水平井分段压裂课件.ppt

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水平井分段压裂技术 水平井分段压裂技术汇报提纲一、概况二、水平井压裂发展历程及技术现状三、水平井压裂造缝机理四、水平井分段压裂裂缝配置优化技术五、水平井分段压裂工艺技术六、下步研究发展方向 “八五”攻关试验钻井：32口“九五”快速发展钻井：132口“十五”扩大应用钻井：339口“十一五”创新发展1、自“十五”尤其是进入“十一五”以来，胜利油田大规模地采用水平井技术进行各类油藏的开发，水平井应用规模不断扩大。一、概述截止到2007年9月，累投产水平井713口。 不同油藏类型水平井状况表（200709）2、水平井显著改善了不同油藏类型开发效果一、概述 3、低渗透油气藏水平井初期产能不理想，与邻近压裂直井相比没有明显的产能优势，需要进行大规模油层改造. 水平井分段压裂技术汇报提纲一、概况二、水平井压裂发展历程及技术现状三、水平井压裂造缝机理四、水平井分段压裂裂缝配置优化技术五、水平井分段压裂工艺技术六、下步研究发展方向 二、水平井压裂发展历程及技术现状1、国外研究应用情况水平井压裂在1985年提出（只要固井质量有保证水平井压裂就可实施——水平段笼统压裂）。1992年，北海Danish油田水平井进行分段压裂（储层渗透率：1.0×10-3μｍ2，实施井数：10口，裂缝条数：初期5条、后期10条，增效明显）。1994-2000年在Valhall油田采用挠性油管将水平井射孔、分段压裂同时完成（连续油管胶塞压裂），很好的提高了区块的开发效果。 二、水平井压裂发展历程及技术现状1、国外研究应用情况——实施工艺水平井的分段压裂工艺与水平井完井技术是密不可分的，甚至可以说是分段压裂完井技术。目前国外主要的施工工艺有两：套管限流压裂和封隔器分段压裂、水力喷射分段压裂。目前国外正在研究应用无水力锚、小直径扩张式封隔器进行水平井分段压裂。 国内从1994年开展了水平井的压裂改造试验研究，目前有多口水平井进行了压裂改造，制约水平井分段压裂的关键技术初步得到突破，分段压裂优化设计、分段压裂工具上基本配套完善，保证了水平井技术在低渗透油气藏的应用。二、水平井压裂发展历程及技术现状2、国内研究应用情况 1990年提出水平井压裂技术1995年来，进一步对水平井压力特性裂缝布置等理论研究和计算目前，研究应用形成两项主导工艺技术封隔器管柱分段压裂3、胜利油田低渗透油藏水平井压裂改造技术技术历程1993年实施了第一口水平井压裂套管限流压裂 4、开展的研究内容及实施情况针对胜利油田地渗透油藏水平井开发技术状况，以分段压裂为目标，通过水平井分段压裂优化配置的研究、施工工艺的选择、分段压裂分层管柱的优选及工具的研发等，为胜利油田低渗透水平井压裂提供了可靠的技术支撑。目前在胜利油区及其外部油田设计水平井压裂8口，完成水平井压裂5口，取得了较好的研究和应用效果。 形成的工艺技术：（1）胶塞压裂（2）限流压裂（3）封隔器工具分层压裂（4）水力喷射辅助压裂应用井数：50余口（其中大庆12，长庆18、胜利4口、华北局3口）二、水平井压裂发展历程及技术现状5、国内研究应用情况 水平井分段压裂技术汇报提纲一、概况二、水平井压裂发展历程及技术现状三、水平井压裂造缝机理四、水平井分段压裂裂缝配置优化技术五、水平井分段压裂工艺技术六、下步研究发展方向 1、水平井压裂造缝机理水平井压裂裂缝有横向缝、轴向缝、水平缝，这取决于储层的应力状态。横向缝：如果井筒平行于最小水平主应力方向（即沿最小水平渗透率方向），则产生横向缝。三、水平井压裂造缝机理 1、水平井压裂造缝机理轴向缝：如果水平井筒垂直于最小水平主应力方向（即沿最大水平渗透率方向），则产生轴向缝。三、水平井压裂造缝机理 1、水平井压裂造缝机理斜交裂缝：当井筒并不与最大、最小水平主应力方向一致时，则产生斜交裂缝。三、水平井压裂造缝机理 根据水平井压裂裂缝造缝机理研究成果，水平井压裂裂缝有三种形态：正交横向缝、纵向缝、水平缝。最佳裂缝形态与水平井段正交横向缝。最佳裂缝配置2、水平井压裂裂缝形态优化三、水平井压裂造缝机理 3、压裂裂缝与井身轨迹的优化匹配水平井压裂裂缝造缝及延伸机理要求要产生正交的横向缝，水平段轨迹要与σmin方向一致。据此在胜利油田部署了7口水平井井身轨迹史127-1块水平最大主应力方向为NE97.5°。为保证压裂时形成横向裂缝，特部署的史127-平1井水平短的井深轨迹为近南-北向。三、水平井压裂造缝机理 3、压裂裂缝与井身轨迹的优化匹配滨428块最大主应力方向为NE86°。部署的428-平2井水平段的井深轨迹为近南-北向。累计垂深mA斜深2011.50垂深1529.50B斜深2061.50垂深1541.83 3、压裂裂缝与井身轨迹的优化匹配商75块最大主应力方向为NE45°。部署的商75-平1井水平段的井深轨迹为NE130°。 水平井分段压裂技术汇报提纲一、概况二、水平井压裂发展历程及技术现状三、水平井压裂造缝机理四、水平井分段压裂裂缝配置优化技术五、水平井分段压裂工艺技术六、下步研究发展方向 分段裂缝配置优化内容：裂缝条数、裂缝间距、裂缝规模及其裂缝参数四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术1、分段裂缝优化配置内容 两相流固耦合渗流模型的建立——求解——形成分析软件——来研究和分析水平井裂缝参数敏感性。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术分段裂缝配置优化1、建立水平井两相流固耦合渗流模型，研究出了其求解方法。2、完成了水平井分段压裂裂缝优化软件系统。3、对分段裂缝敏感性进行分析。2、建模求解、分析 饱和油水两相渗流方程（1）连续性方程：（2）运动方程（3）饱和油水渗流模型裂缝系统孔隙岩块系统 水平井油藏一裂缝一井筒剖面利用IMPES方法，对上面所建立三维两相渗流模型中的油相渗流方程差分求解。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术 从理论上计算并比较了压裂水平井产能与压裂裂缝的关系，掌握了水平井分段压裂设计施工和增产规律。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术2、建模求解、分析 分段裂缝数分段压裂裂缝位置示意图裂缝条数对压裂水平井产能的影响当水平井压后裂缝为4条以上时，水平井的产能将随裂缝长度的增加而提高，否则效果将不佳。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术2、建模求解、分析 不同位置裂缝对产能的贡献不同，两端裂缝产能比较高，中间裂缝偏低一些。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术 裂缝导流能力恒定裂缝渗透率、变裂缝宽度考察导流能力，产量随裂缝导流能力增大呈增加趋势，但对于不同的储层渗透率、产层有效厚度存在最佳的裂缝导流能力范围。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术 裂缝长度不同裂缝长度对增产效果的影响，4条裂缝的情况下考察的裂缝长度对于压裂后产能的影响，从计算情况看裂缝长度的增加几乎与产能的增加成正比，因此在压裂改造过程中尽可能增大压裂改造规模。四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术 水平井分段压裂推荐裂缝参数井身轨迹沿着最小主应力方向水平段长段不小于300-500m（如果允许尽可能长些）压裂分段数不小于3-5段（井段较长可分段压裂分步投产）压裂裂缝长度不小于50m裂缝导流能力在0.5-1.0u㎡.m建议相应加砂规模：每条裂缝不小于1m3/m产层（对于厚度10m的产层，压裂5段缝，应不小于50m3支撑剂）四、水平井分段压裂裂缝优化配置技术 水平井分段压裂技术汇报提纲一、概况二、水平井压裂发展历程及技术现状三、水平井压裂造缝机理四、水平井分段压裂裂缝配置优化技术五、水平井分段压裂工艺技术六、下步研究发展方向 主要介绍四种水平井分段压裂工艺及其实施情况：1、水平井胶塞压裂技术2、水平井限流压裂技术3、水平井封隔器管柱分层（双封隔器单卡）压裂技术4、水平井水力喷射辅助压裂技术五、水平井分段压裂工艺技术 1、水平井胶塞压裂技术长庆油田1995年对塞平1井、1996年对靖平1井，采用水平井胶塞压裂技术进行分段改造。适用：新井投产段数：3段配套：自定位、定向射孔工艺五、水平井分段压裂工艺技术 水平井胶塞压裂技术工艺过程自定位、定向射孔；压裂施工；求产试油。第一段填砂液体胶塞封堵试压；自定位定向射孔；压裂施工；求产试油。第二段填砂液体胶塞封堵第一、二段，试压；自定位定向射孔；压裂施工；求产试油。第三段五、水平井分段压裂工艺技术 工艺优点：工艺简单可靠，施工工艺避免了下入井下作业工具带来的潜在风险。缺点：多次施工，不能同时压开，多条缝难以实现周期长。五、水平井分段压裂工艺技术1、水平井胶塞压裂技术 五、水平井分段压裂工艺技术2、水平井限流分段压裂通过限制射孔数目与孔眼直径，在井筒内形成一定的净压力，使不同的射开段同时压开。 2、套管限流压裂工艺优点：可以通过不同层段的射孔数目与孔径的优化，实现不同层段预期的改造规模，体现限流压裂的目的。缺点：对于长水平井段实施限流压裂很难保证多个层段同时压开，也无法实现不同层段不同的改造要求。五、水平井分段压裂工艺技术 到2008初年胜利油田进行了4井次试验，其中史127-平1、商75-平1、高89-平13口井采用直井段封隔，面4-14-斜29没下封隔器，都是在水平段限流射孔方式分段。目前正在开展滨248-平2和水平3的分段压裂工作。五、水平井分段压裂工艺技术 垂深（m)（1）史127-平1井S127-1S127-平1水平位移（m)中31中321史127-平井水平段为近南北向，史深100地区的最大主应力方向为东西向，因此该井进行压裂施工时可形成正交缝。3217m3623m 射孔井段及应力分别为：3488.5-3489.0m51.96MPa射6孔3578.0-3578.8m54.39MPa射9孔3646.0-3646.5m53.05MPa射7孔应力差异在2.5MPa左右。32层段3443.9m-3670.0m从计算的数据来看岩石泊松比为0.25-0.29，杨氏模量在24000-30000MPa左右，储层应力值在47-57MPa。史127-平1井应力剖面及射孔方案（1）史127-平1井 史127-平1井施工管柱B点：斜深：653.55m垂深：3138.50m变径接头+内径76mmN80油管×20m变径接头+厚壁短节+Y531封隔器：2000m（±0.5m）内径76mmN80外加厚油管×2000mA点：斜深：3217.17m垂深：3105.00m3488.5-3489.0m,6孔3578.0-3578.5m,9孔3646.0-3646.5m,7孔五、水平井分段压裂工艺技术2、套管限流压裂-史127-平1应用 压裂前置液306.35m3，携砂液376.46m3，顶替液29.3m3，施工泵压68.5-81.0MPa；排量6.3-7.1m3/min，加入陶粒72.0m3，平均砂比19.8%，地面停泵压力44.3MPa。油压前置段塞阶段2阶段3阶段12、套管限流压裂-史127-平1应用 史127-平1井3488—6holes78m33578—9holes78m33646—7holes78m3 峰值产液20.3m3/d，产油量11.5m3/d，目前油4.5m3/d。2、套管限流压裂-史127-平1应用 2、套管限流压裂-商75-平1应用五、水平井分段压裂工艺技术 A点：斜深:2861.00m；垂深：2649.00m2、套管限流压裂-商75-平1应用 2、套管限流压裂-商75-平1应用2954.75-2955.25m射7孔、3027.0-3028.0m射13孔，共射20孔 商75-平1实现水平井小型压裂现场快速诊断与加砂压裂联作，测试压裂资料实施处理，在小型压裂侧压降大约50min取得满意的测试资料，获得了重要的指导参数，随后进行修正开始加砂。2、套管限流压裂-商75-平1应用 小型压裂表明该井渗透性较好，有效渗透率44.5×10-3μm2，拟合地层压力25.6MPa，压力系数0.9；压裂液的滤失系数7.47m/min1/2,从G函数诊断曲线上可以看到该储层不存在天然裂缝的滤失，主要是基质滤失，滤失速度快的原因在于地层渗透性好、地层压力低。根据这些特征压裂排量尽可能提高，同时增加暂堵剂降低滤失，保证了压裂施工顺利实施。裂缝闭合后分析曲线2、套管限流压裂-商75-平1应用 从G函数诊断曲线上可以看到该储层不存在天然裂缝的滤失，主要是基质滤失。拟合地层压力25.6MPa2、套管限流压裂-商75-平1应用 小型压裂测试：43.2m3防水伤害液加砂压裂阶段：前置液294.5m3，携砂液318.6m3，顶替液24.1m3，施工泵压51.24-58.4MPa；排量7.0-8.0m3/min，成功加入陶粒68.0m3，平均砂比20.4%。2、套管限流压裂-商75-平1应用 峰值产油量12m3/d，目前油6.5m3/d，含水17%。2、套管限流压裂-商75-平1应用 3、封隔器分段压裂工艺技术存在砂堵卡管柱的风险存在不确定的压裂规模和造缝点的问题。封隔器分段压裂该压裂方法可保证多段压裂的针对性，一趟管柱完成各段的压裂。水平井段固井质量有保证。管柱结构复杂，工具顺利通过弯曲段、压裂后封隔器胶筒收回、管柱被卡处理等问题旧是制约该项技术应用的关键。五、水平井分段压裂工艺技术 目前此项工艺国外正在研究应用无水力锚、小直径扩张式封隔器进行水平井分段压裂。3、封隔器分段压裂工艺技术五、水平井分段压裂工艺技术 大膨胀比、高压差SPK344封隔器跨隔密封，降低了工具起下难度和砂卡几率，实现了一次管柱完成逐段压裂；配套了井下压力、温度测试仪器，录取井底压力温度数据。整体管柱可不采用锚定装置，降低了发生意外事故概率。配备安全接头，便于后期处理。适用4〞-7〞套管水平井分段压裂。。3、封隔器分段压裂工艺技术五、水平井分段压裂工艺技术 水平井双卡分段压裂示意图3、封隔器分段压裂工艺技术五、水平井分段压裂工艺技术 确定了水力锚锚定方案：水力锚安全接头上封隔器下封隔器3、封隔器分段压裂工艺技术五、水平井分段压裂工艺技术 哈里波顿石油公司分层管柱示意图3、封隔器分段压裂工艺技术五、水平井分段压裂工艺技术 钻头Φ311.2mm*400m表套Φ244.5mm*399.07m钻头Φ215.9mm*2653.24m套管Φ177.8mm*2625.25m钻头Φ152.4mm*2637.50m－3437.5m套管Φ114.3mm*2425.0m-3435.0m大牛地气田DP35-1机械分层压裂水平段2637.5-3437.5m，水平段长800m，水平位移1011.67m，水平段采用外径114.3mmN80套管固井完井，外径114.3mm，内径99.6mm。3、封隔器分段压裂工艺技术 2006年9月2日施工，长庆油田工程院负责对3374.0-3380.0m射开6m共69孔进行了压裂改造，压裂管柱采用外径88.9mm×76mm的管柱下至造斜点以上直接进行压裂。施工总时间145.4min，入地层净液量326m3，入井总砂量47.37m3，最高砂比37%，平均砂比22.2%，从施工曲线的压力可以看到，井底破裂压力在49.89MPa，储层最小主应力43.2MPa，最大水平主应力57.7MPa。压裂完成后测试无阻流量1.5×104m3。 人工井底3280m3100mSPK344封隔器安全接头导向器SPY341封隔器扶正器节流器外径89mm×内径76mmEUE油管×2400m3250m3120.5-3121.0m：6孔3137.5-3138.0m：6孔3180.5-3181.0m：6孔3239.5-3240.0m：8孔3374-3380m：69孔外径73mm×内径62mmNUE油管×690m3190m压温器DP35-1井管柱分段压裂3、封隔器分段压裂工艺技术 本次压裂前置液160m3，携砂液318.6m3，顶替液15m3，施工泵压32.1-79MPa；排量2.8-5.6m3/min，携入陶粒砂57.2m3，平均砂比18％，挤入液氮16.9m3，排量0.18-0.19m3/min，入地净液量493.6m3，地面停泵压力17.5MPa。压后采用3mm油嘴12mm孔板放喷，油压12.8MPa，套压8.8MPa，日产气2.5×104m3，无阻流量7.1×104m3，是第一次的4倍。DP35-1水平井机械工具分段压裂施工曲线DP35-1井管柱分段压裂3、封隔器分段压裂工艺技术 试验表明：（1）开发的分段压裂工具能够在1.5MPa左右的启动压差作用下很好的座封，同时在整个压裂过程中达到了设计的目的，起到了很好的分隔作用。（2）机械分段加上限流压裂对于长井段的水平井的压裂改造是较好的选择，这样可以在整个水平井段上形成多条裂缝，很好的提高油气井的产能。（3）从施工参数的预测、工作液的配套和现场施工工艺的组合等方面，初步对于水平井压裂形成了较好的模式，对于今后试验推广打下了基础。DP35-1井管柱分段压裂3、封隔器分段压裂工艺技术 2.3压裂酸化施工工艺技术2007年10月7日DP35-1井第三段进行了工具分段压裂改造。压裂射孔：2933.0-2933.5m射5孔、2980.0-2980.5m射6孔、3068.0-3068.75m射9孔。施工排量1.0~5.5m3/min，最高压力75.0MPa，共加入支撑剂56.0m3，日产气1.75×104m3，无阻流量4.5×104m3，是第一次的3倍。 2007年11月16日DP35-1井第四段压裂。射孔：2785-2786m射13孔、2833-2834m射14孔。施工排量1.0~5.0m3/min，最高压力70.0MPa，共加入支撑剂46.0m3，目前正在排液测试。预期无阻流量3×104m3以上。DP35-1井管柱分段压裂3、封隔器分段压裂工艺技术 4、水力喷射辅助水平井分段压裂利用水力喷射工具产生高速流体穿透套管、岩石，形成孔眼，随后流体在孔眼底部产生高于破裂压力的压力，延伸水力裂缝。实现喷砂射孔、压裂改造及井筒内部必要封隔一体化五、水平井分段压裂工艺技术 工具总成开发研制了水平井分段射孔压裂技术万向节、偏心定位器、喷射器、单流阀等关键工具。“新型水力喷射器”申请了国家实用新型专利，申请号200620113021.5，“一种射孔、压裂一体化的方法及其工艺管柱”申请了国家发明专利申请号200610076296.0。水力分段射孔压裂管柱组合示意图套管油管万向节万向节偏心定位器喷射器球座4、水力喷射辅助水平井分段压裂 在庄9、吴420井区引进试验了3口井14段水力喷砂分段压裂作业。区块井号层位水平段长m油层长度(m)钻遇率(%)压裂段数单段加砂量m3试排产量油，m3水，m3庄9庄平7长82500443.188.743031.80庄平12长82500395.579.16259.39.0吴420吴平3长61435398.391.643033.60水力喷砂分段压裂试验情况水力喷射辅助压裂试验4、水力喷射辅助水平井分段压裂 水平井分段压裂技术汇报提纲一、概况二、水平井压裂发展历程及技术现状三、水平井压裂造缝机理四、水平井分段压裂裂缝配置优化技术五、水平井分段压裂工艺技术六、下步研究发展方向 1、双封隔器单卡压裂技术改进、完善分层工具，实现一趟管柱多层段压裂六、下步研究发展方向主要是喷砂器的耐磨性（喷砂器是水平井压裂工艺管柱中的核心配套工具之一，该工具具有喷砂时保护套管和产生节流压差的功能。）K344的二次坐封可靠性 2、水力喷射辅助水平井分段压裂完善深井水力喷射辅助压裂工艺技术——实现大排量、提高加砂规模、实现套管保护，保证二次压裂可靠性。水力喷砂射孔与分段压裂联作技术具有施工可靠、能降低破裂压力、工艺简单、费用低等优点，是目前国内外水平井分段压裂的发展趋势。六、下步研究发展方向 汇报完毕敬请指正