水平井分段压裂新技术

关键词：水平井压裂分段工艺技术

水平井分段压裂新技术（精选八篇）

水平井分段压裂新技术篇1

关键词：滑套,分段压裂,滑套开关

1 簇式滑套分段压裂技术

1.1 原理

簇式压裂滑套既可应用于裸眼井分段压裂, 也可应用于固井分段压裂, 它允许在同一压裂层段内布置多个该类滑套, 以实现均匀布液的目的, 该技术是在同一段储层上, 放置多个投球压裂滑套, 通过一次投球打开所有滑套, 对地层进行均匀改造。

1.2 技术特点

(1) 一个球一次打开多个滑套;

(2) 每组中的滑套同时压裂, 实现均匀布液的目的;

(3) 压裂孔可根据需要调整, 适用于限流压裂;

(4) 球座钻磨后可实现全通径。

1.3 性能特点

(1) 耐温176℃, 耐压70MPa。

(2) 钻磨全通径。

(3) 防冲蚀设计。

(4) 每段最多可放置6个。

2 撞击式滑套分段压裂技术

2.1 原理

撞击式压裂滑套适用于水平段较长, 需要采用多级分段压裂作业的水平井。它作为裸眼压裂体系中的工具, 拥有双倍的单独地层处理能力, 此滑套能完成多级分段压裂施工, 一个球能打开两节滑套并能独立施工。撞击式压裂滑套的独特设计能保证压裂后所有层位的顺利返排, 同时不需要球座被钻磨掉。能适用于70MPa和176℃的高温高压井况。对于分段级数较少的作业, 采用内径尽可能大的滑套, 减少摩阻保障更高排量的压裂液到达井底。

独特的旁通设计, 在压裂球上返时, 将会把撞击滑套的旁通孔打开, 将滑套的外部和滑套的压裂充填孔沟通, 因此不必钻除球座, 也不会影响压裂后井的产能。

2.2 优点及应用范围

优点:

(1) 无需钻磨球座, 能直接返排, 减少钻磨时间;

(2) 优化分段压裂级数, 实现产量最大化和提高开采率, 减少分段级数和压裂施工时间;

(3) 与传统的桥塞-射孔作业相比, 能减少完井液的消耗;

(4) 更低的液压功率损耗;

(5) 独特技术允许一个球能打开两节滑套;

(6) 内部结构抗腐蚀;

(7) 与其他的井下工具结合具有更广泛的应用范围。

应用范围:

(1) 适用更长的水平井段, 满足更多的分段压裂级数;

(2) 水平井及直井大排量压裂施工;

(3) 高温高压井况。

3 可钻式开关滑套分段压裂技术

3.1 原理

滑套在投球打开后, 磨掉球座, 当该层段需要再次进行关闭或者打开时, 下入专门开关器一趟管住完成全井段开关调整。该滑套可以根据地层开采情况实现选择性开关, 比如针对出水地层, 可以关闭滑套实现堵水, 可以实现反复开关 (图2) 。

3.2 技术特点

(1) 能够从任意层段打开或者关闭滑套

(2) 球座磨铣掉后, 可实现与生产油管全通径

(3) 单一开关工具, 一趟管柱实现滑套开关

(4) 根据地层生产情况, 选择性开关

3.3 滑套开关工具

滑套开关工具使用液压使其膨胀, 与滑套内部锁槽锁定, 实现机械开关滑套。开关工具可用油管或连续油管下入, 通常一趟管柱下入两个开关工具, 能够达到一趟管柱来完成对任意一个滑套进行开关操作的目的。其中一个用来进行开启滑套操作, 另一个用来进行关闭滑套操作。

4 结论

针对前期裸眼水平井分段压裂中存在的体积压裂、压裂球返排困难、地层后期出水、地层均匀改造、经验条件差等问题, 我们建议尝试采用新技术进行解决。

(1) 体积压裂:采用簇式滑套或撞击式滑套分段压裂技术。

(2) 压裂球返排困难:采用可溶性压裂球技术或撞击式滑套分段压裂技术。

(3) 地层后期出水:采用投球可开关滑套分段压裂技术。

(4) 地层均匀改造:采用簇式滑套或撞击式滑套分段压裂技术。

参考文献

[1]郭建春.水平井投球分段压裂技术及现场应用[J].石油钻采工艺, 2009 (12) :86-88

[2]许建国.水平井滑套分压工艺技术及现场应用[J].钻采工艺, 2008

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

[4]蔡文斌.低渗透油藏水平井压裂理论及现场工艺探讨[J].石油勘探与开发, 2009 (2) :80-85

[5]曹英杰.水平井压裂技术现状与展望[J].油气井测试, 2010, 15 (6) :58-61

水平井分段压裂新技术篇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.

水平井分段压裂新技术篇4

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) 。

水平井分段压裂新技术篇5

当前, 我们通常采用的分段压裂技术如限流压裂技术和机械封隔分段压裂技术均有其限制性。前者比较适用于密度偏小的射孔, 从而会对井筒尺寸产生很大的限制。在施工过程中, 可能会导致于射孔内及裂缝入口位置产生的压力将太大且不利于层间压裂液的良好分布。采用该压裂技术还不能保证足够大的裂缝入口, 这可能会导致施工返排时支撑剂出现返出情况。如果采用机械封隔分段压裂技术, 在层位完工之后, 封隔器比较容易出现砂卡的故障, 这可能会引起发生施工事故。水力喷射分段压裂技术能够有效地提高低渗透油藏的产能, 该技术囊括磨料射流射孔、压裂、隔离等多项工艺, 施工工艺简便, 能够通过先进的施工工艺有效地提高射孔通道的压力且无需封隔器械, 施工故障率较小。

为了实现产能的提高, 改善开发效果, 经过认真分析后, 决定采用水力喷射分段压裂技术进行实际尝试并应用。这项技术利用分段压裂管柱进行两层喷射压裂。对地层采用石英砂携砂液进行射孔, 接着采用油管加压裂砂进行压裂处理, 于投球并打开滑套之后进行下一层的施工。该施工工艺具有一趟管柱、多段压裂的特点, 是水平井储层改造的一种有效的方法。

1 技术原理及特点

水力喷射分段压裂技术囊括磨料射流成孔、压裂、隔离多项工艺, 施工工艺简便, 具有一趟管柱、多段压裂的特点。该技术通过将支撑剂如陶粒及石英砂添加到压裂液内来进行射孔和压裂施工的。作业期间, 对开套管及地层进行射流后, 能够于靠近水平井的位置构造一个最大半径约3cm, 深度约70cm的纺锤形孔。该孔形成后再进行射流, 由伯努利原理可以液体动势能的转化会引起通道内压力大大提高。另外, 地层通道内的射流在压裂开地层前返回井筒的过程中封闭了套管壁面的孔道, 进而又可以将孔道内压力水平提高一层。所以, 如果环空压力比地层破裂压力稍低, 可以通过调节, 保证环空压力略低于喷射孔眼处的压力, 使该位置最早出现裂缝, 而于其它层位的环空压力比地层起裂压力小, 会阻值裂缝的产生和扩展, 从而确保将裂缝出现并扩大的位置被控制于射流孔眼周围。该技术实现了水平井装置一次下入便能进行多层位压裂, 并且压裂精确度较高, 能够对压裂规模进行适当地调控, 提高了工程人员对工程的调控能力。

总体来说, 该压裂技术具有以下几个工艺特点:第一, 该技术能够一次性做完射孔和压裂工作, 射孔工作不需另外去做, 简化了压裂施工工艺;第二, 该技术具有定点压裂、自动封隔的特点, 不需采用封隔器械, 大大提高了施工安全度;第三, 该技术一趟管柱、多段压裂的特点, 减小对储层的破坏程度, 缩短工程周期;第四, 完井方式多样, 包括裸眼、套管等等。

2 参数计算

我们通过试验分别进行了施工几个基本参数的研究, 具体包括:喷嘴压力范围, 石英砂粒径和浓度以及喷射时间等。

首先, 进行了射孔压力试验研究。于室内对加围压的岩心进行石英砂携砂液的射孔, 控制射孔孔压于25~40MPa范围内。在试验过程中发现, 孔深在其压力处于25~30MPa期间时提高幅度较大, 而于30~35MPa期间时提高幅度有所减小。故我们选择28~35MPa的范围作为喷嘴射孔压力的调节范围。石英砂粒径试验主要考查其粒径和射孔深度的关系, 通过试验发现, 孔深在石英砂粒径为0.4mm左右时达到最大, 考虑本厂现有的石英砂, 决定将其粒径范围控制在0.3~0.6mm范围内。另外, 试验发现, 射孔深度在石英砂粒径为6%~8%范围时达到最大。喷射时间的试验主要考查的是喷射时间和射孔深度的关系。通过对5~25min的试验结果观察来看, 射孔深度在喷射5~10min时深度明显增大, 而在10min后深度增大不明显, 到15min时基本停止。故确定了最佳喷射时长为10~15min。

综合以上试验结果可知, 施工几个基本参数分别为:喷嘴压力范围28~35MPa, 石英砂粒径0.3~0.6mm, 浓度6%~8%, 喷射时间10~15min。

3 压裂液配方研究

该体系的配方如下:羟丙基水基胍胶, 粘土稳定剂、助排剂、防膨剂、纯碱等添加剂, 硼交联剂。压裂液性能为:基液p H值=10~11, 剪切速度和时间分别为170s-1和90min, 表观粘度≥50MPa·s。

压裂液通过喷嘴配出, 剪切速度很高, 为了提高喷射后携带支撑剂的性能并最大限度控制器在地层中的滤失效应, 采用过胶联压裂液。水力喷射分段压裂在施工过程中采用了油、套同注工艺, 即压裂液通过油管注入, 基液由环内注入, 二者保持一定的比例且交联过程需要在井底迅速完成并且还要保证优良的性能。结合施工对压裂液的要求, 我们对配方的交联剂和胍胶的浓度两个方面做了适当的优化处理。采用的交联剂浓度主要处于0.13%~0.25%范围内, 为了测试过胶联压裂液的特性, 我们设定0.26%为交联剂浓度。在此条件下, 我们通过试压观察不同的胍胶浓度对压裂液性能的影响, 其浓度分别设定为0.35%, 0.4%, 三种情况。最后发现胍胶浓度在0.5%时, 压裂液达到最佳剪切性能, 我们通过油管和套管的规格确定压裂液和基液混合比为4:1。二次交联显示的压裂液性能表现如图1所示。

由上图可见, 采用上述优化方式得到的压裂液性能优良, 抗剪性能高, 于剪切50min后仍能保持超过150MPa·s的粘度;交联迅速, 仅仅为4s。完全可以满足压裂需要。

4 施工管柱设计

喷砂射孔管柱主要分为两段, 其组合主要为:导向头+筛管+水平井单流阀+第一组不带滑套喷枪+油管+第二组带滑套喷枪+扣油管+两寸半外加厚油管至井口。结构图参见图2所示。

管柱就位之后, 便进行第一段的射流和压裂工作, 完工后再投球将第二组喷枪滑套打开, 进行第二段的射流和压裂。另外, 该管柱中筛管和水平井单向阀能够进行反洗井。外加厚油管能够有效地保证了油管必要的强度。

5 井下工具配套

井下工具中的两组喷枪和滑套比较重要, 应特别进行挑选并优化。喷枪的关键参数包括喷嘴数量、口径及相位分布。这些参数的筛选需要结合工程对喷枪排量和液体流速的要求。喷枪有两层, 每层有喷嘴3个, 以120°角度排开, 总体相位角60°, 喷嘴尺寸为Φ5.5mm。

改进滑套材质以满足本工程中高压、高速射流的需要。首先, 为了保证滑套球座和承接台阶具备足够的抗磨性能, 采用硬质合金作为材料;其次, 对剪断销钉材料进行优化设计, 确保其具备足够的剪切力以便滑套开启与否能够准确表现于地面泵压。

6 施工参数优化

我们根据水力喷射分段压裂技术的特点和要求, 我们选取了试验井, 首先对压裂裂缝的长度和高度等数据进行了确定。第一层、第二层的裂缝设计尺寸参见表1所示。

对油管、套管的进液排量进行设计, 最终确定油管进液排量为2.0m3/min, 套管的进液排量为0.5~0.7m3/min。此外, 对射孔液量, 压裂段塞配置进行优化。

另外, 为了避免作业过程中可能出现的压裂液漏失情况带来的不便, 我们准备10%的裕量。工程中两层压裂液用量情况如表2所。

本工程施工压力最高达51MPa, 关井压力4MPa, 放喷达25m3。压裂液共使用284.2m3, 石英砂用量共12m3。最终使油产量共增加2414t。

7 结语

井下作业公司目前引进水力喷射分段压裂技术, 对工程进行考查、试验研究并优化施工方案, 通过在实际水平井段的具体应用, 积累了宝贵的施工经验和数据资料, 可用于指导类似的水平井油藏的开发项目;相对于一般的射孔手段, 采用水力喷砂的射孔方式, 能够保证孔边不出现压实带, 能够有效缓解地下一道工序的起裂压力, 施工操作相对简单并且能够取得教满意的射孔深度;采用井下组合工具, 无任何封隔器械, 大大减小了卡钻情况的发生, 提高施工安全;该技术具备的一趟管柱、多段压裂的特点, 减小对储层的破坏程度, 缩短工程周期;定向定点喷射, 实现高精度造缝。

摘要：当前, 我们通常采用的分段压裂技术如限流压裂技术和机械封隔分段压裂技术均有其自身限制性。而水力喷射分段压裂技术囊括磨料射流射孔、压裂、隔离等多项工艺, 施工工艺简便, 实现安全生产, 是提高产量的有效手段.我油田近几年不断扩大水平井的开发业务, 但约占一半以上水平井均为低产, 开发效率无法提高。文章通过对工程进行考查、试验研究并优化施工方案, 主要包括射孔压力、压裂液、井下工具、管柱、施工参数等方面的研究和设计, 最终实现了低产水平井产能的提高。

关键词：水平井,水力喷射分段压裂,压裂液,管柱

参考文献

[1]陈付虎, 王迁伟, 王帆, 张梦东, 秦玉英, 何青.水平井分段压裂技术在镇泾油田的试验研究[A].油气藏改造压裂酸化技术研讨会会刊[C].2014.

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[3]严玉中.水力喷砂射孔机理及参数优选研究[D].中国地质大学 (北京) , 2006.

[4]白艳伟.低渗透储层水力喷射压裂产能研究[D].西安石油大学, 2013.

[5]汤琦.水平井水力压裂技术研究[D].中国地质大学 (北京) , 2012.

水平井分段压裂新技术篇6

1 技术原理

水力喷射分段压裂 (HJF) 是集射孔、压裂、隔离一体化的增产措施, 专用喷射工具产生高速流体穿透套管、岩石, 形成孔眼, 孔眼底部流体压力增高, 超破裂压力起裂, 造出单一裂缝, 特别适合分段、分层作业, 无须机械封隔, 准确造缝、有效隔离、一趟管柱多段压裂。该工艺由三个过程共同完成, 水力喷砂射孔、水力压裂以及环空挤压。通过安装在施工管柱上的水力喷射工具, 利用水击作用在底层形成一个或多个喷射孔道, 从而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。

2 现场应用

2.1 施工简况

青海油田自2009年开始在南浅H21-13井首口尝试水平井水力喷射分段压裂, 取得了良好的效果后, 到目前为止共完成了7口井的作业, 成功率达到了98%以上, 下面以七平1井为例讲述该技术在青海油田的应用情况。

七平1井是七个泉区块的一口水平井, 位于柴达木盆地西部坳陷区茫崖凹亚区小红山-阿哈堤-七个泉背斜带上的七个泉构造西北端的意区块, 该井油层中深1312.50m, 压裂井段1175.00-1450.00, 岩性以砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩为主, 油层厚度195.00m/3层, 采用水力喷射分段压裂进行油层改造, 用常规油管将多级水力喷砂射孔辅助装置 (喷嘴) 下入井筒水平段, 定位于井筒压裂层段, 在这个位置完成射孔和压裂后, 在第二层投球打开滑套重复前面的施工。该井设计要求油管排量2.60m3/min、环空排量1.10m3/min。

2.2 施工概要

该井此次施工最高压力46.70M P a, 第一层破裂压力43.70M P a, 第二层破裂压力40.26MPa, 第三层破裂压力42.05MPa, 最大排量2.83m3/min, 共泵入正替基液8.00m3, 送球用液18.35m3, 喷砂射孔液94.50m3, 加石英砂6.50m3, 顶替液77.00m3, 预处理液29.50m3, 前置液103.10m3, 携砂液323.60m3, 平均砂比22.74%, 顶替13.40m3, 套管补液135.00m3, 施工总液量789.05m3, 进入地层砂量74.50m, 共加砂81.00m3, 净液量708.05m3。

此次施工完全符合设计要求, 该井压裂前日产油2.30m3, 经过压裂改造后, 目前日产油7.80m3, 增产效果非常明显。

3 施工对比与总结

3.1 施工对比

7口井的施工, 增产有效率95%, 取得了良好的效果。可以看出七个泉区块压裂时地层破裂压力低, 加砂量大, 增产效果特别明显, 其中七平7井经过压裂改造由压裂前的2.70m3/d增加到了30.00m3/d, 效果非常好, 今后应该在七个泉区块大力推广该技术, 而油砂山区块地层破裂压力高达70.0MPa以上, 只能降低砂比施工, 增产效果不是很明显, 以后尽量少采用此技术, 对比可以看出, 水平井水力喷射分段压裂技术在青海油田的施工, 增产效果显著, 并且缩短了施工周期, 安全可靠性高, 降低了施工成本, 层数越多越能体现该技术的优点, 从七平7井4层压裂可以看出单井省起下钻工序6趟, 以1500.00m井深为标准估算, 直接节约作业成本6万元, 并且大大降低了工人的劳动强度。

3.2 施工总结

7口井具有以下共同特点和局限性。

共同特点:

(1) 水平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) 一次管柱可进行多段压裂, 多段压裂施工周期短, 经济安全, 有利于降低储层伤害。

(3) 不受完井方式的限制, 适用于裸眼、套管等多种完井方式。

(4) 无需单独射孔, 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) 逐层进行喷孔压裂, 不需要进行已压开井段的封堵。

(6) 降低地层破裂压力、有助于裂缝的形成和延伸。

(7) 双路泵入系统可迅速改变井底的流体情况, 有效解决井底压裂液浓度过低、提前砂堵的问题。

(8) 水力射孔无压实带污染, 有利于提高近井筒地带渗透率。

局限性:

(1) 由于喷嘴较小, 施工过程中油管压力高, 所以对井口和压裂设备的要求比较高。

(2) 喷射器喷嘴在施工过程中受到高速磨料粒子的冲刷, 磨损严重, 要求喷嘴材料必须具有高硬度, 高耐磨性。

4 结论及展望

(1) 水力喷射分层压裂集射孔、压裂、分段一体化, 无须机械封隔, 一趟管柱多段压裂, 为低渗油气藏压裂改造提供了一种新型增产措施, 通过以上7口水平井水力喷射分段压裂, 丰富和发展了高压水射流和水力喷射压裂理论与技术, 特别是南VH10-1水力喷射压裂施工总液量1438.63m3共加砂140.00m3, 净液量1178.11m3, 施工后日产液30.0m3, 产油达10.0m3以上, 为油田增产奠定了更加坚实的基础。

(2) 由于部分井在施工过程中, 设备原因造成加砂量少, 砂比低, 增产效果不明显, 因此在以后的施工过程中我们要加强设备的保养与维护, 确保施工一层, 成功一层。

(3) 切六9-15井单层连续油管水力喷射环空加砂压裂填补了青海油田连续油管水力喷射压裂的空白, 在以后的工作中我们要积极研究实践连续油管水力喷射压裂的多层段工艺, 为以后的水平井压裂找到更加省时省钱省力的好方法。

(4) 水平井井下作业风险大、周期长、遇卡机率高, 所以在设计水力喷射分段压裂钻具时, 井下工具设计要求尽可能简化, 可操作性好;在喷射和压裂过程中, 要求工具定位准确、稳定性好;井下工具耐压、耐温、密封性能满足不同区块储层的压裂要求;喷射器工作寿命必须能够满足一趟管柱压裂两段以上的要求。

参考文献

[1]徐严波.水平井水力压裂基础理论研究.西南石油学院.2004[1]徐严波.水平井水力压裂基础理论研究.西南石油学院.2004

水平井分段压裂新技术篇7

近几年石油开采技术的发展在全球都备受关注, 越来越多的探明储量都属于低渗透储层, 开采难度大, 经济效率低, 水平井的发展大大提高了集水建筑物与地下水非饱和带中的气体、地下油气的接触面积, 有效地提高了流体的抽取效率。本文主要选取水平井封隔器滑套分段压裂技术作为范例, 来介绍水平井分段压裂技术的国内外发展情况, 关键技术和分析优化等方面, 希望可以对水平井分段压裂技术的发展有所帮助。

2水平井封隔器滑套分段压裂技术国内外现状

我国在2011年2月, 完成了悬挂封隔器, 压缩式裸眼封隔器, 锚定封隔器, 回插管及机械可开关滑套等工具的研制, 随后几年先后完成水平井裸眼封隔器滑套10段压裂管柱地面整体试验, HG油田红平3井完成2开井身结构裸眼封隔器12段压裂试验, CL气田D组致密砂岩气藏CSD20井完成3500m井身裸眼封隔器滑套10段压裂试验[1]。

哈里伯顿公司的遇油膨胀封隔器是通过投直径不同的球逐段打开滑套, 并可以后期关闭不太理想的产层;支持连续泵注, 节约作业周期。

贝克休斯公司的封隔器滑套技术是通过液压坐封封隔器不固井、不射孔来实现的。其特点有:一趟管柱安装完, 节省时间;可以更好地控制裂缝的延伸;通过小规模、有选择性地处理来降低压裂成本;最多可处理11段[2]。

3水平井封隔器滑套分段压裂技术介绍

(1) 水平井封隔器滑套分段压裂技术简介:水平井封隔器滑套分段压裂技术可分为固井水平井套管内封隔器滑套分段压裂技术和裸眼水平井封隔器滑套分段压裂技术。水平井套管内封隔器相对来说比较适合低渗透油田油井开发, 能实现套管内不动管柱一次完成多段压裂, 具有全过程液压动作、不泄压投球、储层改造针对性强的特点。目前可以满足的最高压裂段数是15段, 150℃耐温, 70MPa耐压差, 其施工作业效率得到有效提高, 具有先进, 安全, 可靠, 高效的特点[3]。水平井裸眼封隔器滑套分段压裂工艺是新兴的水平井压裂改造技术, 在页岩气, 致密油气藏水平井中得到了广泛的现场应用和成功的矿场效果。该工艺主要有遇油膨胀式裸眼封隔器、机械封隔式裸眼封隔器、锚定封隔器和悬挂封隔器等配套工具。

(2) 封隔器滑套分段压裂管柱及工具:套管内封隔器滑套:封隔器滑套分段压裂管柱及工具是水平井封隔器滑套分段压裂技术的核心。套管内封隔器滑套于2006年研发, 封隔器被设计为液压坐封和液压解封Y444型封隔器, 其目的是为了提高井下动作的安全可靠性, 但套管内封隔器滑套分段压裂工艺技术的压裂段数级差排布受到限制, 使得一趟管柱最多只能压裂6段[3]。裸眼封隔器滑套:机械封隔式裸眼封隔器, 锚定封隔器, 悬挂封隔器等关键工具的研制是为了提高深层气藏单井产量, 增大井筒与储层接触面积, 降低井口施工压力, 形成了三套裸眼水平井完井压裂工艺管柱, 能够满足最高压裂段数29段, 耐温150℃, 耐压差70MPa的裸眼水平井多段压裂要求。

4水平井封隔器滑套分段压裂技术参数保障及预防

施工参数要求不足会造成遇阻, 出砂压裂管柱遇卡, 井口及套管刺漏失控, 压裂砂堵等不利局面。为了保证施工顺利进行, 对于参数的要求和预测应注意几个方面:压力, 排量, 优化裂缝, 预测摩阻。 (1) 压裂施工参数最主要的就是压力, 在井底压力大于底层破裂压力的时候才可以压开底层; (2) 排量则是不容忽视的因素, 裂缝压力的变化受排量和压裂液性能共同影响, 还可以改变支撑剂输送方式以及裂缝的几何形状; (3) 当施工净压力处于临界压力时, 在施工时满足造缝与输砂条件下, 不希望裂缝压力超压从而引起滤失严重; (4) 应该用合理的施工总量, 前置液用量, 不同支撑剂加砂顺序, 加砂浓度和注入方式等, 达到优化裂缝的要求; (5) 为了达到施工安全、顺利, 并降低成本的目的, 对预测分段分裂压力应给予重视, 其影响参数有:地层闭合压力, 裂缝延伸压力, 管柱摩阻, 液柱压力等, 主要区别参数为近井裂缝弯曲摩阻; (6) 裂缝的条数、长度、导流能力以及位置布置组合都会对产量有影响。随着裂缝条数、长度和导流能力的增加, 压裂水平井的累计产量总体上逐渐增加, 但增幅却在不断减小。 (例如水平井长度为600m的情况下, 最佳裂缝条数为4~5条, 最佳裂缝半长为120~140 m) [4]。当外部的裂缝间距小而内部的缝间距大时产量最高, 均匀分布裂缝产量居中。

5总结

水平井分段压裂技术在未来会趋于完善, 它的出现解决了一些直井所不能解决的问题, 对提高现有的一些特殊和难以应用的地质储量, 确实是一项技术上的突破。它既有提高油田最终采收率、单井控制储量多、泄油体积大、产能高、油藏适应能力强等优点, 也特别适于陡峭油层、垂直裂缝、稠油和气顶、底水等油层中使用。但它不会替代直井, 而是对直井的补充和发展。各国对水平井的开发越来越重视, 水平井分段压裂技术也在不断的探索中迸发出璀璨的火花。在未来, 这项技术将会得到广泛的应用与推广, 技术也会有新的突破。

摘要：随着世界经济的发展, 石油这一不可再生资源在社会发展中的作用日益显著, 石油的开采方式也在不断的突破与创新。水平井分段压裂技术自2002年开始, 经过数年的快速发展, 形成了可以与不同完井条件相适应的水平井分段压裂技术。作为非常规油气开发的主要技术, 水平井分段压裂技术有许多优点, 可以大幅提高采收率, 同时也取得了长足的进步与发展, 世界上专门研究该技术的公司也屡见不鲜, 可以说得到了国际与社会的广泛关注。本文主要介绍封隔器滑套分段压裂技术。通过对其国内外现状、技术介绍、优化方法等方面进行研究, 以期为水平井分段压裂技术的发展与探索提供参考。

关键词：水平井,分段压裂,封隔器滑套,国内外现状,优化

参考文献

[1]段文广.国内外水平井分段压裂技术现状[J].西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院, 2012 (03) .

[2]张焕芝.国外水平井分段压裂技术发展现状与趋势[J].石油科技论坛, 2012 (06) .

[3]吴奇.水平井封隔器滑套分段压裂技术[M].北京:石油工业出版社, 2013 (01) :53-54.

水平井分段压裂新技术篇8

苏东59-34H2井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡, 是苏里格东部的一口试验水平井, 最大井斜92.119°, 造斜点井深2562.5m, 水平井段3318.0-4318.0m, 采用裸眼完井方式, 总长1000m。该井采用7.0寸技术套管, 固井质量良好。该井岩性为致密砂岩, 平均孔隙度为6.08%, 渗透率为0.273m D。水平段钻遇储层8 7 2.3 m, 储层钻遇率87.2%;钻遇有效储层666.1m, 有效储层钻遇率66.1%。综合解释为致密砂岩, 储层物性较好, 砂体较为发育, 天然气丰度为0.8～1.2×108m3/km2。

2 裸眼分段压裂技术

2.1 技术难点

水平井裸眼分段压裂作为低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一, 受到了普遍的关注[2]。虽然裸眼分段压裂技术是一种新型的技术, 但是它最主要的技术难点在于裸眼水平井压裂裂缝起裂和延伸的复杂性, 以及裂缝条数的不确定性给裸眼水平井的有效压裂带来了极大的挑战[3]。

2.1.1 下钻过程

压裂钻具入井前要严格进行通洗井作业, 确保井壁的稳定性和井筒畅通, 以及检查井筒的滤失状况, 这对压裂钻具的正常稳定入井提供了有力保障;下钻过程要严密观察、平稳下入。

2.1.2 封隔器耐高温

水平井较深, 改造段较长, 所以这对裸眼封隔器的耐高温程度要严格把关, 这关系到压裂施工的成功与否。

2.1.3 封隔器的自身强度, 座封及解封原理

水平井施工中压力有可能会异常过高, 所以封隔器自身的强度要足够满足压裂施工;密封井段过长, 所以对封隔器的封闭性要严格要求。

2.2 工艺原理

裸眼分段压裂技术是一种先进的完井工艺技术, 是低压、低渗透油气藏开发的重要增长措施之一, 在水平井的裸眼分段工艺中, 首先要实行通井, 保证压裂管柱能够顺利的下入到井底中;然后是将钻杆于压裂管柱相互连接, 送入到井底后丢手分开, 再回插生产油管柱;最后是一次投球加压压裂每一层, 采用这样的方式来实现水平井的不动管柱生产[4]。

2.3 完井管柱

水平井裸眼封隔器完井分段压裂技术的前提是分层压裂工艺管柱的合理设计和顺利的实施。与此同时, 在加强与地面上施工的相互配合的井口装置和操作的流程。

2.3.1 技术思路

首先是在地面上投1.25〞低密球并采用泵车送球到压差滑套处, 憋压后停泵。其次是通过地面加压12Mpa-15Mpa稳压3min, 座封封隔器。最后地面在次加压42Mpa左右打开压差滑套并且裸出第一级喷砂器, 形成了第一段的压裂通道。

2.3.2 压裂管柱结构图

管柱结构主要由两部分组成:一是封隔器管柱串, 二是回接压裂生产管柱。二者是通过回接插头相连, 形成压裂及生产通道。钻具见图1

2.3.3 压裂管柱下钻

在水平井裸眼分段压裂工艺管柱下钻的过程中, 先采用钻杆将压裂管柱下入水平段, 投球到坐封球座并且加压, 同时, 双向悬挂封隔器座封悬挂;提高泵压, 使钻杆和压裂管柱在丢手工具处分离, 管柱丢手后, 通过泄压的形式, 起出钻柱和丢手工具。在该过程, 坐封球座的设计有锁球机构, 故投球后, 不用担心球会掉下来。

3 裸眼分段压裂施工

3.1 压裂施工过程

在整个7段的压裂施工中泵入液体1700余方, 累计加砂206.9方, 泵入液氮50.1方, 最大施工排量3.2方, 最高砂比30.2%, 各项施工参数都达到了设计要求。

3.2 压裂施工要点

(1) 当采用水平井裸眼封隔器完井后钻具就不再起出。因为在裸眼封隔器膨胀封隔后是没有解封装置的, 水平段的油套没有连通, 所以在压裂的过程中如果出现砂堵, 处理起来很困难, 若得不到及时的处理, 很可能会造成井的报废。施工中如果出现砂堵, 则要利用液氮能量迅速放通, 如果无法放通, 则利用泵车对压裂管柱反复憋压, 迅速油放直到通畅。

(2) 打滑套时要控制好排量及油管压力, 严禁大排量打滑套, 预防管柱与水平段钻具憋压过高造成脱扣。

4 压后增产效果

4.1 放喷排液

苏东59-34H2井的放喷返排速度快, 返排率高达80%以上并且油压上升速度快, 达到15Mpa以上。

4.2 试气求产

通过对苏东59-34H2井所在区域的邻近井:苏东59-34井, 苏东59-34c2井、苏东59-35井等进行测试, 在对苏东59-34H2井应用水平井裸眼分段压裂技术后, 该井盒8试气无阻流量和日产气都得到显著的提高, 达测试无阻流量达55.8220×104m3/d。

5 结论及建议

(1) 水平井裸眼分段压裂技术的科技含量较高, 在对苏东59-34H2井的开采应用该技术能够得到单井的高产量, 实现经济效益和社会效益的最大化。

(2) 水平井裸眼分段压裂工具是实现该工艺技术的核心硬件, 而在我国目前的所研制的工具都是针对大型的水平井眼研制的, 而对于小井眼水平井裸眼压裂的工具还不完善, 所以应该加快科研的步伐, 实现水平井裸眼分段压裂工具的系统化。

参考文献

[1]张先宇。水平井压裂工艺现状及其发展趋势[J], 石油矿场机械, 2011

[2]刘猛, 水平井分段完井技术及完井管柱方案[J].中国石油大学学报, 2010