多级压裂水平井

2024-08-11

多级压裂水平井（精选五篇）

多级压裂水平井篇1

多级压裂水平井是低渗透特别是致密储层增产的重要措施,水力压裂产生的多条裂缝,可以改善近井带的渗流方式,增加油气渗流通道。实验证明,水力压裂形成的裂缝导流能力随时间是不断变化的[1,2,3]。目前大多数多级压裂水平井的产能公式都没有考虑裂缝导流能力随时间的变化[5,6,7]。本文在推导无限大地层水平井多级压裂产能公式的基础上考虑了裂缝导流能力随时间的变化,并且对比了考虑和不考虑裂缝导流能力时变性对多级压裂水平井生产动态的影响。

1 多级压裂水平井产能公式

根据无限大地层任意一点的压降公式,将水平井多级水利裂缝划分成n个点汇,根据势叠加原理,建立考虑裂缝干扰的多级压裂水平井产能公式[4]。

模型假设:①上下边界封闭,等温非稳态渗流,忽略重力影响;②单相流体,符合线性渗流规律;③裂缝穿透产层,裂缝垂直于井筒;④流体通过裂缝流入井筒;⑤不考虑流体由基质直接流入井筒。

1.1 地层任意一点压降

无限大地层任意一点的压降公式:

$\begin{array}{l} Ρ_{i} - Ρ (x, y, t) = \frac{q μ B}{4 π Κ h} {- E_{i} \times \begin{array}{l} \end{array} \\ [- \frac{(x - x_{0})^{2} - (y - y_{0})^{2}}{4 η t}]} (1) \end{array}$

式(1)中:Pi—原始地层压力, Pa;P(x,y,t)—t时刻平面上点(x,y)处的地层压力, Pa;q—点汇的体积流量, m3/s;x0, y0—点汇坐标; μ-原油黏度, Pa·s;B—地下原油体积系数, 无因次; Ei—幂积分函数;η—导压系数, 109D/s;K—渗透率, mD;h—地层厚度, m。

1.2 多级压裂水平井产能公式

将多级压裂水平井裂缝两翼分别分成n等份,如图1所示,每一等份看成一个点汇,根据复位势叠加原理,可得N条裂缝同时生产时地层中任意一点的压降:

$\begin{array}{l} Ρ_{i} - Ρ (x, y, t) = \\ \sum_{i = 1}^{Ν} {\sum_{j = 1}^{n} \frac{q_{f l i j} μ B}{4 π Κ h} \times \\ {- E_{i} [- \frac{(x + \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n} x_{f l i}))^{2} + (y - y_{f i})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{q_{f r i j} μ B}{4 π Κ h} {- E_{i} - \frac{(x - \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n} x_{f l i}))^{2} + (y - y_{f i})^{2}}{4 η t}}} (2) \end{array}$

式(2)中:qflij,qfrij—分别为第i条裂缝左右两翼上第j小段的流量;xfli,xfri—分别为第i条裂缝左右两翼的裂缝半长。

将左右两翼裂缝尖端坐标分别代入式(2),求得裂缝尖端平均压力:

$\begin{array}{l} Ρ (x_{f i}, y_{f i}, t) = \\ \frac{Ρ_{f L i} + Ρ_{f R i}}{2} = Ρ_{i} - \frac{1}{2} \sum_{k = 1}^{Ν} {\sum_{j = 1}^{n} \frac{q_{f l k j} μ B}{4 π Κ h} \times \\ {- E_{i} [- \frac{(- (1 - \frac{1}{2 n}) x_{f l i} + \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n}) x_{f l k})^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{q_{f r k j} μ B}{4 π Κ h} {- E_{i} [- \frac{(- (1 - \frac{1}{2 n}) x_{f l i} - \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n} x_{f r k}))^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{q_{f l k j} μ B}{4 π Κ h} {- E_{i} [- \frac{((1 - \frac{1}{2 n}) x_{f r i} + \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n}) x_{f l k})^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{q_{f r k j} μ B}{4 π Κ h} {- E_{i} [- \frac{((1 - \frac{1}{2 n}) x_{f r i} - \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n} x_{f r k}))^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]}} (3) \end{array}$

裂缝尖端到井底的流动可近似为平面径向流,并考虑裂缝表皮系数的影响,其渗流过程可表示为:

$\begin{array}{l} Ρ (x_{f i}, y_{f i}, t) - Ρ_{w f i} = \\ \frac{q_{f i} μ B}{2 π k_{f i} ω_{i}} (\ln (\frac{\sqrt{\frac{(x_{f l i} + x_{f r i}) h}{π}}}{r_{w}}) + s) (4) \end{array}$

假设裂缝底部压力都等于井底流压,Pwf1=Pwf2=…=Pwf,将式(3)、式(4)耦合,可得流体由油藏到裂缝、再由裂缝到水平井筒的整个流动过程的压降表达式。

$\begin{array}{l} Ρ_{i} - Ρ_{w f} = \\ \frac{1}{2} \sum_{k = 1}^{Ν} {\sum_{j = 1}^{n} \frac{\frac{x_{f l k}}{n (x_{f l k} + x_{f r k})} q_{f k} μ B}{4 π Κ h} \times \\ {- E_{i} [- \frac{(- (1 - \frac{1}{2 n}) x_{f l i} + \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n}) x_{f l k})^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{\frac{x_{f r k}}{n (x_{f l k} + x_{f r k})} q_{f k} μ B}{4 π Κ h} \times \\ {- E_{i} [- \frac{(- (1 - \frac{1}{2 n}) x_{f l i} - \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n} x_{f r k}))^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{\frac{x_{f l k}}{n (x_{f l k} + x_{f r k})} μ B}{4 π Κ h} \times \\ {- E_{i} [- \frac{((1 - \frac{1}{2 n}) x_{f r i} + \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n}) x_{f l k})^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]} + \\ \sum_{j = 1}^{n} \frac{\frac{x_{f r k}}{n (x_{f l k} + x_{f r k})} q_{f k} μ B}{4 π Κ h} \times \\ {- E_{i} [- \frac{((1 - \frac{1}{2 n}) x_{f r i} - \frac{1}{2} (\frac{2 j - 1}{n} x_{f r k}))^{2} + (y_{f i} - y_{f k})^{2}}{4 η t}]}} + \\ \frac{q_{f i} μ B}{2 π k_{f i} ω_{i}} (\ln (\frac{\sqrt{\frac{(x_{f l i} + x_{f r i}) h}{π}}}{r_{w}}) + s) (5) \end{array}$

2 考虑裂缝导流能力时变性的多级压裂水平井产能公式

水平井多级压裂后形成的裂缝导流能力随时间是不断变化的,目前大多数学者建立压裂水平井产能公式时都没有考虑裂缝导流能力随时间的变化。室内实验研究表明,水力压裂裂缝导流能力与时间在半对数坐标上呈直线下降,无因次裂缝导流能力随时间的关系可以由下式表示:

$\begin{array}{l} F_{C D} = F_{C D 0} [1 - β \lg (t + 1)] (6) \\ R_{C D} = 1 - β \lg (t + 1) (7) \end{array}$

式中:FCD0—初始时刻裂缝无因次导流能力;FCD—t时刻裂缝无因次导流能力;β—与实验条件相关的系数;RCD—相对导流能力。

某油田裂缝导流能力随时间的变化曲线(图2),回归可得β=0.27。实验表明,裂缝导流能力在一定时间内下降很快,超过这个时间导流能力逐步稳定。

由式(6)可得裂缝导流能力为:

$Κ_{f} w = Κ_{f} w_{0} [1 - 0.27 \lg (t + 1)] (8)$

式(8)中:Kfw0—初始裂缝导流能力,D.mm;t—时间,d。

考虑裂缝导流能力随时间的变化,将裂缝导流能力随时间变化的关系式(8)代入式(5),可得考虑裂缝导流能力时变性的压降。

3 模型求解

计算考虑和不考虑裂缝导流能力时变性的多级压裂水平井生产动态。模型参数取油藏厚度10 m,原始地层压力42 MPa,井底流压36 MPa,地层孔隙度0.17,地层渗透率0.003 5 Dc,压缩系数0.000 205 0.1 MPa-1,原油黏度1.59 mPa·s,原油体积系数1.21,原油密度738 kg/m3水平井长度600 m,裂缝条数6,裂缝半长100 m,井筒半径0.124 m,生产天数365 d。

分析日产油量变化规律(图3),可见在定井底流压生产条件下,考虑和不考虑裂缝导流能力时变性的日产量都随时间降低。考虑裂缝导流能力时变性的产能比不考虑裂缝导流能力时变性的产能明显要低。

分别绘制考虑和不考虑裂缝导流能力时变性的等势线分布图,由图4和图5可以看出,不考虑裂缝导流能力时变性,裂缝导流能力一直保持一个定值,井底压力变化快,等势线分布密集。考虑裂缝导流能力时变性,裂缝导流能力随时变不断变小,井底压力变化越来越慢,等势线分布较稀。

由此可见,对于水平井的多条压裂裂缝,其导流能力随时间是不断变化的,对压裂水平井的生产动态具有很大影响,所以在研究多级压裂水平井的生产动态时不能忽略裂缝导流能力时变性的影响。

5 结论

(1)推导了无限大油藏水平井多级压裂考虑裂缝导流能力时变性的产能计算公式。

(2)对比了考虑和不考虑裂缝导流能力时变性水平井产能的变化规律,可见考虑裂缝导流能力时变性的产能明显比不考虑裂缝导流能力时变性的产能低。

(3)绘制了考虑和不考虑裂缝导流能力时变性的等势线分布图,可见考虑裂缝导流能力时变性后等势线分布较稀,井底压力变化较慢。

(4)水利压裂裂缝导流能力随时间是不断变化的, 并且对水平井生产动态具有显著影响, 所以研究多级压裂水平井生产动态时不能忽略裂缝导流能力时变性的影响。

摘要：应用复位势理论、势叠加原理推导了无限大地层水平井多级压裂的产能公式。并且考虑了裂缝导流能力随时间变化对产能的影响。对比了考虑和不考虑裂缝导流能力时变性的产能变化规律。绘制了考虑和不考虑裂缝导流能力时变性的等势线分布图。可看出对多级压裂水平井,裂缝导流能力随时间变化对产能具有很大影响。

关键词：压裂水平井,变导流能力,复位势理论,势叠加原理

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浅谈水平井压裂工艺技术篇2

水平井压裂原理

水平井的压裂设计与直井的稍有不同，强调要全面合理地考虑各种影响因素，如岩石力学性质、储层流体性质、压裂前后的储层性质等。压裂水平井时，裂缝的起裂方向取决于井筒与最小主应力方向的关系；当井筒轴线与最小主应力方向平行时，产生了横向裂缝；当井筒轴线与最小主应力方向垂直时，产生了纵向裂缝；当井筒轴线与最小主应力方向既不是0€啊⒁膊皇?0€笆保虿牧逊炜赡苁欠嵌暮蚐形的。若产生的裂缝是横向裂缝，裂缝与井筒间的无效接触会产生拟表皮效应，造成裂缝与井筒之间的附加压降，直接影响产能。但横向裂缝也具有两个明显的优点，一是产生一条以上的裂缝；二是能获得较大的泄油面积。若产生的裂缝是纵向裂缝，产能增加不明显；但当无因次导流能力低或水平井段的长度与油层厚度比较高时，纵向裂缝能增加水平井的产能。

利用水力压裂产生纵向裂缝的方法，是一种有效地用于酸无效地层、水敏地层消除地层损害或增大油藏渗透率的补救处理方法。这是因为纵向裂缝有以下几个优点，一是与井筒的接触面积大，不需要较高的近井筒；二是纵向裂缝不像横向裂缝那样受流量收敛作用的影响；三是在一个补救情况中，无需辨别最小主应力方向；纵向裂缝诱生不用知道精确的最小主应力方向就可完成；四是它有一个相当短的穿透深度，故容许用于它的设计的油藏渗透率误差更大一些；五是在强化处理作业是消除井筒损害或消除垂向渗透率污染时，纵向裂缝与井筒的接触面积更大，减少了流量收敛影响，能更好的完成上述任务。

水平井压裂工艺技术

·水平井多裂缝同时压裂技术

目前，在对水平井进行多裂缝同时压裂时一般都采用限流法压裂。在对多区段进行压裂处理时，应利用限流控制技术控制各压裂区段的液体和支撑剂的吸入量。限流压裂是通过严格限制射孔炮眼的数量和直径，并采用尽可能大的注入排量施工，用最先被压开部位的炮眼限流，一次性压开欲压裂的全部裂缝。在进行实际压裂处理之前，应使每个压裂液入口处的每组孔眼解堵，并确定注入速度。为了完成这种作业，使用了一种双跨式封隔器，该封隔器可提供在压裂液离开油管之后和进入射孔孔眼之前的最小摩阻阻力。该作业对同时进行多入口水力压裂处理是相当重要的。该作业应确保所有的入口获得等量的压裂液和支撑剂。同时，还需要计算管子的摩阻，确定是否可以达到同时有效地处理多区段的排量，而又不会危及套管或油管。

·水力喷射加砂分段压裂技术

水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井中进行加砂压裂,也可以在套管井上进行,施工安全性高,可以用一趟管柱在水平井中快速、准确地压开多条裂缝,水力喷射工具可以与常规油管相连接入井,也可以与大直径连续油管(60.3 mm)相结合,施工更快捷,国内外已有数百口井用此技术进行过酸压或加砂压裂处理。

·新型低伤害化学暂堵胶塞分段压裂技术

新型伤害化学胶塞应采用低浓度成胶剂,成胶后强度高,封堵已压层段不用填砂,成胶与破胶时间可控,压后可彻底破胶水化,施工结束后无需冲砂或钻塞等作业,直接排液求产,对地层伤害小。

·定点分段多级封隔器分段改造完井技术

既可以用于裸眼井,也可以用于水泥完井。封隔器是遇烃膨胀封隔器。喷砂器使用的是滑套喷砂器。比如压裂四层,就在一趟管柱上把四层所需要的封隔器(8套)连接下到位,第一层采用普通喷砂器,后三层采用滑套喷砂器,压完第一层后打开上一层的滑套喷砂器压上层,这样也能实现分层压裂。最多可以对10个层进行不动管柱的分压处理。

·高性能压裂液与支撑剂技术

由于水平井压裂施工周期较长，要求压裂液低伤害或无伤害。为适应长期关井降低伤害的要求，水平井压裂液应加强超低表界面张力技术、无滤饼或滤饼可降解滤饼技术等研究。近年来，国外支撑剂回流控制技术不断完善，包胶支撑剂的适应能力、应用范围和性能指标也在不断提高。正在开展低密度支撑剂、纤维与热塑膜覆膜等技术研究开发。

（贾保奎，马晓伟单位：长庆油田分公司第五采油厂；延婷单位：长庆油田分公司第三采油厂）

多级压裂水平井篇3

CO2吞吐是一种改善复杂油藏开发效果的有效方法[1—3], 主要应用于小断块油藏和稠油油藏, 针对致密油藏多级压裂水平井的应用还不多见, 其影响因素还不明确, 潜力评价方法也不成熟。CO2吞吐的作用机理主要为降低原油黏度、使原油体积膨胀、萃取及溶解气驱等, 每一种机理的作用效果与油藏特征、流体性质和注采条件等有关[4—9]。如果注采参数不合理, 容易对吞吐效果造成不利影响。现以B油田为研究对象, 针对致密油藏特点, 分析了多级压裂水平井CO2吞吐效果的影响因素, 建立了CO2吞吐潜力评价模型, 提出了预测CO2吞吐潜力的新方法。

1 CO2吞吐影响因素分析

影响CO2吞吐的因素主要有两类:第一类是油藏本身特征, 包括原油黏度、油藏深度 (压力) 、地层渗透率等。第二类是注采工艺与操作参数, 包括注入速度、井底流压、焖井时间等。现主要针对周期注入量、井底流压、注入速度和焖井时间进行影响因素分析。采用CO2换油率作为方案评价标准, 其中CO2换油率指注入1 t CO2增加的产油量。

1.1 转吞吐时机

注CO2吞吐提高采收率的主要机理是CO2在原油中具有很强的溶解扩散能力, 从而降低原油黏度和密度, 使原油体积膨胀;这一作用机理与地层压力息息相关。衰竭开采时间长短决定了转吞吐时地层压力水平, 这直接影响了CO2溶解扩散能力的大小。

1.2 周期注入量

周期注入量是指一个吞吐周期内向油层注入的气量, 主要受油藏岩石及流体性质的影响。已有文献结果表明[4], CO2注入量越大, 增油量越多。

1.3 注入速度

注入速度是影响CO2吞吐的主要因素之一, 一般认为注入速度越大, 越容易形成指进, 有利于CO2进入油藏深部, 从而溶解更多的原油, 但是每口井的注入速度应该控制在油藏的注入压力范围以内。

1.4 焖井时间

CO2注入地层后, 需关井一段时间, 焖井时间的大小对CO2吞吐效果有明显的影响, 对于超低渗透油藏所需的最佳焖井时间明显提高, 这是由于对于极低渗透率而言, CO2进入油藏深部需要的时间更长, 若焖时间较短CO2不能与地层原油充分接触, 其降粘、使原油体积膨胀和溶解气驱的作用不能充分发挥。若关井时间太长, 导致CO2向油藏边界扩散从而影响到油井近井区的能量储存, 所以要选择合适的焖井时间。

2 CO2吞吐潜力评价模型

从上述影响因素分析可以得出, 超低渗透油藏CO2吞吐是一项复杂的工程, 利用多级压裂水平井进行吞吐开发效果是地质、开发参数共同作用的结果, 而且各参数相互之间关系复杂, 存在交互作用。笔者根据B油田开发区块的地质开发资料, 利用Eclipse建立典型模型, 模拟了不同影响因素水平下的CO2吞吐效果, 在此基础上利用响应面方法建立了CO2吞吐潜力评价模型, 该模型能够综合考虑各参数对CO2吞吐效果的影响。

2.1 模型建立

首先建立单井CO2吞吐的地质模型。根据B油田实际测井资料数据, 建立地质模型, 建立模型长度为1 200 m、宽度300 m;平面上采用非等距网格加密 (1×7×2) , 即裂缝附近网格密, 远离压裂裂缝网格疏, 最小网格步长1 m, 最大网格步长10 m;其他未加密网格均为30 m。纵向上共划分32个小层, 根据油藏实际, 建立了隔夹层。最终建立的模型共有103 963个网格。有关油藏的具体参数见表1, 建立的模型如图1所示。

油-水相对渗透率曲线和油-CO2相对渗透率曲线由室内实验得到。根据油藏实际, 模拟考虑渗透率的应力敏感性和水平井井筒中的流动对生产的影响。

2.2 代理模型方法

数学模型可分为经验模型和机理模型, 代理模型属于经验模型。代理模型在数学上就是对一些离散数据进行拟合的数学模型, 它是由小样本的实验数据, 通过回归分析而得到变量与响应之间的函数关系。代理模型的建立主要包含两方面, 一是试验设计方法, 二是模型的近似方法。常用的试验设计方法有全析因设计、正交设计、中心复合试验设计、均匀试验设计、Box-Behnken设计、拉丁超立方方法等[10], 现采用的试验设计方法是Box-Behnken设计, 它的特点是试验次数相对较少, 试验点分布均匀。利用近似方法可对离散数据进行拟合, 常用方法有多项式响应面模型、径向基函数模型、Kriging模型、人工神经网络模型等。现采用多项式响应面[11]模型, 多项式响应面模型是多学科设计优化中最为常用的一种代理模型, 具有良好的连续性和可导性, 能较好的去除数字噪声的影响, 极易实现寻优。其基本数学表达式为

式中, xi是m维自变量x的第i个分量, β0, β, βij是未知参数, 将它们按照一定次序排列, 构成列向量β, 求解多项式拟合模型的关键就是求解向量β。

2.3 试验设计

根据B油田实际储层物性确定各因素的条件范围, 按照四因素三水平, 采用响应面软件Design Expert 8.0的BBD方法设计25组试验, 利用Eclipse建立的模型, 模拟了每组参数水平下的CO2吞吐效果。表2为试验影响因素及水平, 表3为试验方案及结果。

2.4 试验结果与分析

表4和表5分别为Design-Expert 8.0给出的CO2吞吐效果与各影响参数间关系的拟合模型的方差分析对比和相关系数结果。

*建议采用2次方模型。

从表4不同模型方差分析的对比结果可以看出, 二次方程模型的F值 (F值是F检验的统计量, 即组间和组内的离差平方和与自由度的比值) 最大, 拟合效果要好于其他模型。表5对能够拟合数据的各种多项式模型的复相关系数、均方差和偏差平方和的结果进行了比较, 三次多项式的标准偏差最小且R2最大, 但总的预测残差平方和最大, 所以不选择, 综合比较结果来看, 二次多项式模型的预测残差平方和最小, 拟合精度较高, 所以选择二次多项式模型作为预测CO2吞吐潜力的响应面模型。

根据选用的二次多项式模型回归出评价CO2吞吐潜力的响应面模型为

式中, R为换油率, t/t;A为衰竭开采转吞吐时的生产时间, 月;B为周期注入量, t;C为注入速度, t/d;D为焖井时间, 月。

利用该公式可以预测B油田的CO2吞吐潜力, 此方法计算简单, 可用于现场预测CO2吞吐潜力。

3 结论

(1) 通过注气参数因素与CO2吞吐效果关系的分析, 得出了各因素对超低渗透油藏CO2吞吐效果的影响规律。

(2) 利用Eclipse建立典型模型, 模拟了不同影响因素水平下的CO2吞吐效果, 在此基础上利用响应面软件设计试验, 回归了多级压裂水平井的CO2吞吐潜力评价模型。

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多级加砂压裂工艺的应用及评价篇4

1.1 基本原理

多级加砂是将设计的总砂量通过合理的多次泵注加入油层, 第一级压裂完后停泵, 等待支撑剂沉降、裂缝闭合, 然后进行下一级压裂, 逐级铺置, 在压裂过程中先低排量泵注前置液及低粘混砂液, 在近井裂缝内形成砂堤, 然后瞬间提高泵注排量, 同时在保证不发生砂堵的前提下, 逐步提高砂比, 直至达到充分改造油层的目的。

每一级压裂形成的支撑剂砂堤, 可为下一级压裂提供一定应力遮挡, 有以下两个方面的作用:一是控制压裂液流向, 迫使支撑剂向上铺置, 提高油层上部裂缝导流能力;二是改变地应力状态控制缝高扩展, 增加裂缝长度。

1.2 多级加砂适用范围

适用多级加砂压裂的油层需要满足以下两点:

(1) 油层连续, 厚度大 (≥15m) 。厚度小的油层, 一般情况下常规压裂就能达到预期效果。

(2) 油层无明显隔夹层。层内隔夹层较为明显的可以采用分层压裂工艺;但无明显隔夹层的储层因不具备分压条件, 而常规压裂时存在两个问题:一是由于支撑剂沉降难以实现油层纵向上的充分动用;二是厚层缝高难以控制, 影响裂缝长度。

2 工艺参数优化

多级加砂压裂工艺的关键在于注入级数、加砂模式、注入排量等参数的设定。

2.1 注入级数

注入级数是该工艺的关键参数, 如果级数少, 达不到充分改造油层的目的;如果级数多, 则成本上升。油层厚度越大、渗透率越低, 需要注入的级数越多。长庆油田油气院通过软件模拟方法, 在陕北区块对注入级数与油层厚度、渗透率之间的关系进行了模拟, 模拟参数见下表1。

从上表可知:

(1) 油层厚度在15m以上, 渗透率K≤2.5*10-3μm2时采用多级加砂压裂, 油层厚度越大, 级数越多;

(2) 油层厚度在15m以下的采用常规加砂, 厚度在15m-30m之间的采用二级加砂注入, 在35m-50m之间的采用三级加砂注入。

2.2 加砂模式

注入级数确定以后, 需要对总砂量进行优化分配。因前一级压裂后地层中进入大量的胍胶压裂液, 对人工裂缝起到了一定润滑作用, 降低了后一级压裂时液体滤失量, 同时由于第一级加砂后, 裂缝中铺有砂子, 在裂缝底界面形成一个低渗或不渗透的人工隔层, 二级携砂液进入裂缝时, 它将限制或阻止压力向下部传递, 有利裂缝向上、向前延伸, 后一级压裂时只需更少的支撑剂量即可超过前一级缝长。因此, 多级加砂的加砂量按照由大到小分配的方案优。图2是油气院模拟单级加砂规模对产量的影响曲线。

2.3 注入排量

在压裂施工过程中, 前期排量, 尤其是前置液阶段, 小排量注入对缝高延伸具有较大的控制作用, 而后期提高排量则有利于提高砂比, 形成楔形的砂堤, 对裂缝进行有效支撑。 (图3是模拟注入排量与缝高、近井筒缝宽的关系曲线) 因此多级加砂的排量应该是由小到大为优, 有利于形成有效裂缝。

3应用效果

多级加砂压裂工艺在元196长9区块和安83长7区块应用较广, 现就这两个区块作效果分析。

3.1 元196长9区块

元196区长9层是2012年新发现区块, 初期多采用常规压裂, 由于试油、试采产量较低;后期根据该区油层连续, 厚度大 (≥15m) 的特性, 及时调整了措施方案, 推广应用了二级加砂压裂, 效果显著。试油平均单井日产油24.3t, 日产水1.9m3;投产第一个月平均单井日产油3.2t, 第二个月平均单井日产油4.1t, 第三个月平均单井日产油4.3t。目前平均单井日产油3.8t, 较常规压裂井高1.4t。

表3、表4是常规压裂和二级加砂压裂井的物性参数、试油产量和投产产量对比表, 可以看出, 多级加砂压裂在元196区块应用效果显著。

3.2 安83长7区块

针对安83区块长7储层部分井油层连续、厚度大的特点, 2011年在此区块推广应用了二级加砂压裂工艺, 取得了一定改造效果。投产三个月后平均单井产量较常规压裂井高0.4t。

对比安83区块和元196区块试油综合数据:多级加砂在安83区块应用效果不及元196区块显著, 其主要原因在于安83区块油层致密, 孔隙度和渗透率低, 另外其微裂缝较发育, 注水不见效, 投产后产量下降较快。

4 经济评价

根据油田公司下发的试油压裂指导价:常规压裂一口井6.5万/层, 多级加砂压裂时, 费用按单层次工作量计算, 在此基础上, 每增加一级, 试油队增加3500元, 压裂队增加1.8万元。也就是说, 在砂量一定的情况下, 多级加砂每增加一级, 费用是在常规压裂的基础上增加2.15万元, 其费用较分层压裂低得多。结合其压裂效果, 多级加砂压裂工艺有较好的经济实用价值。

5 结论

多级加砂压裂工艺在我厂元196区块和安83区块已得到推广应用, 整体提高了厚油层的单井产量, 同时也丰富了低渗透油藏压裂改造技术, 值得我们继续在其它不同区块的连续厚油层试验应用。

摘要：长庆油田三叠系油藏为典型的砂岩岩性油藏, 油层厚度较小, 长期以来, 压裂改造以实现长缝为目标, 并且由于油层厚度小通常需要配合采用控缝高工艺, 以保证缝长并在储层内形成有效支撑。随着勘探开发的深入钻遇厚度大的油层, 对于该类储层, 在适用范围内可以采用多级加砂压裂工艺。多级加砂压裂是以控制裂缝纵向延伸、增加裂缝长度、提高裂缝导流能力为目的, 对低渗厚油层有较好的增产效果。

多级压裂水平井篇5

一、固井分段压裂技术

1. 工艺原理

工艺原理:该技术是在套管固井完井、完井管柱预制多级滑套、先进行固井施工, 压裂时第一级滑套通过压力打开, 在完成第1个目的井段压裂施工后, 后续滑套通过不同尺寸密封球依次打开并进行压裂施工。在井筒内沿着水平井眼的方向, 根据油藏物性和储层特征, 在储层物性较好的几个或更多水平段上, 采用该技术措施严格控制起裂点位置同时压开3-5段水平段油层。

2. 技术特点

定点压裂, 改造针对性强;固井、压裂一体化管柱, 不需额外射孔;固井后, 井壁稳定性好, 可满足后期重复措施;球座钻除后, 实现全通径;套管作为压裂管柱, 减少摩阻, 降低地面施工压力;后期出水层段可以通过关闭滑套堵水;无悬挂封隔器、裸眼封隔器等工具, 操作可靠、成本低。

3. 主要工具

投球滑套:可以通过专用工具打开或关闭, 实现隔离水层、分层开采等工艺。如后期油井出砂等情况导致球座堵死, 可通过磨铣球座达到井筒内全通径。球和球座均为易钻材质, 每个球座钻磨时间约30min。

压力滑套:通过将一两个破裂盘暴露在内部套管压力下, 以击破破裂盘, 打开阀门。设计两个相对放置的破裂盘, 提供备份, 确保一个破裂盘始终布置在水平井眼的高侧。破裂盘的工作压力可高达100MPa。破裂盘压力值=固井过程破裂盘处最大静液柱压力+固井最大碰压压力+安全余量.

二、施工步骤

1. 固井施工

根据测井数据和地质要求, 确定压裂段数和压裂滑套位置;双扶正器通井, 215mm钻头+210螺旋扶正器+208螺旋扶正器+加重钻杆+钻杆;根据固井设计计算破裂盘压力值;按照完井设计下入浮鞋、浮箍、压裂滑套等完井工具;按照固井设计, 固井作业;水泥侯凝;测声幅、套管试压。

2. 压裂施工

替浆、装完采油树后套管内打压打开爆破阀;通过爆破阀进行第1级压裂;第1级顶替中, 投入第1个球打开第1级球座阀进行第二级压裂;按顺序完成第3-5级压裂;第1-5级同时进行返排, 试油。

三、现场应用

大港油田2011年研发的多级滑套固井分段压裂技术, 主要应用在叶三拔油田叶21断块、滨海一区滨深8断块、板桥油田滨85断块等复杂难采区块, 在井筒内沿着水平井眼的方向, 根据油藏物性和储层特征, 在储层物性较好的几个或更多水平段上, 采用该技术措施严格控制起裂点位置同时压开几个或更多水平段油层。该工艺目前在大港油田应用9口井, 通过该技术的成功规模化应用有效解决了低渗透储层水平井开发效果。

结论及建议

(1) 多级滑套固井分段压裂工艺不需额外射孔;套管作为压裂管柱, 减少摩阻, 降低地面施工压力;操作可靠、成本低。

(2) 多级滑套固井分段压裂工艺的成功应用, 为致密低渗透储层的压裂改造开发提供技术一种有效的技术手段。

(3) 多级滑套固井分段压裂工艺可以实现3到5级分段压裂施工, 针对低渗透的储层特点, 对更多级的压裂建议引进先进的压裂工艺, 如连续油管拖动压裂技术、多簇射孔+可钻桥塞分段压裂技术等, 为压裂工艺的持续优化和进一步上产提供技术保障。

参考文献

[1]KAMPHUIS H, ARETZ R, NITTERS G, et al.Multiple frac-ture stimulations in horizontal open hole wells-the example of wellboetersenZ9, Germany[R].SPE50 609, 1998.

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