分段压裂技术论文（精选7篇）
分段压裂技术论文 篇1
连续油管喷砂射孔、套管分段压裂是新近发展起来的一种多级压裂技术, 该技术结合了封隔器分层、套管大排量注入和连续油管精确定位的优势, 对于纵向上具有多个产层的油气藏分层压裂, 特别是薄层压裂具有显著优势。
1 原理及特点
1.1 连续油管喷砂射孔分段压裂技术原理
连续油管喷砂射孔分段压裂技术是通过连续油管下喷砂工具定位后采用高速水流射开套管和地层并形成一定深度的喷孔, 流体动能转化为压能, 在喷孔附近产生水力裂缝, 实现压裂作业。
1.2 工艺流程
工艺流程为:
(1) 连续油管带机械式套管节箍定位器进行定位;
(2) 连续油管循环射孔液, 达到一定排量后加入石英砂射孔;
(3) 射开套管后, 进行反循环洗井, 此时平衡阀打开, 将射孔液和石英砂洗出井口;
(4) 进行该层主压裂施工;
(5) 施工后, 上提连续油管解封封隔器, 再次定位进入下一层后下放坐封封隔器, 开始进行第二层施工。
2 主要工具
工具结构包括连续油管接头或丢手部分 (发生特殊情况可进行丢手) , 扶正器、水力喷射工具、平衡阀/反循环接头 (进行反循环) 、封隔器、封隔器锚定装置、机械式节箍定位器。
3 现场应用情况及效果
3.1 合川001-70-X3井基本情况 (表1)
3.2 注入方式
喷砂射孔:Φ44.5 mm连续油管带喷射工具
加砂压裂:Φ4 4.5 m m连续油管Φ139.7mm套管环空注入
3.3 施工管串
Φ7 7.8 m m引鞋+Φ1 3 5 m m机械定位器下端+Φ1 0 0.0 m m机械定位器上段端+Φ117.0m m封隔器+Φ85 m m平衡阀+Φ94m m喷枪 (Φ5.5m m×3孔, 孔眼相位120º) +Φ117.0mm扶正器+Φ73.15mm变扣接头+Φ73.15mm液压丢手+NC16转2-3/8”PAC接头+Φ79.5mm连续油管接头
3.4 喷砂射孔参数
3.5 返排及测试效果
2 0 1 2年2月1 6～2月2 7日用油嘴控制连续自喷排液, 累计排液968.4m3, 余液42.75m3, 后期最高氯根含量117654mg/L;期间井口压力20.5↘5.2↗10.1↘3.0MPa, 放喷累计产气52000m3。28日8:00至29日16:00用油嘴6.0m m, 孔板10.0m m测试, 井口压力4.5↗5.3↘4.9↗5.1MPa, 期间产气33155m3, 产水30.0m3, 稳定20小时, 井口压力5.1MPa, 平均上压1.25MPa, 平均上温12.16℃, 日产气19598 m3, 日产水16.25m3。流压9.412MPa, 压力梯度0.331MPa/100m, 井温70.23℃。
4 结论和建议
(1) 通过连续油管的精确定位和定点喷砂射孔, 该工艺对于薄互层的多级分层压裂改造极具优势。
(2) 将连续油管起出井口后, 可实现多层直接测试投产, 且井筒清洁, 便于后期修井作业。
(3) 该技术可应用于“体积压裂”施工中。
(4) 建议加强连续油管多种压裂工艺的研究并实现设备的国产化。
参考文献
[1]钱斌, 等连续油管喷砂射孔套管分段压裂新技术的现场应用[J].天然气工业, 2011
[2]王腾飞, 胥云, 蒋建方, 等.连续油管水力喷射环空压裂技术[J].天然气工业, 2010
水平井裸眼分段压裂完井技术探讨 篇2
随着我国经济的不断发展, 社会的进步, 各行各业都不在不断兴起, 对于能源的需求也日益提高。能源作为一种稀缺资源受到了广泛的关注。该项事业得到了长足的发展, 油气开发技术也在不断提高。对于低压、渗透地区的油气藏开发, 水平井裸眼分段压裂完井技术是提高生产效率的有效方法。该技术的难点在于需要合理选择各种工具, 如完井管串悬挂工具、井下分段隔离工具、压裂工具组配完井管串, 上述工具及组合需要完全符合生产各个过程的强度及性能要求, 并根据施工地点的自然环境、地质条件、开发要求等各项因素全面考量完井工具的压裂过程中的适应性及可靠性[2]。因此, 对于该项技术的研究分析是十分有必要的。
1 水平井裸眼分段压裂流程
水平井裸眼分段压裂工艺的一般流程为先将井眼通畅, 保证压裂管柱能够安全且无障碍的进入井眼底部, 并把钻杆与之合理连接, 设置入井底后, 将丢手工具分开, 再将其插入生产油管柱, 逐步的投球, 以提高压力, 压裂各层, 以此达到水平井不动管柱正常成产的目标。具体施工流程分为以下几种:
1.1 处理井眼
井眼的构件及组成环节较多, 需要处理的项目较为繁杂, 如套管的清理、螺旋扶正器通井、模拟管柱通井等, 具体方法如下: (1) 套管的清理在经过钻井的过程后, 套管上会存在定数量的结块, 该结块会阻碍压裂管柱的顺利进入井下, 因此应将其彻底清除干净。所需的工具包括通井规、钻柱、钻杆1根、刮管器。在刮管的过程中, 如果井段的阻力较大, 可以重复几次刮管的过程。在刮管至套管末端约10米左右的位置时, 应停止刮管, 转为进行泥浆循环工作, 并将泥浆不断过筛, 将其中颗粒状的杂物清除干净, 直至出口的泥浆性质与钻井设计的泥浆性质一致; (2) 螺旋扶正器通井在清理岩屑床, 使水平井裸眼段达到坡度更小的目标时, 应使用螺旋扶正器进行通井工作。所需工具包括螺旋扶正器、牙轮钻头、钻柱、钻杆1根、加重钻柱、钻柱。在通井过程中如果遇到出现阻碍状况, 其载荷也应保持在80kn以内, 尽量避免使用与原来井径相同的钻头, 在井内进行上下及旋转式的运动。管柱在通过该段后, 还需要重复进行3次左右的拉伸过程, 配合泥浆循环工作, 使其能够平稳向下钻进; (3) 模拟管柱通井该项工作所需的工具包括:钻头、钻杆1根、钻柱、螺旋扶正器1个、螺旋扶正器1个、加重钻柱等, 使用模拟通井直至水平井的底部, 并保障其阻力不超过80kn, 先往上抽提0.5米左右, 再使用原钻井泥浆进行循环, 直至出口的泥浆性质与钻井设计的泥浆性质一致[3]。
1.2 植入管柱丢手
在设置生产管柱时, 为了控制成本, 一般不采用钻杆作为生产管柱;如果使用压裂管柱直接与生产油管柱连接, 植入井底, 油管柱的强度较差, 一旦遇到阻力较大的井段, 处理较为复杂, 因此可以采用压裂管柱与钻杆相连接, 植入井底后, 相互分开, 再将其回插至成产油管柱, 实施压裂和进行正常生产。
1.3 设备安装及管柱回插
压裂施工需要使用许多设备, 但是井场还存在许多钻井设备, 占用较多场地, 使压裂施工所需设备无法进入场地进习施工作业。应先将钻井设备拆除, 再将压裂设备根据按照一定的程序进行安装, 并配水、配液。上述工作完毕后, 即可以实施回插生产油管柱进行压裂。由于投球, 在选择油管柱时, 需要与设计的管柱层数量做为参考。一般第一层为压力开启, 滑套会在压力的作用下开启, 因此建立其相应的压裂通道[4]。其他层在采用不停泵投球的方式进行作业, 投球一次后即压裂一层, 循序渐进, 保证施工质量。
1.4 关阀产线
压裂工作结束后, 即可停泵, 并将井口的阀门关闭, 并按照一定的程序拆除施工的管线, 将压裂液体排出, 检查各项指标, 确认合格后即可进行生产活动。
2 分段压裂设计
水平井裸眼分段压裂设计涵盖了较为方面的内容, 包括测录井、油藏地质学、环境工程学、油田化学等, 为了达到压裂的各项设计要求, 需要对以下几个方面进行考量:
2.1 封隔位置选择
在封隔位置的选择上, 需要根据不同的资质状况综合分析, 合理考量。一般较为适合进行封隔的井段包括电性不高的井、井径较为稳定, 没有出现大幅度扩径情况的井段、物性较差别地质条件为泥质砂岩的井段、钻井持续时间较长的井段等。一般封隔器可以分为悬挂封隔器及裸眼封隔器, 不同的类型的封隔器有不同的设计要求: (1) 悬挂封隔器, 该类封隔器的位置选择需要井斜角度保持在35°内, 与套管鞋的距离应超过150米, 井眼的狗腿度应在10°/30m以内;切忌接触到套管接头部位的接箍, 避免出现接箍松动, 影响套管质量; (2) 裸眼封隔器, 该类型的封隔器应选择硬度较高的砂岩储层, 需要井眼的坡度平缓段长度大, 超过2米, 且井径较小, 井眼狗腿度保持在10°/30m[5]。
2.2 分段距离
在分段距离的设计上, 应遵循提高水平井控制面积, 便于提高水平井段的利用率的原则。对于压力场及流态进行全面的检测与分析, 综合考虑, 合理设计距离, 并且需要兼顾裂缝与水平段井轴形成的夹角, 最后确认压裂裂缝之间的距离。
2.3 分段级数
分段级数需要综合考虑油气的储存环境、当地的地质条件、水平段的长度及其与储层主应力方位的关系等, 在兼顾考虑施工技术及裂缝的效率的条件下, 对相关井下作业需要的工具的位置进行准确的定位。为了保证其经济效益及有效的控制成本, 回插生产油管柱的规格的选择也充分考虑分段的级数。
3 结束语
科学技术的不断更新换代, 在现代社会的各个行业都有较多体现。能源行业关系到国民经济的重要行业。各项能源的开发技术在该行业体现的较为明显。其中水平井裸眼分段压裂技术属于技术含量较高的技术, 其作用在于能够有效的提高生产效率, 实现较高的经济效益。该技术经过我国的油气藏开发行业的长期实践运用, 已经完全掌握, 并自主研发出水平井裸眼分段压裂工具。但是该技术还是存在一定的局限性, 即国内自主研发的水平井裸眼压裂工具均针对规格为177.8mm的套管, 适应规格为152.4mm的水平井, 对于规格较小的水平井, 还没有研发出适应该类水平井的裸眼压裂工具, 需要进一步研究与探索。
摘要：我国经济的发展, 各项事业的兴起, 使得能源成为了稀缺资源, 国家对于能源的开发十分重视, 发开技术也不断提高。其中在低压、低渗透油气藏的开发中, 水平裸眼分段压裂是有效的提高生产效率的方式, 该技术具有技术含量高、效益好、成本低、能够有效提高生产效率等优势, 在实践中得到了较多的证实[1]。文章简单阐述了水平井裸眼分段压裂的施工工艺、分段压裂工艺管柱结构及其分段压裂设计等, 为从事该行业的人员提供一定的参考与借鉴。
关键词：水平井,裸眼分段压裂,完井技术,施工工艺
参考文献
[1]王励斌, 陈德广.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油矿场机械, 2011, 40 (04) :70-74.[1]王励斌, 陈德广.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油矿场机械, 2011, 40 (04) :70-74.
[2]詹鸿运, 刘志斌, 程智远, 田文江, 张鹏, 韩永亮.水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (01) :123-125.[2]詹鸿运, 刘志斌, 程智远, 田文江, 张鹏, 韩永亮.水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (01) :123-125.
[3]王建军, 于志强.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油机械, 2011, 39 (03) :59-62.[3]王建军, 于志强.水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具[J].石油机械, 2011, 39 (03) :59-62.
[4]张鹏, 程智远, 刘志斌, 韩永亮, 詹鸿运, 郑永哲.水平井裸眼分段压裂坐封球座的研制与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (02) :131-132.[4]张鹏, 程智远, 刘志斌, 韩永亮, 詹鸿运, 郑永哲.水平井裸眼分段压裂坐封球座的研制与应用[J].石油钻采工艺, 2011, 33 (02) :131-132.
分段压裂技术论文 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.
分段压裂技术论文 篇4
一、裸眼封隔器的研究
在苏里格地区, 率先运用了裸眼封隔器这一技术, 但是由于这一技术还不够成熟, 所以存在着一定的弊端, 就是在封隔器下入的时候容易对井壁造成一定程度上的损坏。并且在苏里格地区, 井底下的温度极高, 不少都达到了一百摄氏度以上, 这就给开采工作带来了极大的不便。以上这几种情况都增加了资源开采的难度, 为了很好的解决这些问题, 特地研制了开启阀式扩张裸眼封隔器, 这种封隔器可以防止下入时意外情况的出现, 而且其中融入了单流阀的设计。这就避免了液体的双向流动, 同时避免了回流现象的发生。
二、裸眼封隔器的应用
苏里格气田具有低渗、低压、低封度岩气藏的特点, 所以, 水平井压经常会有开裂的现象, 因此, 实验人员在以前开裂经验的前提之下运用了水平井裸眼封隔器分段压裂技术。对于该项技术的使用, 工作人员提出了以下的方案:井下的状况往往是不利于勘探开采勘探工作进行的, 很多状况都会在一定程度上影响勘探开采工作的顺利进行, 譬如, 近井地带的渗流情况, 水平井分段压裂在这一点上就发挥了很大的作用从而保障了井田产量的提高。但是, 如今的水平井的数量越来越多, 而质量却不能很好的提升上去, 所以, 水平井分段裂压技术的改善便成为了世界各个国家之间所共同关注的一个话题。一般而言, 水平井分断裂压技术室一个较为宽泛的概念, 如果仔细划分的话, 它可以具体归结为以下几种:第一种是水力喷砂压裂技术, 第二种是机械封隔分段压裂技术, 此外还有其他两种技术, 这里我们就不做详细的介绍了。本文中所介绍到的水平井裸眼封隔器完井压裂技术是勘探的一个极为重要的应用。
三、现场施工情况
当悬重突然下降超过50-70KN, 立即停止下钻;在现场技术小组的指挥下上下缓慢活动管柱;如不能解决, 低泵压正循环泥浆。如狗腿度大的井段反复活动活动循环仍不能通过, 起出扶正器, 采用牙轮钻头 (152.4mm) 提高转速和排量对遇阻点进行修复, 直至起下摩阻降至50-60KN时, 再采用单扶正器、双扶正器通井, 如摩阻仍为50-60KN, 则可考虑打入润滑剂后起钻, 再行下入完井工具;若反复通井还不顺利时, 则可考虑调整通井方案, 采用螺钻或者其他扩眼器通井, 根据井内实际情况判断;模拟通井管柱遇卡在现场技术小组的指挥下上下缓慢活动管柱;如活动不开, 开泵进行泥浆循环, 若遇阻严重无进尺, 上下活动钻具, 防止卡死, 并立即请示相关部门, 确定下步措施 (根据下入深度距设计位置长度判断是就地座封还是起出完井管柱) 投球不到位加大送球泵液排量;如还不能解决, 再投1
个同样规格的备用球, 继续操作;工具丢手失败确认丢手操作压力是否达到设计压力;
可以每次多下压, 尝试正转20圈丢手;重复丢手施工步骤;如果仍然不能丢手, 投备用球,
按设计要求依次分级打压, 每个点稳压5min, 试提丢手;完井作业时井控应急处置发现溢流、井涌、井喷的险情, 现场工程师应立即通知钻井队当班司钻, 钻发出鸣笛以上的险情报警信号;钻井队当班人员听到报警信号后根据作业工况和岗位分工, 按《关井操作程序》关井;按照《井控险情快报》内容, 现场工程师向生产运行部及主管领导及时汇报
险情;并安排专人值守, 每15min汇报一次;配合钻井队处置险情。
钻头 (去掉喷嘴) 、加重钻杆 (不少于15立柱) ;施工配合向工具服务方提供必要的资料数据, 并要求工具服务方必须全面掌握井眼情况;按照工具服务方通井程序进行通井, 并依据工具方要求上报工程技术部决定是否追加通井次数;所需甲供物资 (如:下工具所需4#套管、氯化钾等) 数量工具服提供, 由钻井队进行申报、签认, 以及氯化钾溶液配制吊车、水泥车的申报与签认均由钻井队负责。试油队物资准备、设备 (设施) 及施工配合物资准压裂井口:压裂井口及所有配件, 包含螺杆、螺帽以及法兰钢圈, 坐井口所用油管挂、双公短节等;备 (设施) 准备修井机 (通井机) :至少可承载50t以上负荷;液压钳:3#"液压钳、3#"
吊卡、3#"油管通径规 (Φ73mm×0.3m) ;施工配合:试油队申报并签认水泥车;环空及井口试压:环空打压10MPa, 30min压降小于0.5MPa为合格。完井工具服务商物资及设备准备通井工具刮管器:提供标准7"套管刮管器 (GX-T178) , 用于清理7"套管内壁;扶正器/皮铣柱:≥149mm扶正器2个, 用于单扶、双扶通井使用;完井工具各工具服务方要提前准备水平段裸眼封隔器及相关配套工具, 并送至现场;设备:工具服务方提供自备吊或吊、卡车, 送井并吊卸完井工具及回收送入工具;捕球器:压裂施工时提供与之相应的捕球器。向钻井队提供压裂井口型号、套管数量, 由钻井队上报计划送井。
总结
裸眼封隔器技术有效修补了水平裸眼分段完井技术的部分难题, 使得水平裸眼那段完井技术更好的在我国发展, 有利于这一技术向更明朗的方向发展, 降低了石油井的损耗率。减少了成本, 使得技术向人们预期的功能上发展。裸眼封隔器的研制很大程度上促进了石油的勘探技术, 使得我国的石油技术处于较为先进的行列之中, 乃至于可以同世界上的发达国家所媲美。根据井在苏里格地区得到了运用以及各项试验, 开采的成本大大的降低。具体的试验范围为低渗、低压、低封度的苏里格气田。试验效果的展示。该项技术有很好的发展前景, 不过在水平井的产量方面, 仍然没有达到理想的预期产量。所以, 我国的相关工作者应该加快研究的步伐, 争取用科技技术改善开采产量。
参考文献
分段压裂技术论文 篇5
页岩气气藏储层是典型的低孔、超低渗储层, 一般需要压裂改造才具备生产能力, 在完井投产方面目前采用较多的是水平井分段压裂的方式[2—4]。运用Laplace变换的方法建立了均质页岩气藏无限导流分段压裂水平井的评价模型, 并通过Stehfest数值反演绘制了双对数图版。
1 试井模型
1.1 模型假设
目前页岩气藏的水平井开发普遍采用分段压裂的方式投产, 页岩气藏压裂水平井渗流可视为三线性流, 页岩气从外部区域向裂缝间的内部区域流动, 从裂缝间内部区域向裂缝流动, 然后流入井筒流动[5—8], 如图1所示。考虑吸附, 建立页岩气藏压裂水平井渗流模型, 假设条件如下:
(1) 页岩气解吸过程为等温, 遵循Langmuir等温吸附方程。
(2) 压裂水平井形成三个区域:外部区域、内部区域、裂缝区域。内外部区域存在游离气和吸附气, 流动过程存在渗流与扩散, 裂缝区域仅存在渗流。
(3) 外部区域、内部区域、裂缝区域储层渗透率分别为ko、kI和kF, 孔隙度分别为φo、φI和φF。
(4) 页岩气从外部区域向裂缝间的内部区域流动, 从裂缝间内部区域向裂缝流动, 从外裂缝流入井筒流动, 服从三线性流。
(5) 压裂水平井的裂缝间距为dF, 裂缝半长xF, 裂缝宽度为wF。
(6) 水平井各条裂缝产量为Qsci, 总产量为各裂缝产量之和。
(7) 忽略重力作用及微小压力梯度值和毛管力的影响, 流动为等温过程。
1.2 数学模型
1.2.1 连续性方程及边界条件
外部区域连续性方程及边界条件:
式 (1) 中po为外部区域压力, MPa;pi表示原始地层压力, MPa;μg为气体黏度, m Pa·s;φo为外部区域孔隙度;ko为外部区域渗透率, m D;t为时间, s;ρg为密度, kg/m3;q为产量, m3/d;xF表示裂缝半长, m;
内部区域连续性方程及边界条件
式 (2) 中pI为内部区域压力, MPa;φI为内部区域孔隙度;kI为内部区域渗透率, m D;wF为裂缝宽度, m。
裂缝内连续性方程及边界条件:
式 (3) 中pF为裂缝区域压力, MPa;φF为裂缝区域孔隙度;kF为裂缝区域渗透率, m D;Bg表示气体体积系数, m3/m3;h为有效厚度, m。
1.2.2 无因次参数定义
外部区域连续性方程及边界条件无因次化, 并考虑边界条件可得以下不同区域方程组:
内部区域连续性方程及边界条件无因次化:
裂缝内连续性方程及边界条件:
1.3 模型求解
模型进行Laplace变换可得以下几个区域方程。
1.3.1 外部区域连续性方程及边界条件
根据方程边界条件, 可得Laplace空间外部区域压力解:
1.3.2 内部区域连续性方程及边界条件
根据方程边界条件, 可得Laplace空间内部区域压力解:
1.3.3 裂缝内连续性方程及边界条件
最后可得:
在不考虑井筒储存和表皮效应的条件下, 当xD=0时, 裂缝的压力即为水平井井底压力。由此得到Laplace空间中的无因次井底压力为:
上述计算的压裂水平井井底压力并没有考虑井筒储存和污染的影响。在Laplace空间, 利用Duhamel原理, 引入无因次井筒存储系数CD和总表皮系数S, 得到Laplace空间解的关系如下:
在Laplace空间计算得到井底压力之后, 再利用Stehfest数值反演方法, 便可得到真实空间内, 考虑井筒存储效应和表皮系数的压力
2 试井动态曲线分析
数值反演后通过计算即可得到页岩气均质气藏无限导流分段压裂水平井的双对数典型曲线, 压力动态有以下几个阶段:
(1) 早期续流段, 主要的影响因素是裂缝储集效应, 压力与压力导数线表现为斜率为1的直线。
(2) 裂缝储集后的过渡阶段, 主要的影响因素是表皮效应。
(3) 裂缝线性流段, 流动垂直于裂缝面, 压力及压力导数表现斜率线为1/2的特征。
(4) 裂缝拟径向流段, 各条裂缝生产的压力波及范围的形态近似为圆形, 各裂缝出现拟径向流动态, 该流动期的影响因素是裂缝的长度, 裂缝数量, 扩散时间和吸附密度。
(5) 地层系统线性流, 流动表现为平行于裂缝面线性流动。
(6) 地层系统的拟径向流阶段。
图3和图4表明扩散时间和吸附密度是影响页岩气藏渗流特征的两个关键参数。从对压力导数曲线的影响来看, 主要是影响压力导数曲线过渡段下凹深度及出现时间:
(1) 扩散时间越长, 裂缝拟径向流和系统线性流出现的时间越晚, 凹子越宽并且越深。
(2) 吸附密度越大, 岩石吸附的气量越多, 系统线性流出现的越晚, 凹子也越深且越宽。
3 结论
(1) 对于均质页岩气藏, 无限导流分段压裂水平井的渗流主要包括早期续流、过渡阶段、裂缝线性流、裂缝拟径向流、地层系统线性流、地层系统拟径向流六个阶段, 其中过渡阶段主要受扩散时间、吸附密度的影响。
(2) 分别比较了扩散时间、吸附密度对双对数曲线的影响。扩散时间越长, 裂缝拟径向流和系统线性流出现的时间越晚, 凹子越宽并且越深;吸附密度越大, 岩石吸附的气量越多, 系统线性流出现的越晚, 凹子也越深且越宽。
摘要：目前已掀起页岩气勘探开发的热潮, 针对页岩气的研究主要集中在地质及钻完井, 而针对页岩气试井动态方面的研究几乎是空白, 研究具一定的先导性。建立了页岩气藏无限导流分段压裂水平井评价模型, 讨论了扩散、吸附等参数对压力动态的影响, 分析了均质页岩气藏中无限导流分段压裂水平井的压力动态特征, 解决了无法确定页岩气藏分段压裂水平井动态参数的难题, 形成了均质页岩气藏分段压裂水平井的典型曲线。研究成果可为页岩气藏分段压裂水平井的合理高效开发提供技术支持。
关键词：页岩气,多裂缝水平井,均质,无限导流
参考文献
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分段压裂技术论文 篇6
(1) 不能有针对性的压开目油层;
(2) 压裂处理后的参数优化问题。常规的压裂方法花费较高且费时, 增产效果不明显, 因此, 连续油管多级分段压裂技术得到了发展和应用。通过连续油管喷砂射孔套管进行主压裂, 可实现精确定位, 对储层纵向上的多个薄互层进行灵活分层, 进而达到精细压裂的目的。而且将连续油管起出井口后即具备生产条件, 可实现多层直接测试投产, 且井筒清洁, 便于后期修井作业。
1 工艺技术特点
1.1 工艺原理
此工艺使用外径为139.7毫米的生产套管, 通过连续油管精确定位油气层, 喷砂射孔技术原理, 通过喷嘴的节流, 油管内的的高压射孔液变换成高速射流将套管和储层岩石射穿。根据目前实验结果, 喷砂射孔形成的孔道直径一般在25mm以上。射开套管后, 套管进行主压裂, 压裂液通过套管射开的孔道进入地层。压裂施工后, 不需要放喷洗井可以带压上提连续油管解封封隔器, 再次定位下一个层位, 下放坐封封隔器, 以此步骤完成所有层段的压裂。
1.2 技术优点
(1) 利用封隔器的多次上提下放坐封解封达到不限次数压裂的目的;
(2) 可以有选择的压开预定层位;
(3) 将连续油管起出井口既具备生产条件;
(4) 施工快速、高效;
(5) 可以带压上提工具, 转层时间短;
(6) 可通过油管串实时监测井底压力。
1.3 井下作业工具
连续油管分段压裂井下工具由安全阀、水力喷射工具, 封隔器和机械套管接箍定位器组成。为保证能射穿套管, 安全阀一般靠手动操作 (特殊情况下可进行紧急手动操作) , 喷嘴的数目和尺寸则由连续油管和套管的尺寸来确定。该工艺采用的封隔器可以承受50MPa的工作压力, 但在连续油管射孔过程中可能会出现射开地层压力超过封隔器上部压力的情况, 因此需严格控制地面回压, 防止地层压力过高使得封隔器自动解封。连续油管深度测量仪测量的深度往往不准确, 为此在连续油管的底部安装了套管接箍定位器, 其机制是在套管接箍处载荷增加, 从而确定套管接箍的位置, 对深度测量仪的数据进行校正。
1.4 井口装置
为满足压裂作业过程中压裂泵车正常工作的需要, 选择适当的井口装置非常重要。首先, 根据设计的最大泵压确定井口压力, 其次, 根据生产套管和水流喷射组件的尺寸确定井口内径。在整个压裂作业工程中均要保证井口压力维持在正常水平。
1.5 地面管线
与常规压裂地面管线相比, 连续油管喷砂射孔套管多级分段压裂技术具有特殊的的连接配置, 该管线的连接要求是主压车泵送的高速流体通过高压旋塞阀的切换既能通过连续油管喷砂射孔又能通过套管环空加砂压裂。
(1) 高压流体监测管线:在射孔作业时向连续油管内低速泵入含支撑剂的压裂液, 保持井筒动态压力的平衡和监测井底压力;
(2) 回流管线:该装置具有两套独立的返排线系统, 这两套系统既能满足液体流出连续油管, 又能保证液体能顺利进入污水池或回收罐。其主要功能是合理控制下一个阶段之前回压和循环洗井, 确保压裂作业的安全。
1.6 工艺流程
主要的工艺流程如下:
(1) 装配连续油管井口设备;
(2) 利用连续油管接箍定位器确定要压裂的层位;
(3) 清除井筒废液;
(4) 安装并测试封隔器的承压能力 (验封) ;
(5) 通过连续油管进行喷砂射孔;
(6) 将射孔液和石英砂洗出井口;
(7) 在油套环空内注入支撑剂进行主压裂施工同时连续油管内进行补液;
(8) 施工后, 上提连续油管解封封隔器, 再次定位进入下一层后, 下放坐封封隔器, 开始进行第二层施工;
(9) 完成压裂作业后, 上提连续油管至井口;
(10) 油井产能测试。
2 现场应用情况及分析
鄂尔多斯盆地渭北油田的勘探证明长3油层的属于低渗透砂岩储层, 储层厚, 具有广阔的油气勘探前景。其中一种增产方案是利用常规压裂方法, 将压裂液注入产层, 延伸产层的裂缝长度, 提高单井产量。另一种增产方案是利用连续油管水力喷射技术, 对薄产层实施压裂。
在该区域利用这一技术进行了7口油井水平井的压裂施工, 现场压裂的7口井均使用139.7毫米的生产套管, 主压裂施工排量在3.0至3.5立方米/分, 增产效果显著。压裂后, 多个产层可同时产油或气, 作业周期短, 分层精细灵活, 井筒清洁。
与常规压裂技术相比, 连续油管带封隔器环空分段压裂技术更加先进, 转层速度更快。通过喷射工具下的封隔器进行坐封后套管压裂实现了较大排量的注入。7口油井水平井每一层的平均压裂时间为2个小时, 转层时间缩短, 施工层数增加, 压裂效率提高。
3 结论
(1) 现场应用证实了连续油管带封隔器分段压裂技术的先进性和有效性。该技术通过连续油管带喷射工具盒定位器进行定点喷砂射孔, 实现对薄层精细压裂;通过喷射工具下的封隔器进行坐封后套管主压裂实现了大排量注入;通过上提下放坐封解封的封隔器实现了多级压裂。
(2) 将连续油管起出井口后即具备生产条件, 可实现多层直接测试投产, 且井筒清洁, 便于后期修井作业。
(3) 喷砂射孔形成的套管孔眼孔道直径较大, 孔眼摩阻较小。且在封隔器坐封后采用环空进行主压裂, 可实现较大排量和较大规模的改造。因此, 对页岩气储层也具有实用性。
水平井分段多簇压裂工艺的应用 篇7
鸭平4井水平段方位角基本在NW280-290°之间, 二者基本呈90°夹角, 因此有利于沿井筒形成横切裂缝。
对比邻井, 该井具有储层厚度较大, 缝高易扩展, 储层物性较好, 液体效率低的特点。该井水平段较短, 为提高储层动用程度及施工效率, 采用水平井分段多簇压裂工艺, 实现体积改造 (SRV) 。在水平井筒周围储层, 形成一定密度的裂逢网络;从而提高增产改造体积。
2 实施分段多簇压裂设计方案
根据该井施工排量的要求, 本井分两段进行压裂, 每段3簇, 每簇射孔段1m, 孔密16孔/米, 每段共计射48孔, 具体射孔参数见表1。
2.1 第一段采用油管传输射孔
采用102枪127弹, 孔径10.2mm, 穿深680mm, 相位角60°。该射孔条件下, 8 m3/min的施工排量, 总孔眼摩阻小于1MPa;若压裂施工时仅1簇进液, 则计算显示其孔眼摩阻将大于8MPa, 则第二层被压开, 这时有两簇进液, 理论计算出的孔眼摩阻超过2Mpa。
2.2 第二段采用电缆射孔
采用86枪, 22.7g深穿透射孔弹, 孔径8.12m, 穿深为729m m, 相位角60°。该射孔方式在8m3/m i n的施工排量下, 总孔眼摩阻小于3MPa;仅1簇进液时孔眼摩阻将高达20M P a, 则第二簇被压开, 两簇进液时的孔眼摩阻超过5MPa, 同样, 这种情况能够保证第三簇也能够被压开。
采用分簇射孔工艺, 根据摩阻预测, 每段射孔孔眼数为48孔, 3簇施工时8m3/m i n的排量较为适宜, 既能保证总孔眼摩阻很低, 又能起到限流作用 (限流摩阻>12MPa) 从而保证压开每个射孔簇。
从邻井压裂情况来看, 该区域的施工压力可能较高。采用多簇大规模分段改造工艺, 每段压裂3簇, 要保证把3簇全部压开提高储层动用程度, 则需要进行大排量施工, 因此需采用光套管压裂。
施工时缝内净压力值预计较小, 缝宽小, 地层对支撑剂颗粒大小比较敏感, 因此需要大排量、小砂粒、高砂比的压裂方案。
3 分段多簇压裂液体系设计依据及配方
(1) 采用低粘液 (清洁压裂液) +冻胶液 (低伤害胍胶体系) 作为工作液体系, 前期采用低粘液, 利用低粘液的穿透性充分扩大裂缝网络, 并利用小粒径支撑剂来充填远端裂缝网络, 同时可起到降滤的作用, 提高液体效率及造缝能力;后期采用冻胶液, 利用高粘液的携砂能力来提高砂浓度, 并利用大粒径支撑剂来提高主裂缝导流能力。
(2) 支撑剂采用多粒径组合模式, 前期采用100目粉砂充填、支撑微裂缝, 中期采用40/70目陶粒进一步打磨裂缝面降低弯曲摩阻, 后续采用30/50目陶粒旨在提高支撑裂缝导流能力。
(3) 前期V E S (清洁压裂液) 注入旨在利用低粘液的穿透性携带100目粉砂充填、支撑微裂缝, 一方面提高微裂缝导流能力, 另一方面降滤提高后续液体效率;40/70目陶粒旨在试验储层对支撑剂粒径与浓度的敏感性, 同时可以起到打磨裂缝面降低弯曲摩阻的作用, 降低施工风险。
4 总体压裂效果评价
玉门油田加大超低渗透油藏水平井开发攻关试验力度, 利用水平井分段多簇压裂技术降低投资成本, 探索超低渗透油藏经济有效开发的新路子。鸭平4井压裂投产后日产液35 m3, 是邻井日产液的3.5倍。
该压裂工艺是改造低渗透储层的有效方法, 也是不断提高储量动用率的最佳技术手段, 可以对水平井单井增产效果显著提高。
5 结论与认识
(1) 鸭平4井引入“体积压裂”理念, 借鉴国内外先进压裂技术, 结合邻井压裂经验, 组织地质采油、井下施工、压裂工艺等多方面技术人员联合攻关, 寻找适用于超低渗油藏的有效压裂技术, 在玉门油田实现了2段6簇的压裂工艺跨越, 实现了水平井分段多簇压裂新突破, 可稳定并提高单井产量, 试验应用开发效果较好。
(2) 结合数值模拟和油藏工程方法可以较好的优化水平井井排方向、人工裂缝布缝方式等, 为水平井钻井井位提供依据, 促进水平井井眼网络的形成。
摘要：鸭平4井位于玉门油田鸭西白垩系是典型的低渗透储层, 井深3456m, 水平段210m, 实施了2段6簇的压裂, 同步实施了裂缝监测, 取得了理想的效果;压裂共入井液量1961.4m3, 总沙量159m3, 最高砂比26.2%, 平均砂比14.5%;该井是玉门油田实施多段多簇压裂工艺的第一口井, 是开发低渗透油藏水平井的新突破, 探索了一条中深水平井压裂改造的新途径。
关键词：玉门油田,压裂,低渗透油藏
参考文献
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