分段压裂

分段压裂（精选八篇）

分段压裂 篇1

滑套式水力喷射分段压裂工艺是基于定点水力喷射基础上研发的。滑套式水力喷射压裂工艺可以实现多层压裂, 且无须拖动管柱, 只需按顺序逐级投入由小到大阀球。操作简单、施工周期短、造缝位置准确、作业成本低, 避免了机械封隔器分段压裂时可能带来的封隔器卡阻问题, 适用于大部分水平井和直井分层段压裂, 对于已射孔、井段大、无隔层压裂井改造非常有针对性。目前压裂公司已在辽河油区内外成功施工了6口井 (4口直井、2口水平井) , 效果显著。

2 技术原理

滑套式水力喷射是将水力喷射和打滑套分层技术相结合的一门工艺技术。

水力喷射由油管及环空挤压共同完成。通过安装在施工管柱上的水力喷射工具, 高压能量转换成动能, 产生高速射流冲击 (或切割) 套管和岩石, 在地层形成一个 (或多个) 喷射孔道, 完成水力射孔。高速流体的冲击作用在近井地带产生微裂缝, 裂缝产生后环空增加一定压力使产生的微裂缝得以延伸, 实现水力喷射压裂。同时由于喷嘴出口周围流体速度最高, 其压力最低, 故流体会自动泵入裂缝而不会流到其它地方。环空的流体也会在压差作用下进入射流区被吸入地层 (图1) 。

滑套式水力喷射分段压裂工艺是基于水力喷射基础上研发的。在喷枪内安置滑套, 由销钉固定。从油管投入钢球, 销钉在一定压差下剪断, 滑套打落, 喷嘴露出, 同时钢球落入球坐, 封堵下层, 然后进行水力喷射。

3 技术优势

(1) 水平井或直井多段压裂不用封隔器或桥塞等隔离工具, 可实现自动封隔, 施工风险小且操作简便。

(2) 利用滑套式喷射器实现不动管柱喷射压裂工艺, 一次管柱可进行多段压裂, 只需按顺序投入直径由小到大阀球, 每次打开相应喷射层的喷射器, 多段压裂施工周期短, 经济安全, 且有利于降低储层伤害。

(3) 可用于裸眼、套管、筛管等多种完井方式。

(4) 无需单独射孔作业, 实现了射孔、压裂一次完成, 比传统压裂工艺节省了作业工序。

4 现场应用

4.1 储层评价

射孔井段跨度65.3m, 多处有小夹层 (累计25m/14层) , 各小层物性差异大。

4.2 方案优选

假设方案一:采用封隔器分层压裂。该井无有效岩性遮挡层 (全是粉砂岩) , 且已射孔, 无法控制启裂点, 可能导致串层。

假设方案二:采用笼统压裂。该井储层射孔井段跨度大 (65.3m) , 层间物性差异较大, 低孔低渗层无法得到有效改造。

假设方案三:采用拖动管柱水力喷射。施工周期长, 风险高。

最终方案:采取滑套式水力喷射分段压裂实现储层针对性改造, 通过合理分层, 准确控制启裂点, 确保所有层段均能充分压开, 发挥每个油层对产能的贡献度。提高储层纵向改造程度及改造效果。同时一趟管柱即可实现多层压裂 (包含射孔) , 施工周期短, 风险低。

4.3 强1-56-19压裂小结

(1) 施工周期短:该井于2011年7月份施工, 从喷砂射孔到施工结束历时5小时30分, 各项参数达到设计要求。

(2) 改造效果好:该井生产66天, 油层厚度大, 但投产后日产水平低, 累产少, 采出程度低, 压裂改造增产潜力大。通过压裂改造, 投产后始终保持较高的产能, 证明储层得到了有效改造与沟通。

5 认识与结论

(1) 水力喷射分段压裂技术有效解决了不具备封隔器分层条件井层的改造难题, 充分发挥了水力喷射压裂工艺的技术优势。

(2) 利用滑套式喷射器实现不动管柱喷射压裂工艺, 一次管柱可进行多段压裂, 只需按顺序投入直径由小到大阀球, 每次打开相应喷射层的喷射器, 多段压裂施工周期短, 经济安全, 且有利于降低储层伤害, 降低了作业成本, 并有利于压后排采, 提高压裂效果。

(3) 水平井或直井多段压裂不用封隔器或桥塞等隔离工具, 可实现自动封隔, 施工风险小且操作简便。

(4) 无需单独射孔作业, 实现了射孔、压裂一次完成, 比传统压裂工艺节省了作业工序。

(5) 由于受滑套尺寸限制, 当施工层数过多时, 可能导致摩阻增大, 泵压升高。

参考文献

[1]丁云宏, 罗英俊, 等.难动用储量开发压裂酸化技术.石油工业出版社, 2005.6

[2]胥云, 等.低渗透复杂岩性油藏酸化压裂技术研究与应用.石油工业出版社, 2008.10

分段压裂 篇2

摘 要：大港小集油田，储层枣Ⅴ下属低孔低渗储层，储层跨度大且不连续。传统固井射孔压裂完井方式，施工周期长。水平井分段压裂完井可实现一趟管柱对储层进行多段大排量压裂，工艺简单。小集油田在国内率先将连续油管穿电缆多簇射孔分段压裂技术应用在大斜度油井，取得成功。该技术的成功应用为大港油田低孔低渗油藏开发提供新的技术途径。

关键词：连续油管；穿电缆；多簇射孔；分段压裂

1 概述

小集油田G106断块位于黄骅坳陷南区孔店构造带，小集油田西北部，东以G106断层为界，南部紧邻X6-17-1断块和X10-16断块，东北部为G39断块。G106断块目的层枣Ⅴ下油组砂泥岩呈不等厚互层，泥岩隔层单层厚度为5～10m，为主要的隔夹层，但在断块内分布并不稳定。对低渗油田而言，单独的以水平井提高储层钻遇率和增大泄油面积来开发不能实现经济高效开发，需要在完井过程中结合分段压裂措施改造，水力压裂改造是储层增产的重要手段。水平井分段压裂改造技术是目前国际上的先进技术，是低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一[1]。目前大港油田水平井分段压裂完井方式主要包括水平井固井分段压裂完井、可钻桥塞射孔分段压裂完井、喷射分段压裂完井等完井方式[2]。

水平井固井分段压裂完井技术是在完井管柱中预置有压裂滑套，固井完成后通过投球打压方式打开压裂滑套，对预定储层进行压裂改造的一种工艺[3]。该技术是近几年大港油田实施的水平井分段压裂完井方式主要是水平井固井分段压裂完井。其工艺技术特点是：①固井后，井壁稳定性好，可满足后期重复措施； ②固井、压裂一体化管柱，不需额外射孔；③套管作为压裂管柱，减少摩阻，降低地面施工压力，可以实现大排量压裂；④定点压裂，改造针对性强；⑤后期出水层段可以通过关闭滑套堵水；⑥球座钻除后，实现全通径；⑦无悬挂封隔器、裸眼封隔器等工具，操作可靠、成本低。

可钻桥塞射孔分段压裂完井技术近几年来是一项新兴的水平井改造技术，在国内外页岩气藏及低渗透储集层开发中得到广泛应用[4]。该技术的主要特点是：①套管作为压裂管柱，减少摩阻，降低地面施工压力，可以实现大排量压裂；②分段压裂级数不受限制；③分级点火射孔，可实现分簇射孔，裂缝布位准确；④作业管串下放/上提速度快，施工周期短；⑤压裂改造后即可投产，桥塞可根据需求快速钻除。

2 实施井概况

小集油田G106断块的X5-23-1L井是该地区第一口采用连续油管穿电缆多簇射孔分段压裂技术井，该井完钻井深Xm，最大井斜72.25°，储层为枣Ⅴ下油组，岩性主要为含泥—细粒长石砂岩，孔隙类型主要为次生粒间孔。属于低孔、低渗储层，孔隙度X1%，渗透率X2μm2。该井实际钻遇枣Ⅴ下油组，油层X3米。储层地质改造共5层，合计射孔厚度X4m/Y1层。

3 工艺技术优选

依据X5-23-1L井储层特点及施工难点，为满足开发需求及后期修井创造有利条件，对施工工艺进行了优选。X5-23-1L井的所钻储层特点，井段跨度X5m，共计Y2个油层，优选可钻桥塞射孔分段压裂完井工艺，共计分五段压裂。对跨度为X5m的Y1各主力油层进行射孔，共计射孔厚度X4m全部射开。由于该井最大井斜为72.25°，每一各压裂层段均需要下多趟枪进行射孔，常规工艺无法满足施工及后期措施需求，经优选确定采用连续油管穿电缆多簇射孔分段压裂完井技术，该工艺技术在连续油管内穿电缆，充分利用连续油管的优势，即具备可钻桥塞射孔分段压裂工艺技术特点，又解决了在大井斜段射孔枪在不带桥塞情况下不能重复多次下入问题。

4 工艺实施过程

4.1 通井刮削作业 在第一段射孔压裂施工前，作业队完成通井刮削作业，在桥塞坐封位置刮削干净，以保证桥塞的坐封效果。

4.2 第一段射孔及压裂 X5-23-1L井在第一段采用普通油管射孔，在实施第一段射孔，取出射控枪后，进行第1段压裂作业。

4.3 第二段及以后各段射孔及压力 在第一段压裂完成后，连接射孔枪及桥塞，利用穿电缆的连续油管下入桥塞坐封、射孔联作工具串，通过工具串上的磁定位工具校深，在预定位置通过点火实现桥塞坐封和丢手，对桥塞试压，接着上提射孔枪至设计位置，完成射孔。起出工具串，再次下入射孔枪，完成该段其余射孔层的射孔。最后，起出工具串，进行压裂施工。其他各层采用上述同样方式逐层上返施工作业。

4.4 桥塞钻除 X5-23-1L井全部层段压裂改造完成后，利用连续油管装置下入钻磨管柱带压将桥塞钻除，实现井筒通径。钻塞管柱主要由磨鞋、马达、震击器、循环阀、丢手和单流阀等组成。其工作原理是：通过液力带动螺杆钻，为磨鞋提供扭矩，实现桥塞的钻除，为后续作业提供方便；单流阀起到防止螺杆钻反转的作用，震击器可在卡钻时提供震击力，实现解卡，无法解卡时通过丢手工具进行丢手后，再进行后续弥补措施。钻塞排量400-450L/min，压力37MPa，出口压力11 MPa，钻塞过程较为顺利，钻每个桥塞所用时间大约20min。

5 生产效果分析

X5-23-1L井自2014年6月20投产至2015年5月3日自喷，实现自喷319天，自喷周期远远长于邻井的12天，初期自喷液量51m3/d，产油42t/d，后期自喷产油9t/d左右；2015年5月8日转抽，产液量20m3/d，产油量17t/d，目前生产平稳，截至2015年底累计产油7726t。从上图生产曲线可看出，储层压裂改造效果较好，满足地质需求。

6 结论

①连续油管穿电缆多簇射孔分段压裂技术，工艺成熟，满足储层改造需求，丰富了长井段储层改造的完井技术手段；②采用非金属桥塞坐封，常规钻塞工艺即可快速钻除，实现套管全通径，为后期修井作业创造有利条件；③该技术较常规压裂工艺缩短施工周期，大幅提高压裂完井效率，具有广泛应用前景。

参考文献：

[1]万仁薄.水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1995：1-10.

[2]罗英俊.水平井开采技术译文集（中）[M].北京：石油工业出版社，1992：22-34.

[3]荣莽，罗君.页岩气藏水平井分段压裂管柱技术探讨[J].石油机械，2010，38（9）：65-67.

水平井分段压裂技术的相关研究 篇3

关键词：分段压裂,水平井,技术,相关研究

水平井是常见的钻井形式, 在开采裂缝性或埋深较浅的油气藏时通常会应用到水平井技术, 以便能够使油气层裸露的面积得以增大, 从而提高油气藏的开采率[1]。

一、常见水平井分段压裂工艺

目前水平井中常用的分段压裂工艺主要包括以下几种。 (1) 裸眼完井技术。裸眼完井技术主要被应用于水平井中井壁相对稳定及岩性致密的层段开采作业, 该技术具有水动力学稳定及天然气、石油泄流面积较大的特点。 (2) 水力喷射技术。水力喷射工艺包括连续油管技术及不动管柱技术两种类型, 该技术的原理如下:首先实现压能与动能之间的转化, 并利用动能完成喷射;随后将水平井排量提高, 当井眼内部形成负压时, 地层就会在高速流体的作用下出现单一裂缝, 裂缝出现后无需采用桥塞及封隔器便可以完成自动封隔[2]。 (3) 滑套分层技术。滑套分层技术也被称为滑套封隔器技术, 工艺管柱由筛管引鞋、坐封球座、封隔器、水力锚、喷砂滑套及压差滑套构成, 利用该技术可实现多级压裂, 作业效率较高, 且能够根据不同的压裂位置使用不同低密度球。因此可提高水平井的开采效率, 保证压裂作业具有较强的针对性[3]。 (4) 多级可钻技术。多级可钻技术指的是, 在指定坐封中下入桥塞, 并完成上部层段的射孔及压裂施工, 随后在上方层位下入桥塞, 并依次完成分层压裂作业。该技术具有简单可钻、耐温耐压及生产安全的特点。

二、水平井分段压裂技术的应用分析

1. 裸眼完井与滑套分层技术的应用

该油气田在2012年引进了贝克休斯Frac Point裸眼完井技术, 正式应用前先在其中的2口水平井进行了现场试验, 试验改造效果满意。利用裸眼完井技术可一次性将压裂管柱完全下入井中, 在逐级投球后将滑套打开并同时封闭油井下层的油管, 有助于顺利实现压裂排液[4]。在实际作业中分4段完成水平井的投球压裂施工, 在进入第1段后立即将压差滑套打开并实现初始压裂, 在第2段、第3段及第4段中分别投入1个压裂球, 压裂球达到球座后打开坐封滑套便可以开始作业。分段压裂施工中的入井液量共为1071.3m3, 入井液的组成成分如下:加沙量为135m3, 伴注液氮32m3, 顶替液53.6m3, 携砂液566m3, 前置液384m3, 作业压力最大值为70.3MPa, 排量为4.0m3/min, 无阻流量为105万m3/d, 平均砂比为25.8%。此外, 该油田中的46H水平井也利用了裸眼完井与滑套分层技术, 该井的压裂级数为15段, 水平段的总长度为2034m, 产气量为20万m3/d左右, 其产气量明显高于其他水平井。在施工过程中注入的压裂液为4500.31m3, 陶沙的加入量为480.12m3, 单井施工总耗时约35h左右。

2. 水力喷射与多级可钻技术的应用

该油气田中使用的水力喷射工艺为不动管柱技术, 在43H水平井中分7段实施了压裂施工, 该井水平段的长度为400m, 作业时间为25h, 经试验后发现该水平井的产量提高了3倍左右。试验成功后将该技术应用于水平段长度>1000m的水平井中, 压裂段数被增加到了14段以上, 在油气田中推广应用水力喷射技术后单井平均产油量增加了4倍多。截至到2014年9月底, 该油气田中使用水力喷射技术的水平井>55口, 这55口水平井的平均产量约为直井的3倍~5倍, 其中84H水平井中的产气量已经达到了156.53万m3/d。2014年7月该油气田在76H水平井中综合应用了水力喷射与多级可钻技术, 在施工中采用的水力桥塞为斯伦贝谢公司生产的桥塞, 压裂井段为18段, 在使用桥塞的基础上还应用了连续油管, 以便实现逐级射孔、压裂及封堵。在76H水平井中采用的固井套管共为7套, 水平段长度为1854m, 完钻井深为5236m, 在钻进过程中发现砂岩的钻遇率为97.96%。该水平井中第1段使用的是套管压裂与连续性油管射孔技术, 第2段~18段联合应用桥塞与射孔技术, 泵入桥塞的过程中同时进行电缆作业, 并实现桥塞下入作业与电缆作业的相互配合。压裂改造的顺序为, 从水平井的趾部开始逐渐向根部改造, 在逐层下入过程中配合下入桥塞, 采用上述施工方法后, 顺利完成该井的分段压裂作业。

结束语

综上述所, 应用分层压裂技术对于水平井生产效率的提高有着非常重要的作用。为了保证分段压裂技术能够发挥出应有的作用, 则应根据油井实际情况优化选择压裂技术, 并注意在实践工作中对分层压裂工艺进行完善, 包括优化管柱技术等, 从而提高水平井的开采率。

参考文献

[1]叶成林, 王国勇.体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例[J].石油与天然气化工, 2013, 42 (4) :382-386.

[2]余淑明, 刘艳侠, 武力超, 贾增.低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例[J].天然气工业, 2013, 33 (1) :54-60.

[3]周方.中低渗透复杂断块油藏水平井优化部署——以江苏油区为例[J].油气地质与采收率, 2012, 19 (3) :104-107.

分段压裂水平井合理水平段长度研究 篇4

分段压裂水平井开发技术, 是一种针对油层厚度薄、物性差、常规投产产能低的低品位油藏研发的开发技术。一方面, 它利用水平井在薄储层中钻遇厚度的优势, 提高单井控制储量;另一方面, 利用分段压裂工艺, 对储层进行大幅度改造, 达到提高单井产能, 改善经济效益的目的, 是一种适合于致密油藏的开发技术。

采用该技术开发过程中, 水平井的优化设计是一个极为重要的研究内容, 而合理水平段长度的计算, 又是其中的关键环节。对于石油企业而言, 获取经济效益是开发投入的主要目的, 本文主要以经济效益为出发点, 从分段压裂水平井的投资和产能两个方面, 分析水平段长度对经济效益的影响, 从而得到经济合理的水平段长度。

1 单井投资与水平段长度的关系

分段压裂水平井的投资, 总体可分为钻井投资、完井 (压裂) 投资、地面及其他投资三大部分。

1.1 钻井投资

钻井投资主要发生在钻井过程中, 随着分段压裂水平井水平段长度的增加, 钻井周期变长、轨迹控制难度加大、对钻井配套设备要求不断提高, 带来了钻井投资的增加。

以胜利油田为例, 通过统计多口分段压裂水平井实际发生的投资, 得到钻井投资与水平段长度的关系如图1 (平均油藏埋深约为3300m) 。

1.2 完井投资

完井投资主要发生在压裂完井过程中, 随着分段压裂水平井水平段长度的增加, 水平井压裂段数增多, 压裂设备及材料需求提高, 带来了完井投资的增加。

同以胜利油田为例, 完井投资与水平段长度的关系如图2。

1.3 地面投资

地面及其他投资主要包括地面设备、设施及其它投产费用, 其投资额相对固定, 与水平段长度无直接关系。

1.4 单井总投资

将钻井投资、完井 (压裂) 投资、地面投资求和, 即可得到单井总投资与水平段长度的关系如图3。

2 单井产能与水平段长度的关系

对经济效益而言, 分段压裂水平井在投资回收期内的累产油量, 是主要的影响因素。

通过建立典型区块的三维地质模型, 利用数值模拟方法, 可以计算不同水平段长度下, 投资回收期内水平井的累产油量。以胜利油田樊154块为例, 该区块是胜利油田第一个试验分段压裂水平井技术整体开发的区块, 目前已实施分段压裂水平井9口, 水平段长度800m~2000m, 具有丰富的现场数据资料, 在此基础上利用数值模拟进行拟合后预测的结果, 相对较为可靠。

利用樊154块模型计算水平井投资回收期内单井累产油与水平段长度的关系如图4。

可以看到, 随着水平段长度的增加, 累产油与水平段长度并非呈线性关系, 这主要是由于受区块平面非均质性影响, 过长的水平段会导致动用程度不均衡;同时, 水平段长度增加时, 井筒内流动路程增加, 流动阻力增大, 也会导致水平井产能下降。

3 经济效益与水平段长度的关系

根据单井投资与单井产能的研究结果, 采用油田新区开发方案通用的经济评价方法, 即可得到不同评价油价 (80-120美元/桶) 条件下, 经济效益 (财务净现值) 与水平段长度的关系如图5。

从研究结果可以看出, 水平段较短时, 产能的增长速度大于投资的增长速度, 因此财务净现值呈上升趋势;水平段较长时, 产能的增长速度减缓, 而投资的增长速度变快, 导致财务净现值呈下降趋势。图5中的计算结果显示, 最佳经济效益 (财务净现值最高) 水平段长度为1400m~1600m, 且各个油价下的变化趋势基本相同。

综上所述, 从经济效益角度研究分段压裂水平井的合理水平段长度, 实际上是寻找单井投资和产能的最佳平衡点, 研究平衡点的分布区间, 将有助于从经济效益最佳的角度设计水平井开发方案。

摘要：致密油藏是近年来石油行业的研究热点。目前, 胜利油田、华北油田等大多采用长井段分段压裂水平井技术开发致密油藏。在分段压裂水平井进行设计参数优化的过程中, 合理水平段长度的确定是一个重要环节, 本文主要从单井经济效益的角度出发, 探讨分段压裂水平井合理水平段长度的计算方法, 为分段压裂水平井的优化设计提供参考。

关键词：非常规,致密油藏,分段压裂,水平井,水平段长度,经济效益

参考文献

[1]王建军.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具.石油机械, 2011, 03.

[2]吴成龙.低渗油田水平井整体压裂技术实践与认识.中外能源, 2011, 03.

国内外水平井分段压裂技术现状 篇5

我国从上世纪80年代起研究水平井压裂增产技术,在水力裂缝理论、产能预测、水平井分段压裂施工工艺与水平井分段封隔工具等方面取得了较大进展,但总体来讲还达不到现场施工配套要求,特别是水平井分段压裂工艺和井下分段层间封隔工具的配套情况与实际生产需求还存在较大的差距,井下层间封隔工具密封性能、工具可靠性不能满足现场需求,有待进一步加大投入攻关研究。

1 水平井分段压裂工艺现状

水平井分段压裂工艺与水平井完井技术密不可分,可以说是分段压裂完井技术。分层压裂技术可以分为两类:第一类是机械封堵逐层压裂的分段压裂技术,这类分段压裂技术主要用封隔器机械分卡压裂方法。第二类是分流分段压裂技术,它是利用压裂液通过已压开层射孔炮眼时的力学特性,迫使压裂液分流并提高井底压力,使破裂压力不同的各目的层都相继被压开,加砂支撑裂缝,完成全井压裂。这类分层压裂技术的代表是限流法压裂技术。

1.1 封隔器分层压裂技术

封隔器分层压裂是通过封隔器分层压裂管柱实现,管柱结构如图1所示。

封隔器是分层压裂管柱的关键工具,它的作用是将目的层与上下油层隔离开,阻止压裂液进入上下油层,使目的层独立地与压裂管柱内压力系统联系起来。两级封隔器之间的所有压裂目的层组成一个压裂层段。

封隔器分层压裂管柱将全井的压裂目的层分成若干个压裂层段,以满足施工排量和油层纵向上分布特点的要求。一个压裂层段内可以是一个目的层,也可以有多个压裂目的层。两个封隔器之间只有一个目的层时,称为双封隔器单卡分层压裂;两个封隔器之间有多个目的层时,一般必须配套使用限流法压裂技术或堵球法等多裂缝压裂技术才能压开全部目的层。实际上,在许多要进行限流法或暂堵剂封堵射孔炮眼法压裂的井中,由于目的层数量多、纵向上分布间距大,受施工排量限制,也都是通过封隔器分层压裂管柱来逐段实施限流法或暂堵剂封堵炮眼法多裂缝压裂施工的。因此,封隔器分层压裂管柱是一切分层压裂技术的基础。

1.2 多裂缝及选择性压裂技术

多裂缝压裂技术也称为封堵炮眼法分层压裂技术,它可分为堵球法和暂堵剂法两大类,适应于层间隔层小、不能用封隔器分卡的已射孔的多个油层进行分层压裂,管柱结构如图2所示。

当一个压裂层段内有多个已按常规孔密射开的压裂目的层时,一般受施工注入排量的限制,在第一个目的层(破裂压力最低的目的层)被压开后,绝大部分压裂液都将被已压开层吸收,井底压力很难上升到第二个目的层破裂的水平,通常一次施工只能压裂一个目的层。

封堵炮眼法分层压裂的技术原理是:利用已压开层吸液量大的特点,在完成一个目的层压裂施工后,用压裂液将一定量的封堵球或暂堵剂带入已压开层的射孔炮眼处封堵该层射孔炮眼,迫使压裂液进入其他未压开层,憋起地面施工泵压,从而使另一个破裂压力更高的目的层被压开。如此反复进行,直到压裂层段内所有的目的层都被压开为止,达到一次施工压开多个目的层的目的。

多裂缝(封堵射孔炮眼法)分层压裂技术的优点:缩短施工时间、减少成本,经济效益好、适用范围广,可以与其他压裂方法配合使用。

1.3 限流法分层压裂技术

限流法分层压裂技术是指当一口井中具有多个压裂目的层,且各层间破裂压力又各不相同时,通过严格限制各目的层的孔眼数量和直径,并尽可能提高注入排量,利用最先被压开层孔眼产生的摩阻,提高井底压力,迫使压裂液分流,使各目的层按破裂压力的低高顺序相继被压开,最后一次加砂同时支撑所有裂缝,从而达到一次分压几个层的目的。

图3是限流法分层压裂工艺原理图。

2 国内外水平井分段压裂技术现状

2.1 国外水平井分段压裂技术

(1)斯伦贝谢公司—Stage FRACTM系统

斯伦贝谢公司的Stage FRACTM增产系统主要针对砂岩或碳酸盐岩油藏裸眼井的压裂而设计的。该系统经现场证明通过利用Rock Seal TM II裸眼封隔器对水平段进行分段封隔可显著改善压裂效果。该系统一次下放最多可完成九段压裂,适应温度最高达200℃,封隔器最高承受压差达69MPa。另外,可节省钻机及其他特殊设备的占用,施工时间也可从原来的几周减少到几天。该系统目前已在美国和加拿大应用几百口。

该系统主要适用于:裸眼或套管完井的水平井;砂岩、碳酸盐岩或非常规油藏类型;大位移井。

(2)哈里伯顿公司—固井滑套分段压裂系统

哈里伯顿公司的固井滑套分段压裂系统主要包括膨胀悬挂器、遇油膨胀封隔器、压裂滑套等几部分,结构如图5所示。

固井滑套分段压裂系统的压裂施工工艺流程:

将固井滑套分段压裂系统连接在油管上,利用专用下入工具将压裂系统下入欲压裂的裸眼水平段,循环洗井后,蹩压坐封膨胀悬挂器,从井口灌入柴油或利用裸眼段的原油,柴油、原油至裸眼段后,将遇油膨胀封隔器浸泡在其中,浸泡7~8天后,遇油膨胀封隔器膨胀坐封,将裸眼水平段不同压力层段进行封隔,然后投球蹩压打开第一级压裂滑套,压裂第一级目的层;依次投球蹩压打开其他压裂滑套,处理其他目的层,压裂完成后,压裂系统可直接作为生产管柱投入生产。

(3)贝克·休斯公司—Frac Point System分段压裂系统

贝克·休斯公司的Frac Point System分段压裂系统主要由尾管封隔器、裸眼管外封隔器、投球驱动压裂滑套、“P”压力驱动滑套、井筒隔绝阀及引鞋等组成,结构如图6所示。

Frac Point System分段压裂系统施工工艺流程:

用分段压裂系统专用HR下入工具将压裂管串送入裸眼水平段后,循环洗井,投球至井筒隔绝阀,蹩压将尾管封隔器、裸眼管外封隔器坐封,尾管封隔器坐封到配合套管内壁,裸眼管外封隔器坐封到裸眼水平段上,封隔不同的压裂目的层;继续加压,HR下入工具脱手,从井下提出;继续加压打开“P”压力驱动滑套,压裂第一层段;投球蹩压,打开第二级CMB可关闭式压裂滑套,压裂第二级目的层;依次投球蹩压,打开其他CMB可关闭式压裂滑套,处理其他目的层;压裂完成后,压裂系统直接作为生产管柱投入生产。

2.2 国内水平井分段压裂技术

(1)大庆油田—水平井分段酸化管柱

大庆油田水力压裂是从1961年开始的,通过不断努力,油田压裂得到了飞跃发展,压裂机理研究不断深入,设计手段更加完备,工艺技术不断创新,设备工具也不断完善,比较典型的就是水平井分段酸化管柱,如图7所示。

大庆油田的水平井分段酸化管柱的作业过程主要有:下入作业管串、挤酸,处理第一层段;投球蹩压打开滑套,封堵已处理层段;挤酸,处理第二层段;依次投球,处理其它目的层段。

(2)长庆油田—机械隔离分段压裂管柱

长庆油田水平井机械隔离分段压裂管柱结构三部分,分别是桥塞传送坐封、桥塞打捞和压裂管柱,桥塞坐封管柱、桥塞打捞管柱如图8所示。

(1)坐封桥塞管柱结构。通洗井合格后,接“丝堵(单流阀)+桥塞+液压释放工具+油管”的管柱结构将桥塞下至设计位置。从油管内泵入液体,按不同压力级加压,带压液体经桥塞中心管上的进液孔推动桥塞自锁阀下行。液体进入桥塞内胶筒使之向外扩张,致使外胶筒密封套管,同时骨架心子叠片与套管锚定,内胶筒在不同压力级稳压下缓慢扩张,直至最高坐封压力。坐封后油管卸压,自锁阀立即复位,将内胶筒中的注入液封闭,从而使桥塞始终处于密封、锚定状态。

(2)桥塞打捞管柱。接“JAY型回收工具+液压扶正器+油管”的管柱结构下打捞工具。打捞工具下至鱼顶以上10~20 m时,开始冲砂洗井,冲砂至鱼顶,下放管柱(悬重降至约1/3)对接打捞,然后上提管柱。由于胶筒不动,上提力经油管、回收工具、锁块接头带动桥塞中心管上移,剪断解封剪钉,密封活塞对准中心管上的溢流槽,内胶筒内液体卸压,骨架心子叠片及外胶筒收缩,桥塞解封、打捞以后也可释放落鱼。其中打捞方式为下压旋转1/4圈后上提。

(3)压裂管柱

一般的压裂管柱结构为喷砂器+油管+封隔器+水力锚+油管+井口,压裂后油管放喷,上提管柱封隔器解封,再进行反循环洗井,结构如图9所示。

3 结论

(1)水平井分段压裂是油气井增产、注水井增注的良好途径,工艺关键在于分段压裂的方式选择和井下坐封工具、封隔工具。

(2)国外在水平井分段压裂理论、分段压裂工艺的研究及应用方面处于领先地位,国内研究、应用与国外还有一定的差距,但国内在这方面的研究进展也很迅速,长庆油田的分段压裂工艺及工具比较具有代表性。

(3)对于“三低”油气藏进行水平井分段压裂作业,可获得显著的增产效果,社会经济效益可观,在我国具有广泛的推广应用前景。

摘要：水平井分段压裂增产技术对于改善低渗透、低孔隙度油气藏开发效果、提高单井产量和最终采收率,具有重要作用,是油田增产、增注的有效手段。本文对国内外水平井分段压裂工艺现状及国内外分段压裂技术进行了详细介绍,使用压裂增产技术,可获得显著的增产效果,社会经济效益可观,具有广泛的推广应用前景。

关键词：水平井,压裂工艺,压裂技术

参考文献

[1]陈作,王振铎,曾华国.水平井分段压裂工艺技术现状及展望[J].天然气工业,2007,27(9):78-80.

[2]刘振宇.人工压裂水平井研究综述[J].大庆石油学院学报,2002,26(4).

[3]张怀文,张继春,等.水平井压裂工艺技术综述[J].新疆石油科技,2005,4(15):30-33.

页岩气藏分段压裂水平井产能分析 篇6

自1821年在美国成功钻探第一口页岩气井以来, 页岩气的发展已近200年历史[26]。21世纪以来, 随页岩气地质与开发理论的创新和勘探开发关键技术的进步, 页岩气迈向了迅速发展的阶段。美国和加拿大已进入页岩气的开发阶段, 并且页岩气已成为重要的替代能源[27]。我国页岩气的勘探开发仍处于探索阶段, 国内在页岩气藏成藏机理、资源潜力等方面取得了长足的进步[28—31];但在页岩气藏流动机理、产能递减分析等领域的研究相对较少。页岩气产能研究是气井产能预测、生产动态递减特征、井网优化和气藏工程深入研究的基础。本文在对含气量确定方法和影响因素进行综述的基础上, 利用Eclipse双孔介质和对数间距网格加密方法建立了页岩气藏水平井地质模型。设计5套不同游离气和吸附气含量方法进行模拟计算, 将水平井初期平均产气量、累积产气量、地层平均压力、游离气和吸附气累积产气量、游离气和吸附气采出程度、地层压力分布进行对比分析, 明确了页岩气藏游离气和吸附气含量对水平井产能的影响, 为页岩气藏水平井产能的进一步研究提供参考。

1 页岩储层含气量

页岩储层含气量是指单位质量或单位体积岩石中所含天然气折算到标准温度和压力条件下 (101.325 k Pa, 25℃) 的天然气总量, 包括游离气、吸附气、溶解气等[32—47]。目前对页岩储层含气量的研究主要关注游离气和吸附气。游离气是指以游离状态赋存于孔隙和微裂缝中的天然气;吸附气是指吸附于有机质和黏土矿物表面的天然气。

影响游离气含量的主要因素有有效孔隙度、含气饱和度、气体组分、地层温度和地层压力[48—69]。随有效孔隙度和含气饱和度的增加, 游离气含气量增加。气体组分、温度和压力主要通过影响气体的体积系数而影响游离气含气量。在给定有效孔隙度、含气饱和度、气体组分、温度和压力条件下可通过理论公式计算游离气含气量。有效孔隙度可通过氮气法或岩石粉碎技术进行测试。流体抽提法是目前常用的室内测试含气饱和度的手段。页岩储层内部吸附气的吸附—解吸附是一个动态的平衡状态。影响吸附气含气量的主要因素有岩石组分 (有机质, 黏土) 、气体性质、湿度、温度和压力[70—84]。吸附气含气量随温度升高和压力下降而降低。目前室内主要通过脱气方法 (解析法) 和等温吸附实验测试页岩储层的吸附气含气量。等温吸附测试主要是借鉴煤层气中吸附气的评价方法, 通过等温吸附模拟实验, 建立吸附气含量与压力、温度的关系模型。实验过程是在恒温条件下测试不同压力对应的气体吸附量, 依据压力和吸附量的吸附等温线和Langmuir等温吸附模型计算吸附气含气量。图1给出了页岩气藏游离气、吸附气和总含气量随压力的变化关系曲线。随压力增加游离气几乎成线性关系增加, 而当压力增加到一定程度时吸附气含气量增加幅度逐渐减小。压力较小时, 游离气含气量远小于吸附气含气量。当压力超过某一临界值时, 游离气含气量超过吸附气含气量。

2 页岩气藏水平井地质模型

页岩储层基质渗透率极低, 且发育不同程度的微裂缝, 整体表现为双重介质特征。因此, 通常应用双孔模型对页岩气藏进行数值模拟研究。通过借鉴国外页岩储层典型参数应用Eclipse数值模拟软件建立页岩气藏分段压裂水平井地质模型, 模型长1 640 m, 宽1 010 m, 纵向上划分为2层, 对水平井分段压裂区域采用对数间距网格加密方式 (压裂诱导裂缝所在网格宽度为0.01 m) 将整个模型划分为300×101×2的网格形式, 模型总节点数60 600个。页岩储层深度2 000 m, 有效厚度40 m, 基质孔隙度0.05, 基质渗透率0.001 m D, 原始含气饱和度为0.70, 原始地层压力30 MPa, Langmuir压力1.2 MPa, Langmuir体积10 m3/m3, 天然气总地质储量7.0×108m3。地质模型中间设置一口页岩气水平井, 水平段长1 00 0m。模拟过程中考虑体积压裂措施, 人工压裂为8段, 主裂缝半缝长65 m, 间距为140 m, 导流能力为20 m D·m, SRV (增产体积) 长1 040 m, 宽250 m, 微裂缝渗透率为0.01 m D。基质-裂缝窜流系数为0.12。水平井以井底压力恒定方式 (5 MPa) 生产, 模拟过程中忽略温度变化和高速Forchheimer效应。图2给出了页岩气藏水平井地质模型的三维网格图。

3 水平井产能评价

为了研究不同游离气和吸附气含量对页岩气藏分段压裂水平井产能的影响, 设计5套方案进行模拟计算。定义游离气含量为游离气地质储量占天然气总地质储量的百分数, 吸附气含量为吸附气地质储量占天然气总地质储量中的百分数。假设页岩气藏中气体仅以游离态和吸附态存在, 忽略溶解气的影响。设计方案中, 保持整个页岩气藏天然气总地质储量不变, 方案1至方案5对应的游离气含量分别为10%、30%、50%、70%、90%。

图3 (a) 给出了页岩气藏不同游离气和吸附气含量条件下水平井初期一个月、三个月和半年平均日产气量曲线, 由图可知:其他条件不变时, 游离气和吸附气含量不同时页岩气藏水平井具有不同的初期平均日产气量;随游离气含量增加和吸附气含量降低, 气井初期平均日产气量逐渐增高, 日产气量增幅逐渐减小。游离气含量由10%上升至90%时, 水平井前一个月平均日产气量增幅分别为0.60×104m3、0.20×104m3、0.20×104m3和0.10×104m3。图3 (b) 是不同游离气和吸附气含量条件下水平井日产气量和累积产气量曲线。相同开发条件下, 游离气和吸附气含量直接影响水平井的日产气量和累积产气量。随游离气含量增加和吸附气含量降低, 相同开发时间气井的日产气量和累积产气量逐渐增加。游离气含量由10%变化至90%时, 不同方案生产20年对应的累积产气量分别为0.9×108m3、1.09×108m3、1.25×108m3、1.40×108m3和1.53×108m3。由此可知, 游离气和吸附气含量是影响页岩气藏水平井产气量和累积产气量的关键因素。

图4给出了不同游离气和吸附气含量条件下水平井对应的游离气和吸附气日产气量和累积产气量曲线, 由图可知:水平井投产初期产气量主要由游离气组成, 游离气产气量随开发时间迅速递减。吸附气产气量随开发时间出现峰值后逐渐递减, 吸附气递减速度相对较为缓慢。随游离气含量增加和吸附气含量降低, 20年游离气累积产气量逐渐增加、吸附气累积产气量逐渐降低。游离气含量由10%上升至90%时, 游离气累积产气量递增速度远高于吸附气累积产气量的递减速率, 这也表明游离气是页岩气藏水平井日产气量和累积产气量的重要组成部分。高游离气含量是页岩气藏获得高产的重要前提。

图5给出了不同游离气和吸附气含量条件下游离气和吸附气的采出程度曲线, 由图可知:游离气含量由10%变化至90%时, 模拟20年吸附气对应的采出程度范围为5.5%~10%, 游离气对应的采出程度为23%~40%。游离气和吸附气地质储量相同时 (方案3) , 20年采出程度分别为28.7%和6.9%。页岩气藏开发过程中, 游离气的采出程度远高于吸附气的采出程度。

图6给出了吸附气比例为10%、50%和90%时对应的20年的地层压力分布图, 方案1压力波及范围最大, 主要是由于游离气比例较小, 气藏开发过程中过早在裂缝系统形成低压区, 导致压降向远处地层传播速度较快, 地层远处吸附气也参与解吸附;方案5压力波及范围相对较小, 这主要是由于吸附气比例较小, 游离气比例较大, 地层压力下降较为缓慢, 推迟了地层远处吸附气的解吸附过程。

图1~图6中, G为含气量 (m3/m3) ;为孔隙度 (f) ;Sg为含气饱和度 (f) ;VL为Langmuir体积 (m3/m3) ;PL为Langmuir压力 (MPa) ;T为温度 (K) ;qg为日产气量 (104m3/d) ;qgav为平均日产气量 (104m3/d) ;λf为游离气含量 (游离气地质储量在天然气总地质储量中所占比例) (%) ;λa为吸附气含量 (吸附气地质储量在天然气总地质储量中所占比例) (%) ;Qg为累积产气量 (108m3) ;Ra为吸附气采出程度 (%) ;Rf为游离气采出程度 (%) 。

4 结论

在对含气量确定方法和影响因素进行综述的基础上, 利用双孔介质结合对数间距规律网格加密数值模拟方法研究游离气和吸附气含量对页岩气藏水平井产能的影响, 主要获得的结论如下:

(1) 游离气和吸附气含量是影响页岩气藏水平井产能的重要因素, 随游离气含量增加和吸附气含量降低, 水平井日产气量和累积产气量逐渐增加;水平井初期产气量主要由游离气贡献, 吸附气主要在气井投产的中后期产出;

分段压裂 篇7

关键词：水平井,致密砂岩,加砂压裂

1简述加砂压裂改造技术

为了提高油藏的增产, 加砂压裂已成为常见的措施广泛的应用到了油气田中。对于一些常规的砂岩储层, 加砂压裂的风险比较低。但对于比较复杂储层来说, 加砂压裂存在着较大的风险。另外, 对于一些高渗透油的气藏和含有煤层、石灰岩层和页岩层的非常规油气层来说, 运用水平井技术可以提高成功率。而对于致密砂岩的气藏来说, 水平井的应用技术成功率不高, 所以致密砂岩的气藏需要增加一些改造措施, 常见的就是压裂。一般来说, 一个油气藏的水平井施工成本要比直井施工成本高出2至4倍, 且水平井施工的理论产量是直井施工理论产量的3至5倍。随着油气价格的逐渐上升, 水平井的经济效益比较可观。为了保证水平井的加砂压裂顺利进行, 往往在主压裂前要进行一系列的加砂压裂测试。根据加砂压裂测试, 可以分析和认识施工中的工艺参数, 如气藏渗透率、地层参数等。从而在原有的技术基础上, 降低了施工的风险, 提高了施工的成功率。

2利用气藏模型确定水平井位

在加砂压裂的改造技术技术设计中, 气藏模型的数据是在不断的完善的, 所以最合理的气藏模型是不可能一次性的建立起来的。但如果一个比较合理的气藏模型建立起来了, 水平井施工参数将会是更合理的工艺参数。

3确定气藏模型的工艺参数

3·1经济参数

经济参数是确定水平井的钻井和完井的总成本。但由于不同的钻井参数对应着不同的钻井方案, 所以估算水平井的各种施工方案的成本也不同。但对于压裂施工来说, 其成本的评价需要根据压裂液、支撑剂和水马力等工艺参数。另外, 还需要根据经济参数对钻井工具与完井工具进行分析, 进而对各种水平井的工艺作出合理的评价。

3·2地层参数

在确定气层是否可以进行水平井开采之前, 要确定其地层参数, 即气层的范围、气层的连续性或是否出现尖灭、气层是否有倾斜隔层或断层穿过、气层砂岩是否已经页岩化。地层参数确定的准确性越低, 水平井分段的施工风险就越高, 这时可以运用气藏模型找出问题和解决问题。

3·3水平井方位角

要确定水平井的方位角, 需要对致密砂岩气藏的模拟结果和模拟数据进行分析。一般来说, 致密砂岩的气藏不适合垂向裂缝, 而是适合横向裂缝。致密砂岩气藏的起缝位置通常是在地层最小水平应力的方向上, 但裂缝在其最大水平应力的方向上慢慢延伸的。为了确定地层最小水平应力和最大水平应力分布的方位角方向, 需要借助于直井的水力裂缝监测资料。

3·4气水生产特性

在确定水平井方位后, 要根据预测气水的流动特性, 地层测井曲线和生产测井曲线来确定气层、水层和水层的流动特性。另外, 对于水平井来说, 气层和水平井之间的水层能阻挡气相的流动, 水层可能会使水平井产生一些负面影响, 要及时的采取相应措施。

3·5气藏地层渗透率

在施工的过程中, 准确的气藏地层渗透率是保证水平井分段加砂压裂成功的一个重要因素。地层渗透率的资料包括岩心资料、测井曲线建立的渗透率模型、压力恢复测试和产量模拟结果。只有准确的确定地层渗透率和气层特性的数据, 水平井施工过程模型才能较准确地建立起来。根据水平井施工过程模型, 可以设计出水平井的不同钻井和完井的方案。利用不同的完井方案, 可以对水力压裂方案进行优化, 采用分段压裂。

4钻井施工

4·1水平井段弯曲度

在钻井的施工中, 水平井段的弯曲度不易测量, 因为水平井段的弯曲度能严重的影响加砂压裂的施工效果。水平井段的弯曲度越大, 产生的附加地层力也就会越大, 从而使起缝压力更高的。这会导致压裂施工泵压大于设计的泵压。另外, 水平井段弯曲度大还会产生其他产量的问题。

4·2水平井段的圆度和平滑性

对于钻井的方法有很多种。当钻到水平段时, 需要根据水平井筒的圆度和平滑性的要求选择适合的钻井方法。这是为了在分段压裂使水平井段的封隔器产生良好的封隔效果, 避免已压裂过的层段再次压裂。

4·3钻井方法

钻井的方法有三种, 即旋转式滑动钻井、绕性油管钻井和旋转式导向钻井。 (RSS钻井) 。常用的钻井方式是第一种, 但第一种方式有些不足之处胡, 例如钻井的周期比较长, 钻头的磨损不平衡, 扩眼时间比较长, 有时还会引起套管或管柱的问题。若把第二种和第三种钻井方法结合起来运用到钻井施工中, 钻出的井身结构会像枪管的内部结构一样。另外, 这种井身结构很容易下入套管和完井工具, 且这种结构对于封隔器的操作或注水泥的施工都是有利的。

4·4井壁稳定性

井壁稳定性是钻井施工中最后一项需要重视的因素。对于致密砂岩地层, 其井壁虽不易发生坍塌, 但其发生的可能还是存在的。所以, 要根据井壁的岩心、各向异性声波和图像测井的资料来确定井壁的稳定性, 尤其是对第一口水平井的施工进行测试。

5结束语

致密的砂岩气藏是由很多的薄气层组成的, 其中的薄气层之间都有一个低渗透隔层, 且薄气层间的垂向渗透率比较低, 。所以, 在利用水平井进行有效的开采各薄气层时, 还需先使用多条横向的人工裂缝对薄气层进行开发利用。此外, 致密砂岩气层在横向和纵向上的出现没有一定的规律。所以, 一般来说, 一个气藏的多口气井在开发后的一段时间里, 各气层间的压力会有明显的不同, 从而会使老井附近的新井地层压力成为了原始地层的压力。但若老井距离新井很远, 那么新井的地层压力就会成为枯竭压力。所以, 对致密砂岩气藏的水平井进行分段压裂时, 要认真地分析水平井的结构。另外, 对于水平井, 压裂液和支撑剂的选择也是非常重要的。为了保证裂缝的导流能力比较好, 要确定地应力旋回参数, 以确保支撑剂强度。总之, 在油气藏的开发过程中, 要提高了水平井段加砂压裂的技术, 进而提高石油的产量。

参考文献

[1]何生厚:油气开采工程师手册, 2006年。[1]何生厚:油气开采工程师手册, 2006年。

[2]刘建伟、王宇宾、王树军:红台204井致密气藏大型压裂技术应用实践[J], 石油钻采工艺, 2004 (02) 。[2]刘建伟、王宇宾、王树军:红台204井致密气藏大型压裂技术应用实践[J], 石油钻采工艺, 2004 (02) 。

[3]贺承祖:华明琪压裂液对储层的损害及其抑制方法[J], 钻井液与完井液, 2003 (01) 。[3]贺承祖:华明琪压裂液对储层的损害及其抑制方法[J], 钻井液与完井液, 2003 (01) 。

[4]李志刚:低压致密气藏压裂工艺技术研究与应用[J], 天然气工业, 2005 (01) 。[4]李志刚:低压致密气藏压裂工艺技术研究与应用[J], 天然气工业, 2005 (01) 。

侧钻水平井分段压裂完井工艺研究 篇8

1 关键工具设计思路

(1) 压差滑套压差滑套是套管固井分段压裂完井工艺中最为重要的完井工具之一, 在井筒有油层连通之前只能用打开压差滑套的方式进行连通, 该工具主要由外筒1、压裂通道2、剪钉3 和滑套4 构成, 如图1 所示。该设计主要是利用滑套4 上端面的环形面积大于滑套4 下端的环形面积, 这样当在压差滑套内部打入流体后憋压, 当压力达到一定值时, 滑套3 向下移动, 剪断剪钉3, 压裂通道2 开启, 即可进行压裂作业。当在压力P的作用下, 压差滑套受力计算公式为:

式中:F为滑套受外力总和;P为井筒内流体压力;A上为滑套上端面环形面积;A下为滑套下端面环形面积。

从公式中可以看出, 当井筒内压力值一定时, 滑套上下环形面积差越大, 滑套受力越大。当滑套上下环形面积差固定时, 井筒内流体压力越高, 滑套受力越大。

(2) 球座滑套当连接在压裂完井管柱串下端的压差滑套打开后, 油层与油层连通, 此时可以将压裂球投入井中, 坐在球座滑套的球座上, 利用球座上下的压差将滑套打开。该工具主要由外筒1、压裂通道2、剪钉3、滑套4、压裂球5 和球座6 组成。该工具在设计的时候将球座5 和滑套4 固定在一起, 二者的移动距离和相对位置是一致的, 且二者之间采用硫化O型密封圈的设计, 保证了结构的整体性和稳定性, 最大程度的确保密封效果。不同的压裂段对应的压裂球和球座的大小都不一样, 越往上压裂球和球座大小越大。这样可以实现对不同的井段进行分段压裂。

2 套管固井分段压裂完井工艺

(1) 套管固井分段压裂完井管柱结构套管固井分段压裂完井管柱从下到上为浮鞋+ 短套管+ 浮箍+ 短套管+ 压差滑套+ 套管+ 球座滑套 ( 据压裂段数设计) + 套管+ 悬挂器+ 钻杆至井口。

(2) 施工步骤和注意事项 ①施工步骤施工前做好准备工作, 侧钻井开窗前对原井筒进行通井处理, 开窗后要对窗口处进行修整, 避免对下入工具造成划伤或损害。a. 用钻杆下入分段压裂完井管柱串。b. 下到预定位置后, 开泵大排量循环泥浆至通畅, 注入缓凝水泥 ( 水泥量为环空容积+ 钻杆容积) 。c. 投球, 憋压坐封悬挂器, 丢手悬挂器。d. 用钻杆下入小直径冲管用泥浆替出井筒内水泥浆。e. 水泥凝固到要求硬度后进行分段压裂施工, 首先打开压差滑套, 进行一级压裂。f. 一级压裂结束后投球, 进行二级压裂。g. 再次投球, 进行三级压裂。h. 全部井段压裂结束后, 下入六棱钻头钻除压裂球及对应球座。i. 最后进行多层合采。②施工注意事项a. 下入压裂完井管柱串每三根灌一次泥浆。b. 压裂完井管柱到达侧钻开窗位置时, 要求限速下入。

3 结语

①该技术将侧钻井技术和套管固井分段压裂完井技术巧妙地结合在一起, 为老井恢复产能提供了较好的参考。②利用老井眼进行侧钻井大大降低了施工投资成本, 又能对相应的地表设施进行充分利用。③压差滑套的设计方便地解决了井筒与油层连通之前一级压裂滑套的开启问题。④侧钻井分段压裂完井技术能有效地对油层剩余油进行开发。

摘要：大部分陆地油田经过几十年的开发生产, 油层压力下降, 产能降低。对于地质岩石胶结致密的老井, 侧钻井水平井分段压裂完井工艺不失为一种很好的经济有效的恢复其产能的技术。本文介绍了侧钻水平井分段压裂完井的工艺方案、压裂完井管柱和相应的压裂配套工具等。该工艺能有效地对新开油层进行改造, 最大程度地对剩余油进行开采。同时侧钻井相对于直接打新井也大大节省了费用。本文的研究结果表明, 侧钻井分段压裂完井工艺适合在地质岩石胶结致密的油层中使用, 为其进一步现场应用提供了理论支撑。

关键词：侧钻,水平井,压裂,完井

参考文献

[1]高立军, 王广新, 等.大庆油田小井眼开窗侧钻水平井钻井技术[J].断块油气田, 2008, 15 (4) :94-96.

[2]刘言理、聂上振、杨延征.水平井完井方法研究和优选[J].价值工程, 2015, 10, 34 (378) , 94-95.