“井工厂”压裂（精选7篇）
“井工厂”压裂 篇1
“井工厂”压裂模式指以密集的井位形成一个开发“工厂”, 流水线式集中压裂, 目的是通过一体化、批量化施工提高效率, 降低平均单次成本。盐227是胜利油田第一口真正意义按“井工厂”模式勘探开发的井组, 胜利井下作业公司压裂大队成功组织施工盐227井工厂, 通过降本增效、节点控制、全程控制等, 形成良好的应用效果, 取得巨大成功, 创出多项集团公司行业纪录, 受到领导高度称赞, 被授予集体二等功, 并将该井打造成为中石化样板工程。
一、问题的提出
自2012年胜利油田开始大规模实施非常规压裂施工, 两年中分别在樊154、义123、盐227等区块, 实施非常规压裂施工71口500余层, 累计加砂1.6万m3, 用液19万m3, 采用了裸眼分段压裂、电缆泵送桥塞, 连续油管喷砂射孔等不同工艺。这些施工与以往的常规井压裂运行有很大的不同, 并且在实施过程中还要兼顾常规压裂井的运行, 运行起来点多、面广、工序繁杂, 施工风险日益增大、成本控制难度也增大, 给压裂运行工造带来了很大的挑战。
二、地面配套设备研究及应用
地面配套设施是“井工厂”一体化前提和保障, 它们的设计和应用有力保障“井工厂”压裂顺利实施运行, 同时也解决了生产时效问题, 大大缩短了施工准备时间, 从而使该技术更具有先进性。
地面配套主要研究内容有以下六项:优化方案与布局;罐区优化与低压管汇组合;连续供液系统;连续混配系统;高压环形管汇设计与研制;泵送桥塞注意事项及问题对策。
1. 优化方案与布局
排兵布阵、合理布局是地面配套工艺中的重中之重。优化施工方案, 配套设施布局主要分以下几个方面。
(1) 优化压裂车组
盐227井工厂井场采用品字形布局, 8口压裂井分布在三个井组。按照常规做法, 每个井台备一组主压车组和泵送桥塞车组。在两套车组共同施工中, 高压管线部分连接复杂, 使用管线、弯头多, 两套车组不但各自接出双管线上井口, 而且在地面四条管线之间要用管线进行连接, 每条管线要有相应的闸门控制。现场施工中, 高压管线难免出现排量差异而造成的震动, 复杂的闸门也增加操作的难度。另外考虑井场测井占地需要, 经多方考证, 决定现场选用8台一套2500型压裂泵车车组, 两套2000型泵送桥塞车组, 目的机组位置固定, 车组不动, 交叉连续作业。经实际验证, 一套车组完全可以满足施工要求。
(2) 压裂施工设备维护优化
设备好坏是保证连续施工的前提, 保证施工过程中主压裂设备不出现问题。特别制定编写车辆一二级维护制度, 制定填写“施工时设备维护计划表”。根据实际单车过液量、交叉作业、工作压力及规模等实际情况, 确定一二级维护时间, 确保主压裂设备性能优良、工况可靠。同时在维护期间进行加油、扒泵、更换柱塞盘根等易损件的维护工作。8台2500型泵车, 施工液量达到1120m3, 进行一级维护;施工液量达到3200m3, 进行二级维护。施工期间, 累计一级维护55次, 二级维护15次, 没有出现因压裂设备故障造成等停现象发生, 为连续施工打下坚实基础。
2. 罐区优化与低压管汇组合
盐227井组单层施工液量最大达到900m3, 立式罐要满足至少存储1000m3液体的量, 因此上45个立式储液罐用于主压裂施工;另上6个卧式储液罐分两组用于泵送桥塞液体储液罐。
3. 连续供液系统
盐227连续供液系统由3台大排量供水泵, 钢丝软管线、快速接头、1台大排量 (16方) 供液泵, 3个缓冲卧室罐、低压管汇等组成。考虑电潜泵供水因扬程低的原因无法直接给立式罐补满水, 于是安排上3个较低矮的卧式罐作为缓冲罐, 用电潜泵往里打水, 再上一台大排量电泵将缓冲罐内的水补充到45个立式罐中, 保证了供液的连续性。立式储液罐区采用三套低压流程连接, 每套流程之间采用两条管线串联, 混砂车从每套流程连接两条管线到混砂车上液端, 确保大排量施工的要求。
4. 连续混配系统
盐227“井工厂”压裂液体系采用乳液缔合型压裂液, 实验室前期论证该压裂液体系, 具有携砂能力强、耐剪切、抗温能力强、较现行瓜胶经济高效、易配易储运等诸多优点, 可以实现地表水即时混配泵注要求。所以在讨论方案时, 压裂大队没有上连续混配车、搅拌罐等连续混配设备, 只用采油院相关设备直接泵注至混砂车, 利用混砂车台上搅拌罐混配。该体系在现场应用中发现诸多问题:液体粘度高, 弹性差, 液体挂壁性强, 液体摩阻较大的特点。
5. 泵送桥塞注意事项及对策
泵送桥塞和射孔联作技术是目前先进的联作技术, 以其作业速度快和更经济高效的特点在北美和加拿大得到广泛应用。作业过程要求测井队伍和压裂队相互协调作业, 控制好泵入排量和电缆速度, 避免意外发生。泵送排量大小和电缆速度关系密切。排量过大和电缆移动速度过快可能会导致电缆弱点断开、桥塞意外座封和工具遇卡等事故。泵送桥塞施工顺利与否直接影响施工进度, 该项工序异常重要。压裂大队借鉴以往配合经验, 成功完成盐227井87次泵送任务。施工期间全程强化时效控制, 累计完成8口水平井共87段压裂施工任务, 设计泵送液量3900m3, 实际泵送液量2560m3;平均每天压裂施工3段, 较之前完成的非常规施工压裂运行时效有了很大提高, 同时还创出了单日压裂施工5段的高纪录, 达到了提速压裂施工运行时效的目的。
结论
盐227井是中石化胜利油田第一口真正意义上的“井工厂”, 该井成功实施摆脱了长期国外公司在“井工厂”方面的技术壁垒, 为油田可持续发展提供助力。在施工运行中, 以降本增效为核心、强化节点控制、强化组织运行, 创新型采用“环形管汇”, 开创出一套主压设备不移动车组, 只需倒换相应闸门实现三井台8口井压裂施工新模式, 取得了很好的效果和经济效益。
“井工厂”压裂 篇2
一、坚持三项基本原则
1. 安全原则:保障人员设备安全, 是实现一体化施工的关键。
2. 时效原则:缩短施工周期, 降本增效的前提。
3.、成本原则:降低生产成本, 提高经济效益。
二、实施四项优化措施
1. 优化压裂施工布局
为了体现“井工厂”流水化作业流程的特点, 优选推荐如下方案:
主压车组和立式储罐群摆放在三个井组中间, 分别连接两条高压管线到3个井组, 通过地面高压环形管汇的液控闸门的开关实现两-三-三组合交叉压裂施工。经过细致分析, 决定采用“二二“组合方案最终确定采用方案一来进行组织实施。
2. 优化设备选配方案。
现场施工中, 管线之间的连接不足以完全避免因车组间排量差异而造成的震动, 并且管线上较多的闸门也增加操作的复杂性。同时由于井场测井占地需要, 因此决定现场选用8台一套2500型压裂泵车车组, 两套2000型泵送桥塞车组, 从而实现摆三台机组位置固定, 车组不动, 交叉连续作业。经实际验证, 一套车组完全可以满足施工要求。
3. 细化地面高压流程
非常规井压裂施工具有时间长、规模大、管件连接复杂。高压管线在长时间工况下容易经常会发生管线震动、磨损严重、管线渗漏甚至爆裂情况, 严重影响了施工的安全性和质量。行业标准对高压管件的检测主要为目测、探伤、测壁厚方法。目前还没有标准针对高压管件持续高压工作多长时间或者通过液量、砂量的多少以及排量等因素来达到报废的条件, 只能靠不断的检测来消除潜在风险。我们通过一系列探讨分析, 设计出高压环形管汇的连接方式来适应”井工厂”压裂模式, 对井工厂的顺利完成起到了关键作用, 解决了生产中的矛盾。
现场实施中, 前期施工1万方后在泵车维护期间, 对管件进行测量壁厚检测, 发现基本没有磨损现象, 高压环形管汇起到了很好缓冲分流作用, 在后续的壁厚检测中直到施工完毕壁厚减少最多的为2mm, 剩余壁厚10.5mm, 完全符合行业标准。为高压环形管汇上采用4个液控旋塞阀, 每口井高压泵注管线均配备手动旋塞阀, 在交叉施工作业中只需倒换相应阀门即达到维修整改设备、加油、压裂等多种工序。
4. 强化压裂准备运行
连续供液优化:盐227井工厂施工排量大、用液多, 为保证该井连续供液, 考虑电潜泵供水因扬程低的原因无法直接给立式罐补满水, 上3个较低矮的卧式罐作为缓冲罐, 用电潜泵往里打水, 再用大排量电泵将缓冲罐内的水补充到45个立式罐中, 保证了供液的连续性。立式储液罐区采用三套低压流程连接, 每套流程之间采用两条管线串联, 混砂车从每套流程连接两条管线到混砂车上液端, 确保大排量施工的要求。实现了真正意义上的实时混配。
三、落实五项管理制度
1. QHSE交接班例会制度
针对这口井施工规模大、施工时间长的特点, 着重强化交接班例会制度, 讲评当天施工情况, 布置下一步工作, 强化各部门单位协调配合, 做好上传下达。做好岗位交接, 尤其是夜间连续施工的特殊情况, 重点巡检各个闸门开关情况。杜绝人为原因可能出现的事件发生。
2. 地面高压闸门切换制度
为了避免出现误操作, 专门编制地面千型闸门操作流程及控制标准。要求过液量10000m3对地面高压直管线进行探伤检测。单个高压弯头过液量5000m3进行更换。双簇射孔大排量施工层段, 对高压管件进行单独检测记录。盐227“井工厂”施工施工期间, 没有发生一次误操作, 确保施工的顺利实施。
3. 泵送桥塞操作制度
编写制定泵送桥塞地面闸门开关流程及施工步骤确认单。在施工中开关相应闸门必须得到相关方口头及书面确认后, 统一由压裂施工指挥发出指令后, 操作后相关人员必须相互确认后, 方可进行下步操作。盐227施工期间, 累计成功泵送85次, 精准高效。
4. 压裂施工设备维护制度
设备好坏是保证连续施工的前提, 保证施工过程中主压裂设备不出现问题。特别制定编写车辆一二级维护制度。根据实际单车过液量、交叉作业、工作压力及规模等实际情况, 确定一二级维护时间, 确保主压裂设备性能优良、工况可靠。在维护期间进行加油、扒泵、更换柱塞盘根等易损件的维护工作。施工期间, 累计一级维护55次, 二级维护15次, 没有出现因压裂设备故障造成等停现象发生, 为连续施工打下坚实基础。
5. 高压管线安全管理制度
为了确保盐227“井工厂”非常规压裂施工的安全顺利、有条不紊, 多次组织运行会安排协调生产安全运行, 进行技术交底;认真研究制定《高压管线安全管理制度》, 制定并落实了应急防范措施。对施工所用到的近150根高压管件进行了标记和编码。根据施工需求, 操作人员可以在最短的时间内找到对应的闸门和管线, 既方便了施工指令的准确传达, 又提高了施工时效。施工期间巡回检查高压管件86次, 探伤10次, 没有发生一次管线刺漏事故。同时在施工中, 各单位分管领导带队巡查, 严把QHSE关, 确保各项QHSE防范措施落到实处, 保障施工安全顺利。井场上设置了安全警示牌、高压区警示及井场应急逃生路线图, 实行出入证进出制, 救护、消防、警车驻井值班, 确保安全生产无事故。
小结
特低渗透油藏压裂井产能分析 篇3
关键词：低速非线性渗流,垂直压裂井,产能,有限导流能力,保角变换
低渗透岩心驱替实验和开发实践表明:低渗透储层中, 油气渗流不符合达西定律, 即存在启动压力梯度和低速非线性渗流。为表征低渗透储层的渗流特征, 许多学者提出了各种数学模型, 其中主要有拟启动压力梯度模型, 分段模型, 连续模型。上述数学模型都是基于实验数据的函数拟合, 很难清楚地解释低渗透油藏的渗流特征。笔者基于毛细管模型, 结合边界层理论, 推导了考虑启动压力梯度和非线性渗流的低渗透渗流新模型, 该模型形式简单, 拟合精度高, 从根本上解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的原因。低渗透油藏由于渗透率比较低, 往往通过水力压裂提高单井产能。低渗透油藏压裂井产能公式的建立大部分是基于等效的椭圆渗流流理论, 且很少考虑裂缝的导流能力。本文应用低速非线性渗流新模型, 运用保角变换推导了低渗透油藏垂直压裂井的产能公式, 为低渗透油藏压裂井的产能评价提供了理论依据。
1 低速非线性渗流新模型
根据毛细管模型和边界层理论建立的低速非线性渗流新模型如下:
2 基于新模型的垂直压裂井产能公式的建立
垂直压裂井生产时, 在地层中产生平面二维椭圆渗流, 形成以裂缝端点为焦点的等压椭圆和双曲线流线族。设基质渗透率为km, 裂缝渗透率为kf, 地层厚度为h, 流体粘度为µ, 裂缝半长为L, 裂缝宽度为w, 泄油半径为er, 泄油边界压力为ep, 井底压力为pw。
取保角变换z=Lcosh (ω) , 该变换将z平面的椭圆区域映射为ω平面宽为π的矩形区域, 将z
平面 (-L, 0) 到 (L, 0) 的裂缝映射为ω平面 (0, 0) 到 (0, ð) 的线段。取裂缝半长为研究对象, 即ω平面的阴影部分, 推导考虑裂缝无限导流能力和有限导流能力的产能公式。
(1) 无限导流能力裂缝产能公式
在ω平面内, 基质渗流速度为:
则产量为:
令 整理上式得:
求解上述一元二次方程得:
对上式积分得裂缝井的产能公式为:
(2) 有限导流能力裂缝产能公式
在ω平面内, η处基质渗流速度为:
对上式积分得η处得产量为:
则裂缝η处得渗流速度为:
得:
对上式求导得:
2 算例分析
取如下数据:基质渗透率为0.5×10-3um2, 裂缝渗透率为2um2, 地层厚度为5m, 流体粘度为5m Pa·s, 裂缝半长为50m, 裂缝宽度为2cm, 泄油半径为200m。图1是不同模型的无限导流能力裂缝产能对比图, 其中达西模型 (1c=0, 2c=0) , 拟启动压力梯度模型 (1c=0.1251MPa/m, 2c=0MPa/m) , 非线性新模型 (c1=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m) 。
从图1可知, 三个模型所预测的产量只有在驱替压差非常小时有区别 (如图1 (a) 所示) , 达西模型预测的产量最高, 非线性渗流新模型次之, 拟启动压力梯度模型最小。随着驱替压差的增大, 三个模型的产量几乎一样 (如图1 (b) 所示) 。这是因为压裂后渗流形式发生改变, 提高了地层中的压力梯度, 使渗流处于低渗透渗流的线性段。
为便于工程应用, 将有限导流能力裂缝的产量用等效井径直井产量公式表示, 即 从上述推导过程分析可知, rwe由无因次裂缝导流能力FCD=kf w/ (km L) , ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。
图2是非线性新模型无因次裂缝导流能力FCD与无因次等效井径rwe D=rew/L的关系图, 其中1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m, ln (2r e/L) /L=2.7726×10-4。从图2可知, 随着FCD增大, rwe D迅速增加, 很快接近无限导流能力。由于低渗透储层渗透率低, 向裂缝的供液能力有限, 裂缝中的压降几乎可以忽略。所以, 一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝几乎可以认为是无限导流。图3是ln (2 er/L) /L与rwe D关系图, 其中FCD=0.0008, 1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m。从图3可知, 随着ln (2 er/L) /L增加, rwe D减小。
3 结论
(1) 基于非线性渗流新模型建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式。结果表明, 基于达西模型, 拟启动压力梯度模型和非线性渗流新模型的裂缝井产能只有在驱替压差非常小时有区别, 随着压差的增大, 三个模型的产量几乎一样。所以, 在驱替压差较小时, 需考虑采用低渗透的非线性模型和引入启动压力梯度。
(2) 裂缝井的无因次等效井径rwe D由FCD, ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。rwe D随FCD增大而增大, 随ln (2 er/L) /L增大而减小。一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝可以认为无限导流。
参考文献
[1]杨仁锋, 姜瑞忠, 孙君书, 等.低渗透油藏非线性微观渗流机理[J].油气地质与采收率, 2011, 18 (2) :90-93[1]杨仁锋, 姜瑞忠, 孙君书, 等.低渗透油藏非线性微观渗流机理[J].油气地质与采收率, 2011, 18 (2) :90-93
[2]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏, 1997, 4 (1) :9-14[2]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏, 1997, 4 (1) :9-14
[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998
[4]徐绍良.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 22 (2) :26-28[4]徐绍良.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 22 (2) :26-28
[5]王学武.特低渗透油藏压裂井产能分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (1) :258-260[5]王学武.特低渗透油藏压裂井产能分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (1) :258-260
压裂井中油层保护技术的应用 篇4
近年来,纯梁采油厂低品位油藏开发区块增多,油藏物性逐渐变差,开发难度增大,与往年相比存在如下特点:一是油藏渗透率低,特低渗透性油藏增多(<1*10-3um2),压裂时,外来水易对油层造成水锁现象,严重影响压裂效果;二是泥质含量高,孔隙度低,存在水敏的可能性;三是低渗区块,注水难度大,地层能量下降快,造成压裂液不能及时返排,影响压裂效果。为进一步提高压裂效果,压裂中油层保护作用显得尤为重要。
二、油层保护技术的应用
压裂井中油层保护工作主要是降低压裂液对油层的伤害,从三个方面进行优化,一是降低压裂液用量,即减少前置压裂液用量;二是优化压裂液性能,减少压裂液对储层渗透率的伤害,三是提高压裂液返排率。
1、降低前置液的用量
2010年压裂液前置液用量平均50%,2011年我们在保证加砂顺利的前提,注重降低前置压裂液的用量,前置液用量30-50%,平均42%。
2、优化压裂液性能
2.1优选压裂液体系,降低压裂液对油层的伤害
一是选用选用VES清洁压裂液代替常规压裂液。压裂液伤害评价实验数据表明(见表1),VES清洁压裂液伤害小,对储层岩心的伤害率为24.4%;胍胶压裂液伤害最大,对储层岩心伤害率为40.44-43.92%;胍胶+缩膨防膨剂对储层岩心伤害率为32.0-32.6%。但因VES清洁压裂液费用高,价格是普通普通胍胶压裂液的2.5倍,为此,优选实施5井次初期日增油13.6吨,累产油1191吨。F147-7压裂后日增注30立方米。
二是选用酸性压裂液代替常规压裂液。酸性压裂液交联后冻胶呈弱酸性,交联后,粘度大于100mpa.s,并且残渣含量低,对地层内碳酸盐岩有一定的溶蚀性。优点是对油层伤害小,可溶碳酸盐岩堵塞物,减少粘土运移。针对于樊151、高890块水质静态配伍性试验,地层水呈酸性,在与注入水混合、90℃下静置12h,有黄色絮状垢物生成,常规检测手段不能对其成分进行分析。优选酸性压裂液实施3井次。实施后初期日增油18吨,累产油1275吨。
三是优化常规压裂液,采用复合防膨技术。压裂井大多都是油藏埋深深,岩石压实致密,渗透率低。低渗透储层孔喉细小,粘土膨胀会大幅度减小储层孔喉,有时对储层渗透率的损害在90%以上。即使是弱水敏现象的存在,也会极大影响地层导流能力,因此,我们改变了以前单一防膨的现象,采用无机、有机复合防膨技术,进一步防止压裂过程中储层的粘土膨胀及颗粒运移,提高防膨效果。
无机防膨:采用氯化钾代替氯化铵,防止铵离子降低压裂液的抗剪切性;
有机防膨剂:小分子FP-2粘土稳定剂主要适用于砂岩地层的油水井酸化压裂以及注水井注水,有防膨固砂的作用,能防止砂岩地层中的粘土膨胀及颗粒运移。2010年采用复合防膨技术的井53口,占总井数的100%。
四是压裂液中添加防水锁剂,解除油层中水锁伤害。低渗透砂岩油藏绝大多数属于水湿性地层,当外来水相流体侵入油层孔道后,欲使原油将其驱入井筒,必须克服这一毛管阻力和乳状液堵塞产生的阻力。若地层不能提供足够的压力,就不能克服该阻力在地层中形成液相流动,这就是通常意义上的水锁。因此对低渗透油气藏而言,由于孔隙喉道直径小,水锁伤害更容易发生,对油水井产能的影响程度甚至比固相颗粒堵塞造成的地层伤害更为严重。
防水锁剂具有以下优点:(1)降低表面张力,消除水锁伤害和少量油污伤害;(2)由于岩藏湿润性改变,积垢的消除,使得渗流孔道增大,原油流动效率增高,降低石油携砂能力,减轻毛管阻力,减少流体与砂岩的摩擦,从而达到稳定油藏结构,提高原油的生产能力目的。
室内试验表明:
SL-F防水锁伤害增产剂与油水具有很好的互溶性,进入地层后,能消除油水乳状液造成的贾敏效应,降低水锁对储层造成的伤害。利用该剂在同样条件下进行的岩心流动试验。
研制的SL-F在室内岩石流动试验中,水锁伤害解除率高达85%以上。此外,还对该解堵剂的重复性能进行了试验,对发生水锁伤害的岩心用解堵剂解堵,成功后驱替岩心至消除水锁解堵剂的影响,然后对该岩心进行再次水锁伤害,并再次用该SL-F防水伤害增产剂处理,结果表明,仍能将水锁伤害解除。40井次添加了防水锁剂,初期日增油199吨。
3、预注C02,提高压裂液返排率
预注C02优点:(1)在一定压力下,溶于原油,有利于降低原油粘度,提高原油流动性;(2)在地层中形成一定的高压,有利于压裂液的返排;(3)返排时,在地层中产生一定的气驱作用,提高压裂液的返排率;(4)本身溶于水后,具有一定的酸性,对地层有一定的解堵作用。
预注C02缺点:(1)对地层温度有一定的影响;(2)焖井时间长,对封隔器有一定的影响;(3)放喷时,C02对管柱的腐蚀;(4)若地层水含水Ca2+时,返排时,随压力场的变化,易结垢;(5)裂缝与地层深处沟通较好时,C02扩散快,不利于返排。
2010年前置C02压裂施工9井次,累计注CO2732吨,9口井合计加压裂液1774m3,累计排压裂液916.1m3,平均返排率51.64%,平均单井放喷时间约4.5天。从单井情况看,F159-1返排效果最好,达到108.1%,其次是F151-23井,返排率84.31%。与其它常规井统计,平均提高21.64%。
从区块对比上看,F151块:平均放喷时间3天,平均返排率53.71%;单井平均放喷时间延长1.5天,返排率增加29.55%。C17块数据对比,放喷时间持平,返排率增加29.59%。
三、应用效果
2010年1-12月份压裂施工53井次:实施压裂新井32井次,累计增油23594吨;实施压裂措施21井次,有效20井次,措施有效率95.2%,初期日增油56吨,单井日增油3.5吨,累计增油6500吨。
四、结论
1、油层保护技术的应用在压裂井中见到一定的作用,尤其对特低渗、薄互层油藏显得尤为重要。
2、近年来,外来水对低渗透油藏造成的水锁伤害已是越来越大,防水伤害处理剂的添加是一项必要的措施。
3、预注C02达到一定的增能助排作用。通过实施,压裂液返排率明显得到提升。
参考文献
[1]陈月明主编,油藏工程研究进展.石油大学出版社,2000
[2]祝春生,程林松,阳忠华等.特低渗透砂岩油藏渗流特征性研究.见油气地质与采收率,2008
[3]黄志文,王益维,孙良田等.加砂压裂闭合点的确定方法.见油气地质与采收率, 2009
页岩气分段压裂完井工具解析 篇5
1 页岩气
页岩气通常分布于盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。页岩气的开采具有:开采寿命长、生产周期长的优点, 而且绝大部分的产气页岩分布厚度大、范围广、最重要的是普遍含气, 这就使得页岩气井能够长期、稳定地产气。
然而页岩气储层又具有分布连续、低孔、特低渗和脆性较高的特性, 且页岩中的天然气存在形式也不是单纯的一种, 不同的页岩气储集机理在一定程度上增加了页岩气开采的难度。基于这种情况, 页岩气的开采就必须要采用一定的强化手段, 从而达到有效开采的目的。分段压裂技术便应运而生。分段压裂技术的采用能够有效改善油气流的渗流条件, 还能凭借较高的页岩气初始产气量更快回收投资, 还可以延长延长稳定期, 延长气井的寿命, 从而做到有效开采和长效开采。
2 页岩气分段压裂完井工具
我国对于页岩气的开采尚处于起步阶段, 而国外较为成熟的页岩气开采则主要在北美地区, 很多大型的油田厂商都开发出了水平井裸眼多端压裂工具, 取得了很多的成果。
2.1 Zone Select压裂系统
Zone Select压裂系统是威德福公司采用模块化的设计生产出的压裂工具, 在加拿大和美国等地已经得到了广泛的应用。Zone Select压裂系统的裸眼最多可分至21层。封隔器包含了遇油自膨胀封隔器、套管外封隔器、压缩式封隔器、裸眼皮碗式封隔器以及压缩自膨胀组合式封隔器, 滑套开关也有三种, 分别为液压式、重复开关式和投球开孔式。使用者可以根据具体的地质条件和井矿进行自主优化组合。多级压裂系统中的自膨胀封隔器的端部增加了组合式的支撑环, 在一定程度上增强了封隔器的耐压性;且压裂过程采用的是简易投球滑套, 降低了成本, 如果需要保持通径状况, 压裂结束后只需要向下通入连续管将球座和球钻掉即可。此系统为美国宾夕法尼亚州的玛西拉页岩区气田节省了不少的时间。
Zone Select压裂系统的优点主要有, 能够使得储层产能最大化, 能够实现平均增产5倍;充分节省完井的时间;对地层迅速打开和关闭, 减少了对地层的伤害;通过选择性地遮盖和阻挡液体, 延长油气井的寿命;通过迅速回泄的方式, 减少了压裂液对于储层的伤害。
2.2 Frac Point多级压裂系统
Frac Point多级压裂系统是除了Zone Select压裂系统和Delta Stim压裂系统外另一个页岩气分段压裂完井的有力工具。其工作原理与哈利伯顿公司生产的多级压裂工具Delta Stim压裂系统类似, 其在Bakken Shale页岩气藏Ogden 11-3H号中的使用, 一次起下完井, 就压裂了24级。
Frac Point多级压裂系统的优点主要有:在作业时无须射孔和尾管固井, 扩大了井眼环空的截面积;能够较好地控制裂缝的延伸范围;一次最多可压裂11级;在一趟管柱作业中, 需被压裂的井段可以同时进行, 在很大程度上节约了作业的时间;在滑套接近产层段, 压裂的同时还能使完井增产, 降低了作业的成本。
3 多级分段压裂工具的研究进展
多级分段压裂的方式可以节约很多成本, 其施工的顺序一般为:通井, 下管柱到预定位置、替柴油、悬挂器做挂、丢手、起出送入工具、下入回接管柱、投球加压并开启液压滑套、压裂趾端段、依次投球压裂。其工具主要有自膨胀封隔器和滑套。
3.1 自膨胀封隔器
自膨胀封隔器是针对裸眼井多层隔离十分有效的技术。自膨胀封隔器通过胶筒吸入流体或油水混合物, 就能够实现自动膨胀, 且膨胀后的尺寸可以达到原始尺寸的两倍, 从而对各种井矿不规则的井进行密封。在胶筒膨胀达到标准之后, 也不会对周围的地层产生压力作用, 有效防止了周围地层出现裂纹的情况。同时, 自膨胀封隔器也有自身的缺点, 即胶筒的长度过长, 在膨胀后胶筒的强度会相应降低, 而要想实现常规封隔器的密封压差, 就要求胶筒的长度在6到9米之间, 外径范围也只能在小于裸眼井径的8到10毫米之间。基于这种情况, 我国的石油集团开发出了一种膨胀速度快且强度高的橡胶材料, 并进而研制出了具有高耐性、高强度的自膨胀封隔器——FZP114, 如图1所示。其胶筒长度的耐压差最高可以达到每1米55兆帕。这种自膨胀封隔器具有结构简单、操作容易、耐性高、长度短等优势, 在很多程度上提高了下入过程的安全性。
1-接箍;2-基管;3-挡环;4-紧定螺钉;5-挡眼;6-承托环;7-叠片;8-胶筒
3.2 滑套
FZP114投球滑套的结构主要包括上接头、内筒、密封圈、球、固定螺钉、球座、剪切销钉、止动环和下接头。其中球座的材料为易钻材料, 方便在需要通径时下入连续管将其钻除。FHTY114的液压滑套结构则主要包括上接头、密封圈、内筒、剪切销钉、止动环和下接头。这两种滑套的结构虽然有些不同, 但是其最关键的设计部门都是一致的, 即要对剪切销钉的剪切值进行精确的计算, 从而保证压力的准确性。其中, 制造销钉的材料选用黄铜, 不同的销钉个数所需要的开孔压力也各不相同。比如在销钉个数为2时, 开孔压力只有2.40兆帕;而当销钉个数增加到16个时, 开孔压力就会高达19.18兆帕。同时, 考虑到页岩气压裂的过程中的排气量问题, 还要对排量和轴向剪切力进行计算。在现场施工的过程中一定要依据排量的状况具体确定销钉的个数, 以免因销钉提前剪断而产生事故。
4 结语
页岩气作为一种储量丰富的非常规能源, 在我国资源发展、改革的过程中有着十分重要的地位。页岩气分段压裂完井工具在页岩气的开采过程中起到了重要的作用, 为页岩气的有效、长久开采做出了卓越的贡献。同时, 随着国内页岩气技术的不断进步和完善, 一定会有更多更好的页岩气开采工具出现。
参考文献
“井工厂”压裂 篇6
关键词：初始地应力差,转向压裂,初次压裂规模,正交实验设计
压裂是油气藏增产、增注的一项主要措施[1,2]。压裂过的井层在生产一段时间后, 由于种种原因会失效。为了继续获得高产和经济的开采效益, 须进行转向压裂[3,4]。由于对转向压裂的机理认识不清, 导致大量的转向压裂井不能取得理想的增产效果, 增产有效期短, 部分井甚至无效, 浪费了大量的人力和物力资源, 严重制约了油田高效开发。
Y油田自2011年开始实施转向压裂。从生产数据分析, 一些井层可能发生了重复压裂裂缝转向, 但对裂缝转向的影响因素还不是很清楚。尽管国内外各油田已经广泛应用转向压裂技术[5,6], 很多学者已对裂缝转向的机理进行了深入研究, 但是在储层及生产参数对裂缝转向的影响权重方面几乎没有研究。因此, 本文分析了转向压裂井裂缝转向的影响因素, 为今后转向压裂的选井选层提供依据。
1 水平地应力场预测原理
由于油气井中以往压裂的裂缝存在、油气井的长期生产、储层各向异性及其生产或注入量等因素将导致储层中水平地应力大小和方向发生变化。其中, 以往压裂的人工裂缝及油气井的生产参数对水平应力场的影响较大。
从初次压裂二维垂直裂缝示意图 (图1、图2) 来分析重复压裂井在生产过程中的地应力变化:模型中央的一直线作为裂缝 (可以近似于短半轴趋于零的椭圆) , 长为2a (a为裂缝半长, m) , 作用于裂缝上的压力为-p。
初次压裂的裂缝在x、y、z方向上的诱导应力和诱导剪切应力公式为:
式 (1) 中:c=H/2
式中:σ'x、σ'y、σ'z为x、y、z方向上的诱导应力, MPa;p为裂缝面上的压力, MPa;r为距离, m;H为裂缝高度, m;r为地层任意一点距裂缝中心的距离, m;r1、r2为地层任意一点距缝端的距离, m;θ为地层任意一点与裂缝中心在垂直方向上的夹角, °;θ1、θ2为地层任意一点与裂缝两端在垂直方向上的夹角, °;v为泊松比;τ'xz为xz平面的诱导剪切应力, MPa。
油气井生产诱发的应力场变化由以下控制方程结合相应的初始和边界条件推导得到:
式中:K为渗透率, m D;μ为黏度, m Pa·s;Δ为梯度;p为储层中的孔隙压力, MPa;φ为有效孔隙度;cf为压缩系数, MPa-1;α为Biot孔隙弹性常量;t为时间, h;εxx、εxx、εxx为x、y、z方向上的应变, MPa;’·u为变量u的散度;u为位移增量, m;G为剪切模量, MPa。
根据Y油田井网特点建立反九点法压裂井示意图 (图3) 。由于井网对称, 以图2中阴影部分作为模拟单元, 使用ANSYS软件剖分模拟单元得到有限元模拟网格图 (图4) , 根据式 (1) ~式 (6) , 利用有限元理论, 建立初次压裂后随时间变化渗流场的有限元方法计算模型, 通过数值模拟研究储层参数及生产参数对重复压裂井裂缝转向的影响。
2 裂缝转向的影响因素分析
2.1 初始水平地应力差对裂缝转向的影响
初始水平地应力差与转向新裂缝垂向延伸距离关系曲线 (图5) , 初始水平地应力差值是控制垂向裂缝是否产生的主要因素之一, 差值越大, 越不容易产生新裂缝, 即使产生了新裂缝, 裂缝垂向延伸的距离也很小。根据上述曲线得到的极限应力差为6.4MPa, 若初始初始水平地应力差高于这一极限值, 一般不会产生转向新裂缝, 而低于此极限值, 则有可能产生转向新裂缝, 且差值越小, 转向裂缝垂向延伸距离越长。
2.2 生产压差对裂缝转向的影响
转向裂缝垂向延伸距离与生产压差的关系如图6所示, 从图中看出转向裂缝垂向延伸距离与生产压差关系较大, 生产压差越小, 越不利于裂缝转向, 换言之, 储层压力水平保持的越好, 重复压裂越不容易转向。当生产压差低于一定值时, 经过很长时间的生产, 转向压裂也不能产生转向裂缝。但是井底压力不可过低, 如果生产压差值过大, 在井底附近容易引发塑性变形, 使渗透率大大减小, 甚至会引起储层出砂等, 从而影响油井产量。
2.3 储层渗透率对裂缝转向的影响
图7为转向裂缝垂向延伸距离与储层渗透率的关系曲线, 从图7中可以看出储层渗透率越低, 裂缝垂向延伸的距离越长, 越有利于实施转向压裂, 当储层渗透率高于一定数值时, 重复压裂裂缝不会发生转向, 因此, 相对而言转向压裂适用于低渗透油藏。
2.4 初次压裂规模对裂缝转向的影响
初次压裂规模包括初次压裂裂缝宽度和初次压裂裂缝长度。从图8可以看出随着初次压裂裂缝宽度的增加, 转向压裂时裂缝垂向延伸的距离越长, 说明重复压裂时裂缝越容易转向;从图9以看出初次压裂裂缝越长, 转向裂缝垂向裂缝延伸的距离越长, 裂缝越容易转向, 换言之, 初次改压裂造规模越大, 重复压裂时裂缝越容易转向。
3 影响裂缝转向的敏感性分析
从上述分析得到初始水平地应力差、生产压差、储层渗透率、初次压裂裂缝宽度及裂缝长度这5个变量对转向压裂均有不同程度的影响。为了突出主要影响因素, 采取正交实验设计及其直观分析方法, 确定这5个因素对转向压裂影响程度的高低。
表1给出了各个影响因素的选值范围, 若对其中所示的因素进行组合计算, 将需要进行3 125个方案的计算, 运算次数较多, 计算工作量很大。
如采用正交方案L16-4-5 (表示:4水平5因素做16次计算) 设计, 共需要进行16次模拟运算 (表2) , 大大节省了计算工作量和计算时间, 优选出少数具有代表性的参数组合, 同时又可以获得较为全面的结论。
注:m1, m2, m3, m4代表不同影响因素的4个水平值。
由图10的正交试验极差直方图可知:在诸多影响因素中, 初始水平地应力差是影响裂缝转向的最主要因素, 生产压差次之, 储层渗透率与初次压裂裂缝宽度的影响居中, 初次压裂裂缝长度对裂缝转向的影响最小。
4 现场应用效果
依据研究成果, 2011~2013年在Y油田优选初始水平地应力差低、渗透率低的区块实施转向压裂33口井, 并进行了地面微地震裂缝监测以明确转向裂缝的走向及裂缝转向角度, 监测结果表明裂缝发生了转向, 转向角度在24.5°左右, 从压裂效果上看 (表3) , 转向压裂较常规压裂平均单井一年多增油71 t。
5 结论
(1) 初始水平地应力差是影响裂缝转向的最主要因素, 在转向压裂前应选取初始水平地应力差值较小的区块实施, 确保转向压裂获得成功。
(2) 从压裂后的增油效果上看, 转向压裂适合于Y油田老井重复压裂, 同常规压裂相比, 平均单井年累计多增油71 t。
参考文献
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“井工厂”压裂 篇7
一、管串结构设计
1. TAP阀结构组成及相关参数
TAP阀直井分层压裂完井技术主要应用工具为T AP阀。按其功能分为启动阀, TAP阀、爆破阀三种。爆破阀下入位置对应最下部改造层位, 主要作用在井下或井控要求不具备射孔条件下使用。一般最下部改造层实施射孔压裂, 爆破阀可以不入井, 降低作业风险。启动阀主要部件为本体、上下接头、滑套系统 (滑套、飞镖座及销钉) 、密封系统 (橡胶密封圈) 、液压系统 (柱塞、液压管路等) 水力压裂喷嘴 (喷砂口) 等组成, 主要启动液压系统, 形成上级T A P阀飞镖座。TAP阀对应上级改造层位, 与启动阀相比:没有飞镖座, 而增加液压控制C圈, 液压系统与启动阀液压管线相连。如图1。
2. 套管强度校核
套管滑套分级压裂工艺通过套管实施, 套管将承受很高的内压力, 套管抗内压屈服值直接影响限制压裂施工时的最高井口压力, 因此必须对入井套管进行严格的套管抗内压强度校核。抗拉与抗外挤因水泥石固结, 压裂时性能变化不大, 因此不做校核。根据API标准, 对管柱载荷采用等安全系数法进行套管强度校核, 抗内压安全系数取值不小于1.10。因固井后, 套管与水泥胶结, 抗压强度增大, 根据AMOCO公司和四川气井推荐, 抗内压强度安全系数不小于1.0。当压裂时, 井底套管所受动载荷最大, 抗内压系数最低。
式中:S C—抗内压系数;P j—最小屈服强度下抗内压力M P a;P D Z—井底套管所受动载荷, M P a;P y l—压裂井口泵压MPa;Pf—沿程总摩阻MPa;Pdc—地层压力MPa;Pyz—井底液柱压力, MPa;Po—地层破裂压力MPa
3. 管串结构设计
(1) 常规固井入井管串为:浮鞋+套管+浮箍+套管+ (爆破阀) +套管+启动阀+套管+定位短套+TAP阀+套管+…+定位短套+TAP阀+套管+调节短套。
尾管固井入井管串为:浮鞋+尾管+浮箍+尾管+TAP爆破阀+尾管+TAP启动阀尾管+TAP阀+定位短套+尾管+…+TAP阀+定位短套+尾管+尾管悬挂器+钻杆+调节短钻杆。
TAP阀的数量和位置根据油气水分布情况、产液气量决定。TAP阀位置的精确定位是实现压裂增产的前提。
(2) 调节短套
TAP阀后下入短套, 目的测井校深, 准确定位TAP阀位置。入井套管下至设计数量的最后一套管时, 进行磁定位校深。采用自然伽马 (GR) 和磁定位 (CCL) 油套复合校深, 将单井测试校深曲线和综合测井曲线、套管短节曲线进行综合解释评定, 通过计算, 准确定位TAP阀与目的层距离, 下入最后一根套管和调节短套。下套管剩余1根时进行测井校深, 使套管调节余地大, 调节短套长度应综合考虑预定管串数据和套管的伸长量。
ΔL=PL/EF
式中:ΔL—套管在泥浆中的伸长量, m;L—套深, m;E—弹性模量, 206*109Pa;F—套管横截面积, m2;P—套管在泥浆中拉力, N
二、固井要求
1. 固井质量
在油层分布多, 层间距小、有边底水等油水分布复杂储层进行选择性开采, 良好层间封隔能力是实施分层开采作业必备条件。其一是在TAP阀直井分层压裂中, 喷砂嘴随TAP阀提前入井, 改造层位确定, 选择余地小。其二是固井为非标准间隙或小井眼固井, 固井难度大。因此, 固井质量优质, 防止层间流体互窜, 保证层间无干扰作业是成功应用TAP阀套管滑套分级压裂, 达到增产目的前提条件。
2. 配套浮箍、胶塞及胶塞过阀要求
TAP阀套管滑套完井管串中, TAP飞镖座内径最小, 固井所用胶塞尺寸必须小于飞镖座内径, 确保胶塞顺利穿过TAP阀。为保护TAP阀不受猛烈撞击, 宜选择挠性胶塞和配套的浮箍, 保证固井施工正常碰压;同时, 替浆过程中, 挠性胶塞通过TAP阀时, 降低顶替排量。
三、TAP阀直井分层压裂工作原理
TAP阀是将滑套、喷砂嘴与液控系统功能集成在一阀体上, 该工艺提前将针对不同产层的TAP阀与套管入井, 一起固井后直接通过套管压裂的工艺。其工作原理如下:
(1) 按照指令将各个T A P阀与套管串连接, 测井校深, 保证TAP位置准确无误。
(2) 实施固井、测井、井口装顶及套管试压作业。
(3) 最下层实施常规射孔, 压裂, 测试作业压裂方案, 修整下一级压裂预案;
(4) 投入飞镖, 等飞镖入座后, 隔离最下面产层, 套管内形成密闭空间;
(5) 井口加压, 剪断销钉组, 内滑套下行;
(6) 投标憋压, 内滑套下行过程中, 同时激活液控系统, 推动柱塞, 通过液压挤压上层TAP阀C环, C环半径逐渐缩小;
(7) 滑套下行至锁紧机构位置, 滑套开孔位置对准压裂喷砂口, 形成水力压裂通道, 同时上层TAP阀C环在液压作用下形成飞镖球座。
(8) 通过水力喷砂, 高能砂流破裂水泥石, 连通改造层位, 达到增产目的;
(9) 从下到上, 依次投镖实现多层分层压裂, 最后通过防喷返排, 返出飞镖;如图2。
(10) 可使用连续油管和机械开关工具实施关闭滑套。
四、完井方式特点
TAP阀直井分层压裂完井技术使用范围广, 这种完井方式具备套管射孔完井具有的所有优点。在低压低渗和自然产能低、薄层等致密储层开发中应用, 具有明显增产优势。与常规套管射孔、压裂方式相比较, 其具有 (1) 精准定位压裂, 达到增产目的; (2) 减少多次射孔; (3) 简化分层多级压裂施工及配套工序, 缩短完井周期, 提高投产效率; (4) 不受压裂级数限制、层数越多优势越明显等特点。
五、现场应用
吉深1井是吐哈油田台北凹陷温吉桑构造部署一口重点探井, 钻探目的探明南水西沟群致密砂岩气藏。一开井身结构为:φ444.5mm*405.50m/φ339.7mm*404m, 二开为:φ311mm*2780m/φ244mm*2778m;三开为:φ216*4170m/φ114.3mm*4148.65m。原设计为三开用φ216mm钻头钻直导眼至井深4360m后回填侧钻打水平井至A点3946.58m下φ177.8mm套管固井, 四开φ152.4mm钻头钻至B点4574.51mm, 下φ114.3mm尾管悬挂, 实施水平井TAP阀分段压裂完井。为尽快探明储量, 在直导眼钻至4170m后测井解释, 经勘探公司决定直接下114.3mm套管固井。测井、录井解释为差气层, 基本无自然产量, 勘探公司经工艺优选, 针对吉深1井测井解释气层段实施采用“四级压裂, 合层开采”的TAP阀直井分层压裂新技术。
1. 油藏特点
测井共解释气层 (或差气层) 60.2m/4层, 3902.0-3914.0m, 厚12.0m, 解释结论为气层;3859.0-3890.7m, 厚25.7m, 解释结论为差气层;3787.7-3798.0m, , 厚10.3m, 解释结论为差气层;3684.0-3696.2m, 厚12.2m, , 解释结论为差气层。油藏基本参数见表2。
2. 套管设计及校核基本数据
2.1套管设计
(1) 该井在J2x层底及井底J1s煤层发育, 钻遇煤层共210m/37层, 测井下至4160-4170m遇阻, 井底坍塌严重, 油底为3915m, 因此, 套深定在4150m, 避开坍塌井段, 降低下套管风险。
(2) 采用B T C扣型套管, 选取合适螺纹密封脂和最佳上扣扭矩, 提高连接强度和密封性能。
2.2套管校核
应用P破裂=P井口压力+P液柱压力-P摩阻-P地层计算校核套管抗内压安全系数, 套管校核结果见表4。
压裂施工限压80MPa时, 套管在井底抗内压安全系数为1.07, 投镖时由于排量低, 施工限压为85MPa。
3. 井口装定
原设计尾管悬挂固井更改为φ114.3m m套管下至井口的常规固井, 原φ444.5mm*φ244.5mm*105MPa标准套管头无配套的φ114.3mm卡瓦, 因此导致入井管串井口更换为一根φ139.7mm短套管, 保证顺利座挂套管头。为保证井口在压裂时安全可靠, 实施双保险结构。下管管前, 根据转盘面高度、套管接箍高度、座卡瓦时需要下放高度, 准确计算联顶接长度, 控制井口高度, 使套管接箍坐于套管头悬挂器, 上提放喷器, 座卡瓦。同时在接箍上接注塑法兰。
计算座卡瓦时需要下放高度h 2:ΔL=P L/E F;按照水泥返高3100m计算, 钻井液密度1.30g/cm3, 水泥浆密度1.89 g/cm3, 套管头下拉吨位为浮重的1.1倍, 计算联顶节高度:
H—转盘面高度, m;h1—139.7m m套管接箍高度, m;
h2—座卡瓦需要下放高度, m;h3—两个吊卡高度, m;
4. 管串结构及校深
(1) 实际入井管串结构
实际下入套管管串结构:φ139.7m m长圆联入×7.01m+φ139.7m m长圆短套×1 1.2 m+φ1 3 9.7 m m长圆母扣转 (φ1 1 4.3 m m B T C公扣) ×1 1.5 0 m+φ1 1 4.3 m m B T C调整短套×13.00m+φ114.3mmBTC套管×3687.13m+TAP阀×3688.56m+φ114.3mmBTC定位短套×3694.99m+φ114.3mmBTC套管×3790.5m+T A P阀×3791.93m+φ114.3m m B T C定位短套×3 7 9 6.9 3 m+φ1 1 4.3 m m B T C套管×3 8 6 1.9 4 m+T A P阀×3863.37m+φ114.3mmBTC套管×3883.98m+启动阀×3 8 8 5.1 6 m+φ1 1 4.3 m m B T C套管×4 1 3 1.0 9 m+φ1 1 4.3 m m B T C浮箍×4 1 3 1.0 9 m+φ1 1 4.3 m m B T C浮箍×4 1 3 1.5 2 m+φ1 1 4.3 m m B T C套管×4 1 4 5.2 5 m+φ1 1 4.4 m m B T C浮鞋×4145.75m。
(2) 下套管校深
下套管校深 (下至最后一根长套管时) 见表5。
5.固井
5.1固井难点
(1) 非标准间隙固井, 在φ216m m井眼内下入φ114.3mm套管, 在吐哈固井尚属首次, 存在环空间隙大, 管内流动阻力大, 顶替排量受限, 如何保证各层良好的封隔能力, 确保TAP阀分层压裂;
(2) 该井煤层发育, 其中最厚层21m, 在钻井过程中存在坍塌渗漏, 固井存在漏失风险;同时小套管排量无法提高, 环空间隙大, 井眼净化程度低, 环空堵塞风险高;
(3) 首次应用T A P完井固井工艺, 要求准确计量;
(4) 井底温度高 (测井井底温度105°) , 水泥浆性能要求高。
5.2针对性措施
(1) 堵漏并作地层承压6MPa, 保证固井返高和质量;
(2) 加入弹性弹弓扶正器32只, 液压保护罩 (具有套管扶正作用) 19只, 保证套管居中和改造层固井质量;
(3) 固井前配置轻浆, 加大领浆数量, 降低液柱压力, 提高顶效率;
(4) 使用纤维堵漏水泥浆, 优化水泥浆性能, 合理附加水泥量, 防止固井漏失;
(5) 精确计量, 使挠性胶塞过TAP阀时, 降低过阀速度, 保证TAP阀后续作业正常;
(6) 压塞前, 开水泥头盖直接投塞, 降低不可预知风险;
(7) 优选顶替排量, 保证返速1.0m/s;
5.3施工数据
根据施工地层特征及现有技术条件, 确定了具体的施工参数。施工数据见表6。
5.4固井质量综合评价
水泥返高3050m (设计3200m) , 固井质量综合评价优质。固井质量综合解释见表7。
5.5分段压裂工艺及效果
吉深1井油层段第一层3902-3914m实施射孔压裂;第二、三、四、五层分别为3880.0-3890.0m、3859.0-3874.0m、3787.7-3798.0m、3684.0-3696.2m段实施合层TAP阀压裂。吉深1井实施分级压裂后初期投产达到日产气达4.5×104 m3, 油12m3, 单井产量显著提高。分层压裂数据见表8。
六、认识与体会
1.首次应用TAP阀直井分层压裂完井技术完成5层4级压裂, 填补吐哈钻井公司和吐哈油田技术空白, 社会效益大。
2.吉深1井实施分级压裂后单井产量显著提高, 经济效益明显, 证明台北凹陷温吉桑构造水西沟群致密砂岩气藏具有开发价值。
3.进一步完善了非标准间隙深井固井技术, 有力促进吐哈固井技术发展。
4.如何根据储层实际地质情况优选层位, 确定TAP阀数量与位置是该技术工艺的核心。
摘要：TAP阀直井分层压裂完井技术综合集成应用完井、分层压裂工艺及水力喷砂技术, 提出将多个针对不同产层的TAP阀与套管一起入井注水泥固井, 然后通过套管直接进行分层压裂, 进行多层改造的一种完井分层改造工艺。其最大优势在于减少多层射孔, 简化分层多级压裂施工及配套工序。本文通过在该完井工艺在吐哈油田探井吉深1井中的具体应用, 通过管串设计、固井工艺质量要求、分级压裂原理及完井特点等方面进行论述, 达到对多气层井开发借鉴新思路、提供新方法。