水平井分段压裂完井技术调研报告

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《现代完井工程》水平井分段压裂完井技术调研报告 目录1研究目的及意义12水平井分段压裂技术22.1国外水平井分段压裂技术研究现状22.1.1斯伦贝谢公司——StageFRACTM系统32.1.2哈里伯顿公司——固井滑套分段压裂系统32.1.3贝克·休斯公司——FracPiontSystem分段压裂系统42.2国内水平井分段压裂技术研究现状52.2.1水力喷射分段压裂技术52.2.2双卡上提压裂多段技术52.2.3分段环空压裂技术52.2.4液体胶塞隔离分段压裂技术52.2.5机械桥塞隔离分段压裂技术62.2.6限流压裂技术62.3本章小结63水平井分段压裂数值模拟方法73.1笛卡尔网格的加密法73.2PEBI网格加密法93.3表皮因子法93.4直角网格加密法93.5本章小结94水平井完井技术104.1筛管分段完井技术104.2水平井砾石充填防砂技术104.3鱼骨状水平分支井完井技术104.4膨胀管完井技术114.5套管射孔分段压裂完井技术114.6裸眼分段压裂完井技术114.7本章小结11参考文献13 1研究目的及意义所谓分段压裂技术，就是在井筒内沿着水平井眼的方向，根据油藏物性和储层特征，在储层物性较好的几个或更多水平段上，采用一定的技术措施严格控制射孔孔眼的数量、孔径和射孔相位，通过一次压裂施工同时压开几个或更多水平段油层的技术。这是一套有效改造低渗透油气藏的水平井技术。2008年全球非常规石油资源规模达449.5Gt[1]。目前我国低渗透油气藏已探明储量近60亿吨，已经动用储量近30亿吨。近50%已探明的低渗透油气藏由于单井自然产能低、开采效益差难以动用。水平井可以增加井筒与油层的接触面积，提高油气的产量和最终的采收率，但随着石油勘探开发时间的延长，中高渗等常规油田逐步减少，低渗透等非常规油气藏储量不断增加，低渗透油气藏的重要性便日益凸显。由于低渗透率油藏的渗透率低、渗流阻力大、连通性差，有时水平井的单井产能也比较低，满足不了经济开发的要求，还要对水平井进行压裂增产，提高水平井的产能。应用水平井压裂措施，可以实现油田增储稳产。但由于地层渗透性各向异性，各段的渗透性相差有时很大，这会导致底水油藏水平井的底水锥进从而使水平井过早的水淹，那么将有必要对水平井段进行合理的分段完井。此外，合理的、高质量的水平井分段压裂完井可以更好地控制底水上升剖面，延长无水采油期和提高油层采收率。因此，加强对水平井分段压裂工艺技术，尤其是水平井分段压裂完井技术的研究急不可待。14 2水平井分段压裂技术水平井分段压裂增产技术对于改善低渗透、低孔隙度油气藏开发效果、提高单井产量和最终采收率，具有重要作用，是油田增产、增注的有效手段[2]。使用压裂增产技术，可获得显著的增产效果，社会经济效益可观，具有广泛的推广应用前景。2.1国外水平井分段压裂技术研究现状二十一世纪年以来，随着水平井的规模应用，国外许多公司开始尝试水平井分段压裂技术，经过十多年的发展，现已形成较为完善的、能适应不同完井条件下的水平井分段压裂技术。国外主流的水平井分段压裂技术主要有：水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术和快钻桥塞分段压裂技术三类，其中裸眼封隔器分段压裂技术应用最为广泛[3]。2007年开始，水平井分段压裂技术成为非常规油气开发的主体技术，开始在北美大规模应用。目前国外能够提供水平井分段压裂工具及技术服务的公司有30多家，这些公司主要通过自主研发、并购和引进等方式获取该项技术。预计在未来的发展趋势中，水平分段压裂技术的发展方向主要有四个：高导流能力压裂、段数倍增压裂、缝网压裂、随压甜点探测。表1国外水平井分段压裂主流技术主体技术技术特点水力喷砂分段压裂技术常规管柱拖动式水力喷砂井下工具简单，长度短；工具外径小有反洗通道；砂卡管柱几率小连续油管拖动式水力喷砂连续油管喷砂射孔，环空加砂压裂；砂塞留置，封堵已压井段；连续管兼做冲砂洗井管柱；施工安全不动管柱式水力喷砂不动管柱；工具外径小；有反洗通道裸眼封隔器分段压裂技术液压坐封裸眼封隔器（带滑套）不动管柱，投球打开滑套分压各段；兼做压裂管柱与生产管柱；施工快捷遇油膨胀封隔器（带滑套）遇油膨胀坐封，封隔环空；隔离套管系统无需机械操作；地面投球打开滑套；施工快捷快钻桥塞分段压裂技术同时射孔及坐封压裂桥塞；可进行大排量施工；分压段数不受限制；压裂后可快速钻掉，易排出14 图1水平井分段压裂工具结构2.1.1斯伦贝谢公司——StageFRACTM系统斯伦贝谢公司的StageFRACTM增产系统（如图2）主要针对砂岩或碳酸盐岩油藏裸眼井的压裂而设计的。该系统经现场证明通过利用RockSealTMII裸眼封隔器对水平段进行分段封隔可显著改善压裂效果。该系统一次下放最多可完成九段压裂，适应温度最高达200℃，封隔器最高承受压差达69MPa。另外，可节省钻机及其他特殊设备的占用，施工时间也可从原来的几周减少到几天。该系统目前已在美国和加拿大应用几百口。该系统主要适用于：裸眼或套管完井的水平井，砂岩、碳酸盐岩或非常规油藏类型以及大位移井。图2斯伦贝谢公司—StageFRACTM增产系统示意图2.1.2哈里伯顿公司——固井滑套分段压裂系统哈里伯顿公司的固井滑套分段压裂系统（如图3）主要包括膨胀悬挂器、遇油膨胀封隔器、压裂滑套等几部分。14 固井滑套分段压裂系统的压裂施工工艺流程：将固井滑套分段压裂系统连接在油管上，利用专用下入工具将压裂系统下入欲压裂的裸眼水平段，循环洗井后，蹩压坐封膨胀悬挂器，从井口灌入柴油或利用裸眼段的原油，柴油、原油至裸眼段后，将遇油膨胀封隔器浸泡在其中，浸泡7~8天后，遇油膨胀封隔器膨胀坐封，将裸眼水平段不同压力层段进行封隔，然后投球蹩压打开第一级压裂滑套，压裂第一级目的层；依次投球蹩压打开其他压裂滑套，处理其他目的层，压裂完成后，压裂系统可直接作为生产管柱投入生产[3]。图3哈里伯顿公司—固井滑套分段压裂系统示意图2.1.3贝克·休斯公司——FracPiontSystem分段压裂系统贝克·休斯公司的FracPiontSystem分段压裂系统主要由尾管封隔器、裸眼管外封隔器、投球驱动压裂滑套、“P”压力驱动滑套、井筒隔绝阀及引鞋等组成，结构如图4所示。图4贝克·休斯公司—FracPiontSystem分段压裂系统示意图用分段压裂系统专用HR下入工具将压裂管串送入裸眼水平段后，循环洗井，投球至井筒隔绝阀，蹩压将尾管封隔器、裸眼管外封隔器坐封，尾管封隔器坐封到配合套管内壁，裸眼管外封隔器坐封到裸眼水平段上，封隔不同的压裂目的层；继续加压，HR下入工具脱手，从井下提出；继续加压打开“P”压力驱动滑套，压裂第一层段；投球蹩压，打开第二级CMB可关闭式压裂滑套，压裂第二级目的层；依次投球蹩压，打开其他CMB14 可关闭式压裂滑套，处理其他目的层；压裂完成后，压裂系统直接作为生产管柱投入生产[4]。2.2国内水平井分段压裂技术研究现状我国于20世纪80年代开始研究水平井的压裂增产改造技术，在水力裂缝的起裂、延伸，水平井压后产量预测，水力裂缝条数和裂缝几何尺寸的优化，分段压裂施工工艺技术与井下分隔工具等方面取得了一定进展，但总体来讲不配套、不完善，特别是水平井分段压裂改造工艺技术和井下分隔工具方面与实际生产需求还存在较大的差距，有待进一步加大投入人力、物力攻关研究。分段压裂是水平井的关键配套技术之一，运用分段压裂可在较短时间内一次性完成对多个储层的压裂，并最大限度地减少对储层的伤害，达到多层合采提高单井产量、最大限度提高地质储量可动用程度的目的[5]。目前，我国各油田采用的水平井分段压裂技术主要有：连续油管分层压裂技术、水力滑套喷砂分层压裂术、投球打滑套分段压裂工艺技术和水平井裸眼分段压裂（包括酸压）技术等。2.2.1水力喷射分段压裂技术水力喷射分段压裂是水力喷射和水力压裂的结合，它是把油管中的流体加压后经喷嘴喷射出来形成高速射流（喷嘴射流速度超过190m/s)，使地层形成裂缝。该技术的优点是可在需要改造的任意位置进行压裂，不需要下入隔离工具，大大减小了砂埋或砂卡的风险；其缺点是环空需要泵注液体，对于高压气井需安装井口防喷器，压裂完成后需要起出管柱，再下入完井管柱进行投产[6]。2.2.2双卡上提压裂多段技术利用双封隔器隔离，可实现一次多层压裂，先对井筒末端进行压裂，上提管柱，依次压开后续井段。该技术的优点是可对压裂层段实施准确定位，一次压开多段；缺点是容易砂卡封隔器，造成井下故障。2.2.3分段环空压裂技术利用单封隔器进行隔离，从井筒末端开始，逐段封隔逐段压裂，实现分射分压。该技术的优点是下井工具少，一旦出现砂卡，相比单封和双封压裂处理事故难度小，另外液体摩阻小，有利于提高排量；缺点是对套管质量有一定影响，在深井中使用还需要改进与完善，且施工相对复杂，要求封隔器具有良好的密封性。2.2.4液体胶塞隔离分段压裂技术14 水平井胶塞隔离分段压裂工艺是自井筒末端开始，逐段封堵逐段压裂，在前一级压裂完成之后，对求产结束的井段进行填砂，替入超黏完井液，该完井液一旦就位就会胶凝成一种橡胶式的胶塞。胶塞在试油压裂过程中只起临时封堵作用，可定时软化易于清除。该技术的优点是避免了下入井下作业工具砂卡带来的潜在风险；缺点是与封隔器机械分隔相比，造缝点难以控制，作业周期长，冲砂易造成储层伤害，不适用于低渗致密气藏。2.2.5机械桥塞隔离分段压裂技术利用桥塞进行隔离，逐段封堵逐段压裂，可实现双封分压，但是压后需要打捞桥塞，容易砂卡或砂埋。长庆油田在苏里格气田苏东首口Φ152.4mm井眼套管固井水平井采用水力泵入式桥塞射孔分段压裂工艺，成功实现了15段压裂。2.2.6限流压裂技术限流压裂技术的机理是，在压裂过程中，当压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时，会产生孔眼摩阻且随泵注排量的增大而增大，带动井底压力的上升，当井底压力超过多个压裂层段的破裂压力，即在每一个层段上压开裂缝。该技术的优点是施工相对简单，周期短，一次施工便可以压开多条裂缝，利于油层保护。缺点是该工艺受射孔孔眼回压影响较大，单条裂缝的控制困难；而且由于施工能力的限制，较长的水平井筒裂缝数目较多时，单条裂缝孔数较少，改造强度受影响；各裂缝起裂和延伸不均衡，影响增产效果[7]。从工艺上来讲，以上分段压裂的关键技术在于分段压裂工具及工艺方法，而且需要配备连续油管等连续冲砂设备，以达到施工改造的要求。但是，上述井下工具目前还不能完全国产化，与国外相比存在较大差距。2.3本章小结总体上来讲我国水平井分段压裂技术不完善、不配套。现场应用经验较少，且许多技术问题。特别在水平井分段压裂工艺和井下工具等方面，与我国实际生产需求还存在较大的差距。在基础研究，水平井分段理论依据、水力裂缝优化设计、分段压裂工艺技术、分段压裂工具、压裂材料、水力裂缝动态监测等方面与国外先进水平差距还比较大。在引进国外技术的同时要结合我国实际情况进行高新、高能材料和精工制造方面的科技攻关，努力形成具有自主知识产权的配套技术，争取在短时间内提升我国水平井分段压裂技术水平。14 3水平井分段压裂数值模拟方法油藏数值模拟中，人工压裂缝的处理方法主要分为两种：网格加密法和近井模拟法（NearWellboreModule）。但是由于近井模拟处理起来较繁琐，在模型中计算起来较慢且容易不收敛，所以目前人工裂缝的模拟主要是通过局部网格加密（LocalGridRefinemnt）的方法来完成。局部网格加密的方法很多，有基于笛卡尔网格的加密方法，有基于非结构网格的加密方法，如PEBI网格加密[8]。3.1笛卡尔网格的加密法笛卡尔网格的加密方法也分为两种，一种是运用不均匀加密网格（HXFIN），另一种是利用不均匀网格（DX）。以往的研究表明，将裂缝所在的网格用“等效导流能力”法处理，在“缝宽”小于1.0m的情况下井的产量变化不大，该方法实用可靠[9]。在不均匀加密网格方法中，我们设置的模型维数为110*40*10，DX=DY=DZ=5m，模型中心顺着X方向有一水平井生产。我们分别在X方向第10列、20列、30列、40列、50列、60列、70列、80列、90列、100列网格中分别进行不均匀加密，这样在每一列加密的网格中加密出一条0.5m宽的网格，我们用这列0.5m宽的网格来模拟分段压裂的裂缝。这样就形成一个长度为550m，等间距分段压裂了10段0.5m宽裂缝的水平井生产的模型（如图5）。图5不均匀加密网格方法的三维模型在不均匀网格方法中，我们设置的模型维数为119×41×10，除了X方向第10、21、32、43、54、65、76、87、98、109个网格DX=0.5外，其他的DX=5m。所有的DY=DZ=5m。这样也形成一个长度为550m，等间距分段压裂了10段0.5m宽的裂缝的水平井生产的模型（如图6）14 图6不均匀网格方法的三维模型模拟过程中，两种方法所用的基本参数都相同，参数取值如表2。表2不均匀加密网格法与不均匀网格法模拟参数参数取值参数取值油藏温度68.7℃压力梯度0.96MPa/100m平面方向渗透率2.6×10-3μm2裂缝渗透率5000×10-3μm2孔隙度0.126岩石压缩系数5.658×10-5bars-1地下原油粘度4.83mPa·s原油API度33.8（地下43.9）原油压缩系数1.677×10-4MPa-1原油体积系数1.065两种方式均以定液（50t/d）方式生产，效果如图7-10。图7不均匀加密网格的日产油图8不均匀加密网格的累产油图9不均匀网格的日产油图10不均匀网格的累产油14 可以看出：（1）虽然两种方法都是比较常用的裂缝模拟方法，但是结果差别较大。（2）不均匀加密网格方法中，水平井生产140d，日产油由50t/d缓慢递减至0t/d。（3）不均匀网格方法中，水平井生产140d，前50天保持日产油50t/d不变，之后10d日产油迅速降至0t/d。（4）两种方法虽然日产油不同，但是生产140d后的累产油相同都为2590m3。3.2PEBI网格加密法该方法的主要优点是网格灵活性很高,能很好地刻画裂缝特性，如缝的长、宽、高及发育方向，实现网格与裂缝、裂缝与井筒之间的连接一致性。运用PEBI网格加密法可以较好地刻画压裂井裂缝渗流特征，能够模拟不同方位裂缝特性，同时不受网格取向的影响，可用于全油田模拟[10]。3.3表皮因子法表皮因子法是一种最简单的模拟油藏增产的方法，早期的数值模拟方法模拟油气藏增产都是基于井筒附近通过增加一个负表皮因子。该方法的主要缺点是没有考虑裂缝方位的影响，不能表征裂缝井的流动特性[11]。3.4直角网格加密法为了刻画流体在细小的高渗裂缝中的流动，可通过在粗网格系统中进行近井附近网格加密后修改其渗透率来实现模拟水力裂缝的效果。直角网格加密法的优点是可模拟三个方向（网格坐标轴方向），方法相对简单；缺点是只能模拟两个方位的裂缝、网格等宽度,不能表征裂缝从射孔到端部的差异效果。3.5本章小结水平井分段压裂技术的应用日益广泛，而在数值模拟中对水力压裂缝的处理却仍然是一个难点。目前比较常用的方法仍然是通过网格的加密来等效处理裂缝，主要有笛卡尔网格加密法和PEBI网格加密法。此外，表皮因子法和直角网格加密法也有一定的应用[12]。14 4水平井完井技术早在上世纪六十年代，地处四川盆地磨溪构造的磨3井是国内最早的水平井，同时也使我国水平井完井技术位列世界第三位。“十五”规划以后，石油钻井技术发展可谓突飞猛进，施工成本也在逐渐的降低，尤其在世界原油价格不断上涨趋势的带动下，使水平井完井技术得以迅速发展。近几年，随着油气田开发向低渗透、非常规油气藏方向发展，水平井钻井技术在各油田均得到了广泛应用。在水平井完井技术方面，已形成了如下技术：筛管分段完井技术、水平井砾石充填防砂技术、鱼骨状水平分支井完井技术、膨胀管完井技术、套管射孔分段压裂完井、裸眼分段压裂完井。[13-21]4.1筛管分段完井技术由于层位的非均质性比较严重，油水夹层、油水同层较多，给水平井分段完井创造了条件。该技术就是在水平筛管段下入管外封隔器，管外封隔器两端连接套管，通过内管封隔器在管外封隔器两端覆盖打压的方式，依次胀封水平段管外封隔器，达到水平段层间分隔的目的。为后期采油作业、修井作业、增产措施提供条件。与传统完井技术相比，此技术有如下优点：（1）分段内管封隔器内径小于外层套管内径10mm，克服了传统皮碗封隔器过盲板位置刮坏的弊端，可以重复胀封，保压效果稳定。（2）分段管外封隔器采用实体压缩式管外封隔器，压缩后的橡胶实体嵌入地层，提高了分段质量。4.2水平井砾石充填防砂技术对于地层砂分选差、泥质含量高达20%以上的砂岩油藏，单一的滤砂管水平井防砂工艺已不能满足水平井长期高效开发的要求。为此研制开发了水平井管内砾石充填防砂技术和水平井裸眼砾石充填防砂技术。水平井砾石充填作为较先进的防砂方法之一在国外广泛应用。胜利油田近年来开展了该技术的研究与应用，主要采用精密复合滤砂管裸眼完井，管外进行逆向砾石充填的方案。优化设计了集流保护罩及逆向充填装置，采用三级锥形密封确保插入段密封效果，冲筛增阻器提高了水平井砾石充填密实度；优选了胍胶携砂液、清洁携砂液，残留率低，返排率高；优选轻质陶粒砂作为充填砂，避免蒸汽碱蚀伤害、减弱粉细砂渗滤堵塞。目前已经在埕北701-平1、草109-平2井等5口井上进行了先导试验，取得了初步效果。4.3鱼骨状水平分支井完井技术14 鱼骨状水平分支井具有最大限度地增加油藏泄油面积、充分利用上部主井眼、节约钻井费用等显著优点，达到提高油井产量和采收率的目的，成为高效开发油气藏的理想井型。目前，国内这类井的完井方式［22］主要包括主井眼裸眼、分支井眼裸眼和主井眼下筛管、分支井眼裸眼2种完井方式，主井眼与分支井眼没有机械连接，更没有密封，分支井眼容易坍塌、出砂，生产寿命短，一个分支井眼水淹往往导致全井水淹。4.4膨胀管完井技术此技术应用了遇油遇水自膨胀封隔器，遇油遇水膨胀橡胶［23］具有较好的弹性和力学强度。利用遇油遇水体积自动膨胀的特性制成自膨胀管外封隔器具有如下特点：膨胀比高，能实现大直径井眼的封隔；适合不规则井眼，实现无间隙封隔；自动膨胀，简化施工工艺，降低施工风险。先后开展了遇油遇水橡胶膨胀试验、拉伸试验、封隔器承压能力试验等，效果较好。此技术的有点在于：（1）提高了固井质量。井眼完成后先对其进行扩眼，避免小间隙造成的固井作业困难。（2）膨胀管完井的井眼内径达到104.5~108mm，有效扩大了生产套管内径。（3）完井套管与原井套管重叠段具有悬挂及密封双重功能。（4）易于射孔、测试、修井等作业以及生产管理等。4.5套管射孔分段压裂完井技术套管射孔完井已成为碎屑岩完井的一种主要方式，但由于塔河油田碎屑岩油藏属于大底水、严重非均质油藏，在进行射孔完井设计时必须进行射孔优化。以AT9－7H井为例，从油藏描述出发，在设计射孔分段的基础上，设计了3种分段变密度射孔方案，3种方案或者侧重产能最大、或侧重降水效果最佳、或产能与降水两者兼顾。3种方案为该井前期出水控制和后期出水措施制定提供依据。4.6裸眼分段压裂完井技术水平井完井是提高产量最有效的完井方式。从趾部到跟部，原油在流动过程中会出现压力损失，从而导致了不均衡的生产压降，跟部的生产压降较大，趾部的生产压降较小，最终导致了水/气锥在裸眼跟部提前出现［24］。实践证明，采用带节流控制设备（ICD）的完井管柱完井可以均衡整个裸眼段的产量，进而延缓水/气锥现象的出现4.7本章小结14 水平井分段压裂技术是伴随着页岩气、致密气、致密油等非常规油气的开发而发展起来的一项工程技术。近几年随着非常规油气开发规模的日益扩大，水平井占新钻井数的比例越来越大，水平井分段压裂工艺技术已在中国石油塔里木、辽河、冀东、大庆、新疆、吉林胜利和长庆等多个油田进行了应用。随着水平井分段压裂技术的不断进步，水平井压裂段数越来越多，平均压裂段数已经从2008年的5～10段增加到目前的20段以上。与此同时，针对不同油气藏的水平井分段压裂完井技术也得到了快速发展，已成为油气开采的核心技术体系之一。14 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