, 设计合理的支撑剂浓度对提高页岩气水平井分段压裂具有重要意义。合理的支撑剂浓度可以更好地控制让缝宽和缝高。从现场施工数据可以看出, 支撑剂浓度与压后效果并没有明显的关系, 这也决定了在设计支撑剂浓度时, 需重点考虑储层天然裂缝形态。另外, 由于页岩气储层渗透性较差, 在页岩气水平井分段压裂施工中, 压开主裂缝沟通更多微裂缝形成网状结构裂缝更为重要, 在支撑剂的优化设计中, 应更多考虑工作液的携砂能力和砂堤的堆起效率。从支撑剂浓度对砂堤堆起效率的影响方面来看, 支撑剂浓度与砂堤堆起效率呈现为正比关系, 即支撑剂浓度越大, 砂堤堆起效率也就越高。

2.4 优化加砂方式

在页岩气水平井分段压裂施工中, 页岩作为一种裂缝性强的储层, 需使用常规的水力压裂方式对其天然裂缝进行拓展。另外, 页岩的滤失主要是天然裂缝与层理的滤失。在施工过程中, 需要利用这种滤失而不是抑制这些滤失。而由于工作液在使用过程中容易出现滤失, 因此对于液体的滤失有必要使用段塞工艺来进行弥补, 从而通过降低砂堤堆积效率来减小砂堤高度。可采用多级段塞的加砂压裂方式对砂堤低峰进行冲刷, 从而形成相对平缓的砂堤, 减少砂堵风险。在施工前期前置液段塞采用粉砂, 以充分封堵微裂缝提高施工净压力从而增加裂缝体积, 主压裂同样采用段塞的方式填充主裂缝控制液体滤失。通过对段塞技术与段塞数量的优化, 可有效防止施工初期出现砂堵, 对确保裂缝支撑剖面的连续性, 对提升每篴加砂压裂施工成功率具有着重要意义。

参考文献

[1]周德华, 焦方正, 贾长贵, 蒋廷学, 李真祥.JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术[J].石油钻探技术, 2014 (01) :75-80.

[2]贾长贵, 路保平, 蒋廷学, 李真祥.DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术[J].石油钻探技术, 2014 (02) :85-90.

[3]吴国涛, 胥云, 杨振周等.考虑支撑剂及其嵌入程度对支撑裂缝导流能力影响的数值模拟[J].天然气工业, 2013, 33 (05) :65-88.

[4]贾长贵, 李双明, 王海涛.页岩储层网络压裂技术研究与试验[J].中国工程科学, 2012, 32 (09) :52-55.

国内外水平井主流分段压裂技术现状 第5篇

水平井它是薄储层、低渗透、稠油油气藏油气藏的有效开发方式。一些低渗透油气藏当开采到一定阶段后产能就有所下降, 相对于直井在产能上并没有大的优势, 此时就需要储层改造来提升产量。其中水平井分段压裂技术是最常用的方法, 多条相互独立的人工裂缝改善了渗流的条件, 大大提升了水平井的产能。

2 国内水平井分段压裂主流技术

2.1 套管分流压裂技术

该技术需要制定合理的射孔方案, 技术关键是炮眼球有效封堵、转向分流和准确判断压开的裂缝数目。并且在低密度布孔的前提下, 利用吸液炮眼产生的摩阻, 利用限流压裂原理进行大排量施工, 采用插入密封段分流压裂管柱与预先下井的套管短节相配合, 大幅度提高井底压力, 迫使压裂液分流, 一次施工同时压开多个层段, 工作效率高。

2.2 双封隔器单卡压裂技术

防止压后砂卡管柱是该技术的关键。水平井与直井有较大的区别, 通过设计和实际生产实践, 先后解决了万一管柱被卡使油井恢复正常生产难的问题、工具顺利通过弯曲段问题、力锚在水平状态下的工作和有效咬合问题、压裂后封隔器胶筒收回问题。该压裂方法压裂时利用导压喷砂封隔器的节流压差坐封压裂管柱, 可提高多段压裂的针对性, 采取上提的方式, 一趟管柱完成各层段的压裂。

通过设计反洗井封隔器和减小喷砂口与下封隔器胶筒的距离防止和解除砂卡管柱的风险, 使其安全性能大大提高。

2.3 限流分段压裂技术

采用限流分段压裂技术是在压裂过程中当压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时会产生随泵注排量的增加从而增大了孔眼的摩阻, 井底压力也随之上升, 井底压力一旦超过多个裂层段的破裂压力便在在每一个层段上压开裂缝。但是如果多层多段同时压裂, 地面设备能力限制以及物性差异等问题, 就会导致延伸不均衡和各裂缝启裂, 裂缝长度达不到预定要求, 对增产效果产生了影响。此方法虽然有不足之处但它具有施工时间短, 风险小的特点。

3 国外水平井分段压裂主流技术

3.1 水力喷砂分段压裂技术

此技术又可分为常规管柱拖动式水力喷砂技术, 其技术特点是井下工具简单, 长度短, 工具外径小, 有反洗通道, 管柱砂卡的概率小;除此之外还有连续油管拖动水力喷砂技术, 其技术特点是封堵已压井段, 环空加砂压裂, 连续油管喷砂射孔, 连续管兼做冲砂洗井管柱, 砂塞留置, 施工安全;还有不动管柱水力喷砂技术, 其技术特点是不动管柱式水力喷砂不动管柱工具外径小, 有反洗通道。

3.2 裸眼封隔器分段压裂技术

裸眼封隔器分段压裂技术可分为液压坐封裸眼封隔器+滑套技术, 其技术特点是不动管柱, 投球打开滑套分压各段, 兼做压裂管柱与生产管柱, 施工快捷;还可分为遇油膨胀封隔器+滑套技术, 其技术特点是遇油膨胀坐封, 封隔环空, 隔离套管系统无需机械操作, 地面投球打开滑套, 施工快捷。

3.3 快钻桥塞分段压裂技术

快速桥塞分段压裂技术可以同时射孔及坐封压裂桥塞, 可进行大排量施工, 分压段数不受限制, 压裂后可快速钻掉, 易排出。

4 国外主要水平井压裂服务公司及其相关技术

4.1 哈里伯顿公司

4.1.1 水力喷砂分段压裂技术。

技术原理:使用连续油管喷砂射孔, 通过环空压裂, 留砂塞分隔各层, 作业后连续油管冲砂。工艺特点:一趟管柱完成射孔和压裂;施工风险小, 井下工具简单, 效率较高;以为此项技术对连续油管磨损程度较小, 所以一盘连续油管就可以完成多口井的施工。

4.1.2 快速可钻桥塞分段压裂技术。

技术原理:射孔通过电缆传送, 压裂完成后快速钻掉桥塞。工艺特点:一趟电缆同时射孔及坐封桥塞;此项技术并且不受套管尺寸的限制;压裂后每10min内便可快速一个钻掉桥塞, 并且桥塞材质很轻, 很容易从井口排出。

4.1.3 裸眼封隔器+滑套分段压裂技术 (遇油膨胀封隔器) 。

技术原理:通过投直径不同的球逐段打开滑套。工艺特点:主要工具是Delta Stim滑套和Swellpacker隔离系统, 可以精确布缝, 进行有选择性的压裂;支持连续泵注, 节约作业周期;滑套可地面投球打开, 并有能力后期关闭不太理想的产层。

4.2 贝克休斯公司

4.2.1 裸眼封隔器+滑套分段压裂技术。

技术原理:液压坐封封隔器;通过投直径不同的球逐段打开滑套。工艺特点:不固井、不射孔;一趟管柱安装完, 节省时间;可以很好地对裂缝的延伸进行控制;有选择性、小规模地处理降低压裂的成本。

4.2.2 快速可钻桥塞分段压裂技术。

技术原理:在多个产层中射孔和生产, 在每一个产层中单独压裂, 利用桥塞来分离产层, 然后钻掉桥塞进行生产。工艺特点:节省钻时;封隔可靠性高;分段压裂级数不受限制;裂缝布放位置精准。

4.2.3 投球完井+环空压裂技术。

技术原理:包括若干个由压力启动阀开启的压裂孔, 压裂孔开启后, 压裂流体被泵入井眼连续管环空内, 每个层段从井底开始依次处理, 连续管上的井底钻具可以对后续层段进行组合封隔。工艺特点:投球完井与环空压裂的完美结合;作业迅速, 成本低;压裂液及添加剂用量少。

摘要：水平井分段压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率, 都具有重要作用。国外在水平井分段压裂工艺的应用和研究方面一直处于领先水平。国内通过多年的学习创新也进展迅速, 水平井分段压裂技术已在长庆、大庆、新疆等油田现场得到良好的应用。本文主要对国内和国外主流的水平井分段压裂技术进行了简绍。

关键词：分段压裂,采收率

参考文献

水平井分段压裂新技术 第6篇

关键词：苏里格气田,水平井开发,分段压裂技术

苏里格气田从最初的试验开发到现在开发规模的不断扩大, 经历了多种开发方式的转变。开发中的关键技术——储层改造技术更是经历了从直井多层压裂技术到水平井分段压裂技术的变化。随着近年来开发规模的不断扩大, 开发的难度越来越大, 不断地对储层改造技术提出新的要求, 通过对比页岩气开发与苏里格气田开发的异同, 在已有水平井开发分段压裂技术的基础上, 采用新的分压工艺, 增加分段的数量, 总结出能够应用于苏里格气田水平井开发的分段压裂技术。

1 苏里格气田的地质特征

苏里格气田位于苏里格庙地区, 海拔高度在1330m以上, 地形相对高度差最大处为20m, 苏里格气田的气藏属于典型的岩性圈封闭的气藏, 多个单砂体的横向复合重叠都成了苏里格气田的气层, 具有低丰度、低渗以及低孔的特性, 这样就是的苏里格气田每一层的储层物性都具有很强不均质性, 单层的产量非常低, 单个井可采集的气体量非常少, 纵向打井需要打穿多层的气层, 而且目前的技术并不能够同时打开多个气层, 而且上古的储层具有很强的锁水效应, 容易形成很大的启动压力梯度, 气体的渗透率比较低, 苏里格气田储层的这些物理特性使得苏里格气田具有很大的开发难度, 影响了单层的气体产量。

2 影响水平井产能的因素

对水平井的产能产生影响的因素主要有:

2.1 储层的物理性质及其非均质性。

通过研究发现, 水平井的产能与水平段气层的长度的倒数成反比的关系, 与地层系数成正比的关系。

2.2 裂缝的参数。

裂缝参数的影响是通过等效井径法计算出来的, 裂缝参数主要包括人工裂缝参数、裂缝的间距、压裂的施工参数、气层段的长度等。

2.3 水平段的长度。

水平长度越大, 气井的最初的产量以及产出的总产量都越大, 当水平长度大于1000m时, 出产量的增幅会有所下降。

2.4 压裂段数。

理论上, 压裂的段数越多, 气井的产量就越大, 这是因为裂缝越多, 气井内气体的无阻流量就会越大。

2.5 钻遇砂岩以及钻遇有效储层厚度。

钻遇砂岩以及钻遇有效储层厚度与气井的产量成正比的关系, 这是由于在同样的条件下, 钻遇砂岩以及钻遇有效储层厚度与气井内气体的无阻流量的值呈正比关系, 山岩钻遇率的增加可以提高沟通有效储层的概率。

2.6 钻遇气层厚度以及钻遇含气层的厚度。

钻遇层的有效储层厚度包括两个方面, 即七层的厚度与含气层的厚度。一般情况下, 钻遇气层的厚度与气井的无阻流量成正比的关系, 而钻遇含气层的厚度与气井的无阻流量成反比的关系。因此我们不仅要尽可能的去提高钻遇的有效储层, 还要提高气层的钻遇率。

2.7 水平井的方位角。

水平井压裂的裂缝有横向和纵向两种裂缝, 而且裂缝还会与水平井呈一定的角度, 通常裂缝与水平井之间的夹与气井的产能量成正比的关系, 即夹角越小产能越低。裂缝的间距与长度约气井的产量也有很重要的关系。

3 苏里格气田水平井分段压裂技术的改进

在苏里格气田开发的早期阶段, 采用的是筛管完井后, 然后进行酸洗和酸化的方法来增加水平井的气体产量, 然而这种方法并没有很好地提高水平井的气体产量, 气体的产量依然很低。随着开采规模的不断增大以及开采深度的加深, 开采的技术也得到了很大程度的提高, 通过不断的技术研发以及新技术的引进, 在提高压裂段数的同时, 不断地加强筛管、套管以及裸眼压裂技术的施工工艺, 初步的形成了适用于苏里格气田水平井分段压裂的技术体系。

3.1 水力喷砂分段压裂技术

水力喷射压裂技术是在套管中通入速度很高的流体, 在实现各压裂段分隔的目的外, 还能够形成水力裂缝。技术特点主要是:环空的压力比较低;水平井口的油管压力比较高;水力喷射的管柱和水平井的井筒之间有很小的接触面积, 对管柱的起下非常方便。

3.2 裸眼封隔器分段压裂技术

裸眼封隔器分段分裂技术的工艺原理为:裸眼封隔器作为载体, 用封隔器来作为遮挡, 把各个水平井段之间分开, 以此来对卡封层段之间进行压裂的改造。在压裂改造结束以后, 通过投球来打开滑套, 形成一条通道连接上部的储层与油管, 滑套打开的同时会封堵下部改造过的层段, 然后依次进行循环, 实现多段压裂的改造。

在水平裸眼完井的条件下, 使用一次性的水平井遇油膨胀封隔器来对管柱进行分段的压裂, 来对柴油进行替换, 然后坐封起钻等待浸泡封隔器以及悬挂器, 逐级实现水平井裸眼的分段压裂。

4 结语

经过不懈的研究和技术攻关, 苏里格气田水平井分段压裂技术取得了非常大的进步, 气井的气体产量得到了显著的提高, 很大程度的提高了苏里格气田开发的经济效益。随着分段压裂的工艺技术不断地取得突破, 水平井分段压裂技术在气田上得到了广泛的应用, 然而为了进一步地提高气田开发的经济效益, 我们还需要不断地对长水平井的分段压裂技术进行探索和研究。

参考文献

[1]王烨炜, 李彦军, 杨昭勇等.苏里格气田水平井多段压裂技术[J].内蒙古石油化工, 2015 (15) :115-116.

[2]茌卫东.苏里格气田水平井开发分段压裂技术研究[D].西安石油大学, 2013.

水平井分段压裂新技术 第7篇

Q7平1井为石港构造阜二段深层薄层低渗透致密油藏, 该区块自然产能低, 一般需要采取储层改造措施;直井控制储量小, 产能递减快, 开发难度大, 常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制, 为此, 对Q7平1井, 根据水平段测、录井解释成果, 水平段设计分为6段压裂投产, 通过压裂来大幅度提高单井产量及储量动用率。

2完井方式

该井斜深3592米, 垂深2692米, 水平段591.68米。结合该井的油藏特点, 采用分段完井方式, 0~3000.32m采用7″套管, 引进了贝克休斯裸眼封隔器及滑套, 水平段采用41/2″套管+六级滑套+裸眼封隔器分段压裂工艺, 该工艺可以一次性放置到水平井裸眼井筒中并通过液压完成坐封, 压裂管柱采用31/2″N80-NU油管, 回接方式完成, 下深2440.59m。压裂通道的开启通过安装在衬管鞋里的球座来控制。

3压裂液选择

由于储层深, 施工管柱摩阻高, 储层温度较高, 致密砂岩, 长水平段等储层特性, 因此要求选择低摩阻、延迟交联, 耐高温、抗剪切能力强, 表面张力和界面张力低, 携砂能力强的压裂液。针对该井储层特点, 压裂层段温度98℃左右, 根据室内压裂液防膨、低伤害、防水锁携砂性能评价, 优选采用低伤害的羟丙基胍尔胶压裂液体系, 剪切速率170S-1下, 120min剪切粘度大于200m Pa.s;破胶剂使用胶囊破胶剂和过硫酸铵;破胶水化液粘度≤5m Pa s。

4支撑剂选择

根据Q12-2井压裂施工资料, 本区块延伸压力梯度为0.0188 MPa/m, 则闭合压力梯度在0.016MPa/m, 本井闭合压力按0.016MPa/m计算, 则该井闭合压力为43.7MPa, 采用陶粒作为压裂支撑剂, 提高裂缝导流能力;采用小粒径高强度的陶粒便于长距离携带。

通过支撑剂粒径、强度、裂缝导流能力与储层匹配性、支撑剂沉降等试验, 优选采用选择30-50目 (直径0.3-0.6mm) 高强度中密度陶粒 (69MPa) , 有利于提高导流能力。

5压裂设备选择

由于本井为裸眼分段压裂, 为保证起裂点和减少滤失, 施工排量采用5m3/min;施工压力为55.6-72.0M P a, 因此, 选择K Q1050型压裂井口, 井口限压95M P a, 施工过程中油套压差不得超过50MPa, 依此在现场确定平衡压力;根据水马力计算公式, Pw=Ps×Q×22.68计算出设计总功率为10773hp。施工设计最高泵压80Mpa以上, 施工不允许中途停机检修, 总施工时间超过4h的情况下, 泵车组的准备总功率不低于设计总功率的1.8倍, 即为19391hp。因此选择10台2000型压裂车。

6压裂施工

(1) 用清水配0.5%K L P-1防膨液80m3, 反洗井至进出口水质一致, 清洁井筒, 泵压4-5MPa, 排量600L/min, 返液80m3进泥浆池。

(2) 验证回接管柱的密封性:环空试压15MPa, 稳压15min, 压降为0。

(3) 正打压至31Mpa, 压力突降至0M p a, 打开最下部的压差滑套。试挤清水2m3。

(4) 安装全套采油树, 及放防喷管汇, 并加固。

在安装1050压裂井口时, 井口12根大螺栓上紧后, 用游标卡尺对上法兰和大四通之间的间隙进行测量, 保证四周间隙一致, 确保在高压时井口不刺不漏。

(5) 压裂施工:平均施工压力56M P a, 排量5.6 m3/m i n, 砂比5%-35%完成6段压裂, 共注入总液量1316.7m3, 加砂150m3。

(6) 关井:关井2小时待压裂液完全破胶。

(7) 放喷:按要求采用4-6mm油嘴控制放喷排液。

(8) 投产:排液结束后, 根据放喷情况, 进行下泵投产, 泵径∮44mm, 泵深1802.37m, 初期日产液49.8m3, 日产油20.6m3。

7结论

实施水平井分段压裂, 对油藏物性差、油层厚度薄、油层段相对集中的油藏区块具有一定技术优势, 即形成垂直裂缝, 增加垂向渗透率, 提高水平井产能;在多层层状油藏中, 垂直裂缝可将不同深度的不同产油层连接起来;多段压裂相当于多口直井, 从而大幅度提高控制储量, 实现有效开发。

摘要：江苏油田Q7断块为典型的低渗薄层低丰度油藏, 自然产能低甚至无产能, 一般需要采取储层改造措施;直井控制储量小, 产能递减快, 开发难度大, 常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制, 而实施水平井分段压裂, 可提高水平井产能, 从而大幅度提高非常规油气藏控制储量, 实现有效开发。

关键词：水平井,分段压裂,提高产能

参考文献

[1]万仁溥.采油工程手册 (下册) .石油工业出版社.2000

[2]俞绍诚.水力压裂技术手册.石油工业出版社.2010

[3]非常规油气井压裂施工设备配套推荐作法.Q/SH0442-2011

论水平井分段压裂的研究与探讨 第8篇

关键词：低渗透油田,水平井,分段压裂,研究,石油

对低渗透油田而言, 水力压裂改造是储层增产的重要手段。随着我国水平井钻井技术发展和建井成本的降低, 水平井开发效益在低渗透油田越来越明显。但是随着水平段长度不断增加, 水平井改造难度不断加大。在水平井段行程多条相互独立的人工裂缝改善渗流条件以提高单井产量已经得到了人们的普遍认同。

1 水平井分段压裂技术的现状

我国的低渗透油藏分布在46个油田, 探明储量9.44亿吨, 动用7.18亿吨, 未动用2.68亿吨, 采出程度12.5%, 采油速度0.51%, 单井日油3.3吨, 到了2009年的年产油量达到了366*10000吨。到了“十二五”期间将成为油田稳产上产的重要阵地。为了提高低渗透、特地渗透油藏储量动用程度和采收率, 利用水平井分段压裂在水平井段形成多条相互独立的人工裂缝以改善渗流的条件, 提高单井产能。国内外于20世纪80年代开始研究水平井的压裂增产改造技术, 在水力裂缝的起裂、延伸, 水平井压后产量预测, 水力裂缝条数和裂缝几何尺寸的优化, 分段压裂施工工艺技术和井下分隔工具等方面取得了一定的发展, 但是总体来说不配套、不完善, 尤其是水平井分段压裂搞糟工艺技术和井下分隔工具方面和实际生产需要之间还存在较大的差距, 有待进一步加大投入人力、物力攻关研究。

2 水平井压裂造缝机理

2.1 水平井压裂遭逢机理

水平井亚裂缝分为横向缝、轴向缝、水平缝, 不同裂缝的形成主要是取决于储层所受的应力状态。

横向缝:如果井筒和最下水平主力应力的方向, 此方向为沿着最小水平渗透率方向, 是平行关系的情况下就产生了横向缝。如图1所示。

轴向缝:如果水平井筒和最下水平井应力的方向, 此方向为沿着最大水平渗透率方向, 是垂直关系的情况下就产生了轴向缝, 如图2所示。

斜交裂缝:当井筒没有和最大、最小水平主应力的方向相同时, 就产生了斜交裂缝。如图3所示。

2.2 我国水平分段压裂推荐裂缝参数

我国分段裂缝配置的优化主要内容:裂缝条数、裂缝间距、裂缝规模及其裂缝参数。我国水平井分段压裂裂缝优化配置推荐参数如下:

(1) 井身轨迹沿着最小主应力方向。

(2) 水平段长段不小于300米到500米, 如果在允许的情况要尽可能的长。

(3) 压裂分段数不小于3段到5段, 对于井段较长的, 可以采用分段压裂分布投产。

(4) 压裂裂缝长度要小于50米。

(5) 裂缝导流能力要在0.5-1.0u㎡·m

(6) 建议相应加砂规模:每条裂缝不小于1m3/m产层 (对于厚度10m的产层, 压裂5段缝, 应不小于50m3支撑剂) 。

3 水平井分段压裂的研究与探讨

我国对于薄储层、低渗透、稠油油气藏以及小储量的边际油气藏等, 水平井是目前最好的开发方式。由于受到了低渗透储层地质条件的限制, 低渗透储层水平井只能通过压裂改造, 才能取得良好的增长效果, 所以对于水平井分段压裂改造技术的研究是及其重要的。

3.1 裂缝数目的优化

水平井的开发效益受到水平井裂缝数目的影响。针对我国低渗透、低压的地质特征, 在油藏评价和压后产量预测的基础上, 建立了裂缝数目优化的模型, 为水平井优化的增产潜力。提高最终采收率, 累积产量和时间以及裂缝数目的关系。对于水泥固井、设孔完井、水平段长度在300米左右的水平井, 最佳裂缝数目是4条到5条。按照我国水平井井身结构、地址特点和水平井井组注采对应关系, 避免缝间干扰和避开水线推进方向的原则, 优化缝间距为50米到80米。

3.2 水平井筒支撑剂沉降规律和填砂冲砂实验

随着我国水平井压裂工艺技术应用的不断增多, 其相关知识基础理论研究也在不断的完善。为了能够更好的解释水平井筒支撑剂的沉降规律, 确保施工安全, 顺利的进行, 对于0.5毫米到0.8毫米石英砂在不同介质的临界沉降速度进行测定, 可以看出影响支撑剂沉降的因素主要有:管径、砂比、流体粘度。0.5毫米到0.8毫米石英砂在胍胶交联液中的30%砂比时临界沉降速度为1.46m/s, 这样可以计算出最低泵注排量为1.1立方米/min。

3.3 施工参数优选

施工参数主要是指施工顺序进行和取得好的增产效果的保证, 因此施工参数的选择也是要根据油层的特点和裂缝的几个尺寸确定的。对于三叠系低渗储层水平井, 井压裂优化设计:分段压裂平均砂比是30%--40%, 末期砂比可以达到50%以上。

对于水平井压裂施工排量的选择不同于直井, 选择的时既要保证裂缝几何尺寸的要求, 也要保证水平井筒不沉砂、不砂堵, 施工排量为2.0到3.0立方米/min。水平井压裂裂缝长度和压裂的规模设计要综合考虑油层物性以及注水井位置, 尽可能的利用水平井的特点和单井控制储量, 所以一般水平井设计缝长为100米到120米。

4 结束语

综上所述, 本文简要的对我国水平井分段压裂技术的进行了简要的分析。由于我国经济的发展和社会的进步, 各行各业的发展都需要石油产品的支撑, 因此, 应加大对我国低渗透、超低渗透油田的开发, 目前在对我国低渗透、超低渗透油田的开发中, 水平井分段压裂技术是主要的开发方式, 也是增加单井产量的良好手段, 所以加快我国水平井分段压裂技术的各项技术攻关, 提高水平井使用的可靠性, 实现我国石油产量的增加, 缓解我国石油能源危机。

参考文献

[1]郑莎莎.水平井分段压裂新进展[J].中国石油石化, 2010年第10期