分段完井（共6篇）
分段完井 篇1
随着全球范围内的资源紧张状况, 非常规能源受到越来越多的关注。页岩气作为一种典型的非常规能源在我国有着巨大的储量, 经济价值也非常大。然而由于页岩气藏的储层的特点, 所有的井都需要压裂改造才能完成开采。因此研究页岩气分段压裂完井工具对于页岩气的开采是十分有必要的。
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
[1]赵杰, 罗森曼, 张斌.页岩气水平井完井压裂技术综述[J].天然气与石油, 2012 (2)
疏松砂岩水平井分段筛管完井研究 篇2
油田的实践过程证明,水平井长度并不是全部打开才能够发挥水平井的最大潜力。许多水平井采用沿井筒方向进行分段部分打开,实施分段开采。
国内外对于疏松砂岩油藏水平井筛管分段完井的研究很少,主要有Kamal[3]建立了水平井任意打开部分长度、考虑表皮因子影响的解析模型。Kamal应用瞬时点源法推导了选择性完井的瞬时流入模型。但它不能完整的表征选择性完井的特征。1994年,Turhan Yildiz研究选择性完井的不稳定压力变化,完善了Kamal有关于部分打开水平井的模型。Renard[4]建立了油井半解析流入动态模型,扩展了部分打开水平井的流动模型。验证打开段数量和长度的影响。研究表明,水平井分段打开比完全打开时的产油指数小,但降低并不十分显著。将水平井段分为四段时,产油指数稳定。对于薄油层,分段数量的影响更为明显。
本文综合了以往各研究的优缺点,根据文献[5]中的将筛管段以及盲管段的井筒模型以及油藏模型结合,建立了分段完井的产能预测耦合模型方法。设计计算了不同的分段完井方式模型,最终得到不同打开程度以及分段数对产能的影响。
1 水平井分段完井计算模型
计算模型分为井筒计算模型和油藏计算模型2个部分,其中井筒模型由盲管段及筛管段的流动模型组成[5,6]。
1.1 井筒模型
1.1.1 筛管段流动模型
因为流体从油藏流入井筒,会干扰筛管段的边界层,从而改变了管壁的摩擦阻力,故引入了修正壁面系数fhw,然后将把每段筛管分为n个小段,则筛管内第n段的压差可以表示为
式(1)中Δpw筛为盲管段的压降;Q为该微元段上游段的流量;q为该微元段流入井筒的流量;D为井筒直径;fhw为壁面修正系数;对于层流,fhw=f0(1+0.043 03R0.614 2ew);对于紊流,fhw=f0(1-0.015 3R0.397 8ew)。其中,f0为摩擦系数,无因次;Rew为壁面入流的雷诺数,无因次。
1.1.2 盲管段流动模型
对于盲管段,由于没有壁面的流入和流出,所以它的流动与常规的水平管流是一样的。其压降模型为
式(2)中Δpw盲为盲管段的压降,ρυ为流速υ下的密度;Δx为微元段的长度,对于层流,;对于紊流,。
将筛管段分成很多微元段以后,将盲管段和筛管段综合起来,井筒模型可以表示为
式(3)中Qj为流过水平井筒第j段末端的主流流量;qj为从油层流入水平井筒第j段的流量;Δpwj为第j段生产微元段的压降。
1.2 油藏模型
根据势理论,A、C、E几段筛管在任意一点产生的总的势为
式中ΔL为水平段的长度,φi为在i点产生的势。要求生产段在油藏中任意一点的压力建立耦合模型,则先应该求出不同生产段上某一微元段在油藏中任意一点产生的势,然后结合压力与势的转换关系,可以得到分段筛管完井在油藏中的压力分布模型
式(6)中pe为地层压力;ze为水平井距油藏边界的距离。
1.3 耦合模型
井筒各生产微元段中点处的流压为
将式(6)代入式(5)中,然后将井筒模型和油藏联立起来求解,可以得到耦合模型为
求解时利用压力向量和径向流入量,取出每一小段的qj,然后再将每一段加起来,就可以得出油井的总产量。
2 打开方式及程度对于产能的影响
2.1 分段完井方式设计
通常所说的分段完井是采用图1所示的一段盲管一段筛管的布置方式进行完井,这种方法可以较好的延缓底水锥进的速度。由于盲管不射孔,对水平井产能没有贡献,一般认为,如果整个水平段都下入筛管,打开程度就是1,全下入盲管,打开程度为0。为了得到打开程度及方式对产能的影响,在保证水平井总长度均为500 m的前提下,分别设计了打开程度为20%,40%,60%,80%,100%,分段数为3~8段时的不同分段完井方式。具体设计方法如下:
首先根据要分的段数,按照一段盲管一段筛管进行排列,再根据打开程度算出计算筛管与盲管的总长度比例,如打开程度60%,则筛管总长度:盲管总长度=3∶2,如果打开程度80%,则筛管总长度:盲管总长度=4∶1。再筛管总长度除以筛管段数得到每段筛管长度,同理得到每段盲管长度,进而得到每种方式下筛管与盲管的排列方式,图2中分别为打开程度60%,分为5段的分段完井方式,筛管=盲管=100 m和打开程度60%,分为5段的分段完井方式,筛管=75 m,盲管=67 m。
得到了不同的分段完井方式,将其代入上式进行计算,得到产能比(产能比指目前状态下的产能与100%打开状态下的产能的比值)情况。
2.2 打开程度的影响
分别设计了不同打开程度以及分段数的完井方式,通过计算,得到产能比与其的关系,如图3所示。
从图3中可以看出产量比与打开程度呈正比关系,但存在明显的拐点,即当打开程度达到60%时,打开程度再增加,产量增加的幅度明显小于之前的幅度。60%的打开程度可以达到80%左右的产能比,因此可以认为打开60%可以收到较好的效果。
2.3 分段数的影响
分段数并不是越多越好,因为分段数越多,操作的工艺就越复杂,图4是同一打开程度下分段数与产能比的关系,从图4中可以看出,分段数大于6时,产量比增加的幅度减小,由此可见,一定的打开程度,将整个水平段分为6段来放置筛管和盲管可以收到较好的效果。
2.4 从井趾开始打开方式对产能的影响
根据现场的实际情况,还有一种方式是从井趾开始打开的分段完井方式[7—9],如图5所示。从井趾开始放置筛管的方式,如打开10%,第10段放置筛管,打开20%,第10、9段放置筛管,依次类推,这种方法的优点是后期增产改造容易,如果末端出砂严重,可以封死,再打开其余生产段产油。本文也对这种方式下打开程度与产能比的关系进行了研究,如图6所示。
从图6中可以可以看出,按照这种方式计算,60%的打开程度可以达到82%的产量,也可以获得很好的效果。
3 现场对比
孤东X1区块位于孤东油田西部,构造上位于济阳坳陷沾化凹陷孤东潜山构造西翼。主力层位Ng52+3层孔隙度平均37.9%,渗透率平均2 173×10-3μm2,含油饱和度平均65.3%,泥质含量10.5%。X1区油气藏主要受岩性和构造的双重控制,河道砂体决定储集层的空间展布,形成构造-岩性普通稠油油藏。全部采用水平井开发,下精密滤砂筛管完井防砂,目前,根据之前的研究成果,在X1区4口水平井完井过程中采用设计的方式进行筛管分段完井,筛管段长度及油层段长度如表1,平均筛管占水平段比例60.9%。投产后平均单井日产液51.3 t,日产油3.5 t,含水93.2%,达到该区块其他水平井平均日产液的86.8%,与计算结果基本一致,证明该计算方法与现场实际有很高的吻合度。
4 结论
(1)通过计算得到如果采用间隔的方式布置筛管和盲管,60%的打开程度,即筛管:盲管长度=3∶2可以达到80%左右的产能,因此认为打开60%可以收到较好的效果。将整个水平段分为6段来放置筛管和盲管可以收到最佳的效果。采用从井趾开始打开的分段方式下,60%的打开程度可以达到82%的产量,这种方式后期增产改造容易,较多的被现场采用。
(2)按照以上方法对孤东X1区块4口水平井进行了完井设计,平均筛管长度占水平段比例60.9%。投产后平均单井日产液51.3 t,达到该区块其他水平井平均日产液的86.8%,获得了较好了经济效益。
参考文献
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分段完井 篇3
目前油田已在分段压裂技术中, 应用了套管固井分段压裂和可钻桥塞多簇射孔两项技术, 套管固井滑套分段压裂为单点压裂, 不适合薄互层压裂;可钻桥塞多簇射孔技术应用过程中存在施工过程复杂、桥塞下入过程中遇卡、坐封后不密封等风险。针对以上问题, 通过研发新的工艺技术, 不仅可以实现大规模压裂改造, 而且操作简单、安全可靠。
1 配套工具研发与优化
1.1 密封球的优化
密封球设计为复合材料, 要求耐磨易钻, 与预置球座配合使用, 可实现3-5级的直井多簇压裂完井。
1.1.1 预置封隔工具及球的密封试验
试验方法:将球放入球座内, 上端安装Ф139.7mm试压接头, 并与100MPa试压泵连接, 进行强度密封试验。
试验结论:预置球座与密封球配合, 按等级由小到大分别可承压70MPa、65MPa、60 MPa, 满足现场施工的要求。
1.1.2 预置封隔工具及密封球可钻性试验
将密封球放入预置球座内, 用螺杆钻依次钻穿球座工具, 第一组以360-480L/min小排量钻穿球座工具, 第二组以360-540L/min大排量钻穿球座工具, 进行工具可钻性能试验。
室内试验证明, 钻除球座工具时间需要90分钟左右, 钻后内径120mm, 达到套管柱内通径尺寸, 研制的预置球座及密封球可钻性能符合设计要求, 满足现场施工需求。
1.2 预置球座的优化
1.2.1 试验方法:
将球座上端连接Ф139.7mm试压接头, 并与100MPa试压泵连接, 下端与Ф139.7mm母死堵连接, 进行强度密封试验。
1.2.2试验结论:
预置球座强度与套管强度相同, 符合性能设计要求, 具备现场试验的条件。
1.3 固井胶塞的优化
1.3.1 胶塞结构优化
固井过程中, 既保证将套管中的水泥浆驱替刮削干净, 又易通过缩径位置, 胶塞通过球座有0.5—1MPa压力变化。
相比旧胶塞, 新胶塞胶皮硬度更大, 不易变形, 胶塞整体长度减小, 胶塞杆本体外径加大, 在保证胶皮外径的同时, 胶皮更小。顶替过程更有利于胶塞整体居中, 避免胶皮变形发生翻转。另外, 增加1道密封圈, 能有效保证碰压后的密封效果。
2 结语
2.1 对配套工具进行设计研发并优化, 有的放矢进行整改, 对优化后的工具效果进行了正确的评价, 保证了完井施工成功率。
2.2 研制的预置球座分段压裂工艺及配套工具, 经室内试验证明各项指标均达到设计要求, 具备现场试验的条件。可满足大港油田3至5级直井多簇射孔压裂完井的需要。该技术工艺简化, 可实现大规模压裂改造, 属于国内外首创。
参考文献
[1]刘洪林等.《非常规油气资源发展现状及关键问题》.天然气工业, 2009, 29 (9) :113-116.
分段完井 篇4
YL H-1井是元坝气田部署在元坝九龙山南鼻状构造带五龙构造-岩性圈闭的一口评价井,目的层为三叠统须家河组二段,完钻斜深5795m,完钻垂深4550.29m,实探人工井底5755.39m,水平段实长1027.13m。
2 完井工艺分析
(1)地应力分析须家河组二段储层岩性上以深灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩为主,粉砂岩、灰质细砂岩不等厚互层,是典型的致密砂岩储层,地层破裂压裂高。
通过计算得出本井储层改造段的静态杨氏模量介于18~32GPa,泊松比介于0.218~0.35,最大水平主应力方向为97.5°,最小主地应力多数为65.5MPa,最大主地应力118-112MPa,井底闭合压力应为100~110MPa,应用软件对本井须二段进行地应力计算。从结果分析,目的层与上、下隔层岩性区别较大,地应力差异明显,在压裂改造期间有利于缝高的控制。
(2)井身结构根据先期部署的探井及试采井产能不理想的情况,为提高单井产能,优选采用了水平井,油层套管分两段完井,其中井口至3953m为φ177.8mm套管,3946~5795m悬挂φ139.7mm套管,该井身结构可以实现顶部封隔器座封在上部套管,分段封隔器座封在悬挂套管段内。
(3)井筒处理工艺①井筒处理工具。针对本井特殊的完井工艺,研发了以特殊构造的梨形铣锥、磨铣通井规为主的井筒清障工具,优化了作业控制参数,能够有效清除毛刺和水泥等障碍物,保证完井改造管柱的顺利下入和封隔器的有效密封。②井筒净化工艺。针对本井泥浆比重高、固相含量高、长水平段易沉淀的特点,研发了特殊冲砂工具,优化形成了长水平段井眼净化工艺技术,能够有效冲洗沉砂、水泥块等固相杂质,为完井管柱提供了合格的井筒条件。对于位垂比大的水平井;分析了泥浆性能与作业要求的耦合特征,通过室内评价实验系统优化以切力为主要指标的泥浆流变性能参数,经过现场试验验证,制定了详细的泥浆的性能控制标准。
(4)分簇式射孔工艺根据水平井“多段分簇”压裂裂缝扩展的三维有限元力学模型,对水平井“多段分簇”压裂簇间裂缝干扰进行了模拟计算,射孔簇数和射孔簇间距是影响水平井“多段分簇”射孔压裂簇间裂缝干扰的主要影响因素。射孔簇数越多,每个压裂段裂缝间的干扰越严重,射孔簇间距越小,裂缝间的干扰越严重,相应的施工参数和储层参数会对裂缝扩展结果产生一定的影响。
因本井水平段跨度长度长达1104m,但累计射厚仅有29m,综合按7段分段加砂压裂;同时为提高水平段末端的产能贡献率,优选裂缝发育区域,考虑水平段末端加密分段间隔,采用钻杆+油管传输的分簇式射孔工艺,分2次13簇完成射孔作业,减少近井的裂缝扭曲摩阻。
(5)高压差分段改造工艺①高压差分段压裂工具。根据本井破裂压力高,工具压差大的特性,经过调研国内外高压差分段工具后,采用了15000psi高压差封隔器的组合分段改造工具,满足最大改造压差达103MPa,为目前工艺条件下最大压差的入井封隔器。②压裂液体系及支撑剂。根据本井大规模压裂参数,优选了压裂液体系,主要具有以下优点:a.快速水化;在3分钟内达到粘度的85%到90%,10分钟内达到粘度100%,尤其适合大型压裂的在线混配施工。b.低残留,快速分散;胍胶利用内部自带的分散剂和缓冲剂实现自行水化,不易形成鱼眼,利于基液形成较高的粘度。c.低浓度可获得高粘度;在相同浓度和温度条件下压裂液粘度明显高于其他竞争压裂液体系,最高可比常规压裂液粘度高20%。d.较高的返排率:针对气井压裂的微乳化表面活性剂专利产品,能够大大提高气井压裂后返排率。
参考邻井压裂施工情况,经计算本井目的层闭合压力100~110MPa,在后期加入30/50目低密度高强度陶粒作支撑剂,以满足长期导流能力,同时可以降低施工风险,在前置液阶段设计70/140目粉陶段塞来封堵多裂缝及天然裂缝,提高压裂施工成功率。
(6)超高压地面工艺采用140MPa高压地面压裂车组进行超高压加砂压裂施工,满足在超高压条件下不停泵投球工艺,减少由于停泵造成的砂堵等复杂情况的发生,优质高效的完成了7段超高压加砂压裂施工。
3 结语
①采用的高压差封隔器分段工艺适用于陆相致密砂岩储层,在高破裂压裂条件下的产层分段,取得了较好改造效果。
②对水平段的合理优化进行分簇式射孔,缩短作业时间,减少对地层的污染。
③新开发的井筒处理工具及泥浆井筒净化工艺,对回接筒及其它井壁附着物进行了有效的清理。
④新型压裂液体系和支撑剂的匹配效果良好好,满足了超高压、大排量、连续作业的各项条件。
分段完井 篇5
胜利油田采油工艺研究院[7]开展了套管固井预置滑套多级分段压裂完井技术，该工艺分段级数不受限制，压裂规模大、施工排量大，对井眼质量要求比较低，避免射孔、钻塞，有很大的发展前景。针对该工艺研究的不足，综合前人研究基础上，从水泥环角度出发考虑弹塑性材料，评价水泥环弹性参数对地层起裂压力的敏感性分析，依托某低渗井研究水泥环强度、第二界面水泥胶结及不同方位角度下井壁的最大主应力分布，通过数值计算与室内实验分析水泥环与滑套工具共同作用下对储层岩石最大主应力的影响。
1 数值计算模型建立
揭示固井滑套完井工艺中储层岩石在水压力作用下的开裂规律。针对本问题，引入以下几点假设[8,9,10]。
1.1 基本假设
为便于分析水泥环对储层井眼应力场及破裂压裂的影响，对数值模拟模型做如下假设:
(1)地层、水泥环为各向同性体材料，满足弹塑性本构关系，服从摩尔库伦准则。
(2)储层岩石不发生物理、化学作用，忽略温度场的作用。
(3)套管和水泥环胶结面粘接完好，忽略其之间的相对滑移变形。
(4)储层岩石满足最大拉应力破坏准则。
1.2 模型参数选取
1.2.1 几何参数
对固井滑套工具进行简化，局部放大示意图图1所示，从内到外依次是滑套阀、水泥环、地层，A、B处为预设裂纹。井筒半径R1为216 mm，滑套阀外径R2为185 mm，滑套阀内径R3为147 mm。为消除尺寸边界效应，取地层宽度为井眼直径的10倍。模型左边界施加X方向约束，下边界施加Y方向约束。右边界和上边界分别施加最小、最大水平地应力，套管内施加均匀内压。
1.2.2 材料参数
依据某深井低渗透储层直井垂向取心后，通过室内三轴岩石强度测试仪实测得到材料力学参数，储层岩石:弹性模量27 800 MPa，泊松比0.27，内聚力39.68 MPa，内摩擦角32.52°。水泥石:弹性模量20 000 MPa，泊松比0.25，内聚力17.15 MPa，内摩擦角24.32°。固井滑套(P110钢):弹性模量210GPa，泊松比0.3。水平最大地应力77 MPa，水平最小地应力39 MPa。
2 数值模拟及计算结果分析
国内外学者关注集中在水泥环对套管的作用，林元华等[11]、李军等[12]基于软岩层流变力学特性以黏弹性流变模型理论为基础，从不同角度建立岩层、水泥环和套管耦合或非耦合的力学模型。杨恒林等[13]，陈朝伟等[14]分析水泥环弹性参数，以减少对套管应力的影响，防止套损的延续。Rytlewski等[3]国内外学者虽然对固井滑套压裂完井研究了不同管柱构型水泥环及地层井周的应力分布，但未对水泥环弹性参数对固井滑套完井压裂的变化规律进行分析和评价。因此，需要研究非射孔条件下，研究水泥环强度及第二界面水泥胶结对固井开关滑套多级分段压裂完井工艺的影响。
2.1 水泥环强度的影响
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，根据现场压裂井实际施工套管限压70 MPa，采用井底压力60 MPa，采用强度折减法[15]分析水泥环不同强度下地层最大主应力分布，沿井周最高点顺时针提取应力数值(图1)，图2中观察到裂缝沿原始水平最大地应力方向起裂。压裂施工中，伴随滑套通道的高压流体，井周地层拉应力增强，地层起裂效果越明显。水泥环强度降低，通道口附近地层越容易产生裂缝，这是因为内压作用于套管壁及槽口水泥环界面上，通过水泥环传递到地层，随水泥环强度的降低，传递到地层上的应力越大，井壁形成的最大主应力值也会增大，增大了压裂的可能性。
2.2 方位角的影响
滑套阀通道口与原始最大水平地应力分四种工况进行分析，滑套阀开槽口与原始最大水平地应力方向夹角分别为:0°、15°、30°、45°。图3中，四种工况下地层井周应力出现严重的非均匀性，方位角在15°、45°方向，井周最大主应力接近零，该点所对应的即为滑套通道口旋转角度后的井周地层。图4中观测到方位角由0°转为15°，井周最大主应力减小并处临界拉应力状态，当方位角变为30°时，井周最大主应力值继续减小，呈现完全受压状态，不再具有压裂储层的环境，继续转至45°时，井周最大主应力值有小幅度回升趋势，使地层又处于临界应力状态。可见不同的方位角对井壁破裂影响显著，随着角度的增加，最大主应力成减小的趋势，在确定完井方式时必须考虑通道口方位角的影响。
2.3 水泥胶结强度的影响
采用水泥环外缘与地层间建立一薄层，用以刻画胶结强度对地层最大主应力的影响。数模计算中考虑两种工况:
第一种工况:地层-水泥环-套管组合，并考虑第二界面水泥胶结的作用。
第二种工况:在上述工况的前提下，沿原始最大水平地应力方向在水泥环A、B处预制两条裂缝，但不穿透胶结面层。如图1所示。
2.3.1 工况1分析结果
当考虑水泥胶结时，井周主应力值发生了显著的变化，胶结强度的存在对地层破裂起了明显的阻碍作用。图4中从初始胶结到胶结系数为0.6，井周地层最大主应力有微弱上升的趋势，但井周主应力值并不是一直增大，当胶结系数由0.6降低到0.2，井周最大应力在减小，使得井周地层过渡到临界应力状态，不利于压裂施工的运行，且胶结系数降0.2工况下起裂方向与原始最大水平地应力方向有一角度的偏转。
2.3.2 工况2分析结果
对于预制裂缝的模型，井周应力状态明显改善，井壁主应力值较高，说明只要突破水泥环，水泥环到地层有明显的裂缝通道时，压裂流体直接作用与胶结面及地层，可形成井筒到地层的有效裂缝，此时胶结面强度的影响是可忽略的。图5中观察到有裂缝条件下，地层井周最大主应力值非常高，有易于井周地层裂缝起裂。
3 水泥环破裂实验
将预置滑套外部固结水泥，确定套管内水泥环破裂的压力，为压裂施工时的压裂压力提供参考依据，是本次实验的主要目的。
3.1 实验流程
(1)连接实验工具，将连有承压接头的177.8mm套管放入244.5 mm套管中，然后使其竖立与地面垂直，调节177.8 mm套管的位置使其在244.5mm套管居中，然后向套管环空底部加少量砂子，并用一定比例水泥灰将244.5 mm套管底部周围在外部固定。
(2)配比水泥，称取30 kg的水泥和12 kg的清水，将其在大容器内混合，利用搅拌器将其充分搅匀，配出的水泥密度为1.93 g/cm3。
(3)将配置好的水泥缓慢的注入套管环空，控制水泥液面在环空的高度，使其与244.5 mm套管上部基本对齐。
(4)实验装置放置、侯凝2 d。
(5)连接好试压管线，启动试压泵对实验装置进行打压，观察环空有无水溢出。
(6)将实验装置用水龙带、尤壬与400型撬装泵连接好，启动400型撬装泵，分别以压力对实验装置进行打压，确定水泥环破裂压力。
3.2 实验分析
实验数据见表1。
实验泵压3 MPa时，套管环空开始有少量的水溢出，说明此时水泥环已经破裂。泵压5 MPa、10MPa时，环空两端开始有大量的水流出，水泥环裂缝逐渐扩展。泵压15 MPa时，套管环空两端有少量水泥被挤出，水泥环完全被破坏，大量的水从两端喷出。实验表明固井开关滑套完井工艺固井水泥环在较低的压力下即可破裂，对压裂时压开储层影响不大，与Rytlewski等[3]研究结论相同，验证了固井开关滑套完井实施的可行性。
4 结论
(1)通过地层、水泥环弹塑性体有限元模型，水泥环强度降低时，井周地层最大主应力增大，有利于地层起裂。套管外水泥环可以提高套管抗挤强度，可以有效减小套管产生的应力。当水泥环较薄甚至无水泥环时，地应力作用于套管，会造成套管应力较大，且超过套管屈服强度，造成套管塑性变形损坏。因此水泥环强度降低应存在一临界值，既起到保护套管，封隔地层的作用，又易于可靠的压裂施工。这对固井水泥的研究提出更高的要求。
(2)水泥环胶结程度对地层起裂会有一定的阻碍作用，通过数值模拟研究发现当水泥环产生水力微裂缝时，可忽略水泥胶结对地层压裂的影响。室内实验也则证实了固井水泥环在较低压力作用下即可破裂。
分段完井 篇6
1 水平井分段控水机理
水平井生产过程中, 由于井筒周围产生压力降及油藏中的物质平衡关系, 使油水界面呈锥形上升, 一般认为水平井生产底水油藏能否形成水脊, 主要取决于纵向压力梯度与重力梯度大小的对比, 如果纵向上压力梯度大于重力梯度底水就上锥, 反之就不会形成水脊。合理的生产压差的大小与油层厚度、打开程度、储层物性、原油物性及水平井在油藏中的位置等因素有关。
这种完井方法优点在于采用了特殊堵水完井管柱后, 无论是在水平井的根部、中部还是端部发生水淹, 都可采用其他简单的办法来准确判断出水淹位置从而为后期堵水提供条件;水平段中的完井管柱为不同长度的打孔管、盲管配合ECP组成, 依靠合理的盲管长度达到有效延缓底水锥进的目的。
庄海8N g-H8井以裸眼单独下筛管方式完井, 即技术套管内悬挂7”尾管;同时, 为防止底水过早上串, 尾管采用STARSE梯级筛管, 并用3-1/2”中心管分两段采油, 每段采用星孔筛管梯形布局, 控制底水锥进, 延长无水采油期。筛管外采用遇油封隔器密封分隔, 管内采用封隔密封装置。当第一段进入高含水期后, 上提生产管柱开采第二段, 控制产液量 (生产压差0.5MPa) 。
2 工具附件的选择
2.1 遇水遇油膨胀封隔器
水平井分段控水位置的准确性、密封性的依托是封隔器的选择。遇油遇水自膨胀封隔器与传统封隔器相比, 膨胀率高, 膨胀效果好, 能实现大直径井眼的封隔, 有效封堵环空;适合不规则井眼, 施工工艺简单, 有效降低完井成本。遇油遇水膨胀封隔器在井内遇油或遇水后, 无需井口加压或者下内管作业, 封隔器自动膨胀, 实现有效分段。
2.2 优质星孔梯级筛管
星孔梯级筛管以单层厚壁优质无缝钢管 (油管或套管) 为基管, 在基管上钻若干个台阶孔并加工螺纹, 过滤介质作成单独的过滤件, 用螺纹旋装于基管的台阶孔内, 将过滤件反铆在基管上防止向外脱出。采用变密度布孔, 依靠筛管过留面积不同, 来调节入流剖面和防砂, 相当于砾石充填20/40目的防砂效果。
2.3 其他附件
通过对中心管长度、管径、结构参数的适应性分析, 采用3-1/2”中心打孔管。根据工艺要求, 套管尾管悬挂器选用液压座封, 与套管重叠50~100m;分级箍选用压差式分级箍, 并按照设计要求没置打开和关闭压力。
3 现场应用
庄海8N g-H8井是针对背斜构造底水油藏设计的一口水平开发井。根据油藏特征和地质情况, 选择了该完井工艺。完钻井深3940m, 封隔器位置3661~3706m, 顶部封隔器位置3195m。
3.1 管串结构
防砂管串清单:引鞋+洗井循环阀+1根短套+筛管+1根短套+遇水遇油油膨胀封隔器一组+1根短套+筛管+倒角油管至井口。中心管清单:丝堵+带孔管+油管+尾管悬挂器。
3.2 施工程序
开始施工到起出SNAPLATCH上体, 其间完成了下入防砂管柱、洗井中心管柱, 井眼的酸泡, 漏失为0.8方/小时、清洗;顶部封隔器在洗井过程中涨封, 2000psi×5min验封合格;为继续洗井和酸泡, 上提中心管串6m, 之后的漏失为每小时1方;丢手, 起出中心管柱, 下生产管串;丢手, 再起钻等多道工序。在启泵20天以内保持低频率, 生产压差控制在1Mpa以内, 以利于初期砂桥的形成。采用分段控水工艺如图1, 能够实现封上采下、封下采上、上下合采的采油模式。
3.3 应用效果
庄海8N g-H8井采用6m m油嘴投产, 现用5mm。初期日产液33.2m3, 日产油31.87t, 油压1.4MPa, 套压0;目前日产液42.99m3, 日产油18.49t, 油压0.72MPa, 套压0.05 MPa, 含水57%;无水采油周期为50d, 与该油组投产3口井对比, 延长了40天左右, 现处于稳定状态。
4 结论
(1) 水平井分段控水完井工艺适合于埕海区块馆陶油组, 能够在防砂前提下延缓底水上升时间, 延长无水采油周期, 提高采收率。
(2) 水平井分段控水技术受地质体的非均质状况、井眼轨迹、完井方式及工作制度的影响, 控水效果差异大, 控水问题比较复杂, 工具、工艺配套难度大。
(3) 分段控水工艺的实施与中心管采油模式、筛管分段数量、位置以及肓管长度的选择至关重要, 合理的肓管长度在封堵一个出水层段后, 底水不能很快绕到另一个开采层段, 起到延缓控制作用, 能够调整油流流入剖面。
(4) 水平井分段控水完井技术通过完井参数的优选设计, 遇油遇水膨胀封隔器、分级密封筒应用, 对延缓底水锥进初见成效, 为该区底水油藏和其它油田相似油藏开发提供了借鉴与指导。
摘要：水平井作为提高单井产量和储层动用程度的有效手段, 应用规模逐年加大, 适用油藏类型复杂多样。为了开采埕海复杂油藏, 研发了水平井分段控水完井技术, 通过对埕海油田水平井油藏特性、油品物性、产液剖面影响因素的分析, 考虑生产时水平段摩阻变化优化分段、优选封隔器、筛管型号完井。现场应用表明, 投产后可以自主选择开采位置, 结合人为调控生产压差, 换层后油水产出比例有明显变化, 无水采油周期延长, 控水采油效果明显。
关键词：底水油藏,水平井,分段控水,中心管采油,遇油遇水封隔器
参考文献
万仁溥, 熊友明.现代完井工程[M].北京:石油工业出版社, 2000.
熊友明, 罗东红, 唐海雄, 等.延缓和控制底水锥进的水平井完井新方法[J].西南石油大学学报 (自然科学版) , 2009, 31 (1) :103-106.
张伟, 张宏军, 朱静.全橡胶ECP在阶梯式水平井完井固井中的应用[J].石油钻采工艺, 2008, 30 (3) :49-51.