水平井分段压裂完井优化研究Word下载.docx

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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。

2.研究目的

水平井开采技术结合压裂技术俨然已成为开发低渗透油气藏的一个重要方向和途径，尤其是开发致密页岩油气藏，是实现其经济有效开发的关键技术。

国内外于80年代开始水平井压裂技术的研究，直到近些年来，水平井压裂技术尤其是水平井分段压裂才开始迅速发展。

水平井开采技术和水平井压裂技术的进步，也使致密页岩油气藏的开采成为近期的热点。

同样，水平井压裂技术也使常规低渗透和特低渗透油藏的开采变得更加经济和高效。

3.研究意义

目前我国低渗透油藏已探明储量近60亿吨，已经动用储量近30亿吨，近50%的探明低渗透储量由于产能低、开采效益难以动用。

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，低渗透等非常规气藏不断增加，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。

应用水平井压裂的措施，可以实现油田增储稳产。

但对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，为更好控制底水上升剖面，为延长无水采油期和提高油层采收率将进行水平井分段。

对于无底水油藏而分段段数一定要合理，段数太多会导致裂缝之间的间距太小从而引发一系列诸如投入太高和裂缝之间相互干扰又或者产业剖面不一致的问题。

所以合理进行分段一定要考虑诸多影响因素，实现分段压裂最优完井。

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，低渗透等非常规油田不断增加，低渗透油气藏的重要性便日益凸显。

而水平井分段压裂是被证明了的开发低渗透油气藏的有效手段，虽然它的整体工艺水平与实际生产需要还存在一定的差距，它的广泛发展和应用将成为不可避免的趋势。

水平井分段压裂优化设计完井研究会依据不同地层的特点及水平井固井技术水平，可以实施分段射孔，也可实施裸眼分段，从而使水平井分段压裂对低渗地层产能的增加更加高效，这具有重要的意义（我国水平井技术现状及发展建议）。

因此，加强对水平井分段压裂工艺技术的研究势在必行，尤其是水平井分段压裂完井优化设计，这方面的研究还比较少，因予以加强。

二国内外研究现状

水平井及分段压裂技术是经济、有效开发低渗透油藏、非常规油气藏的主要手段。

目前水平井分段压裂完井技术有水力喷砂分段压裂技术（常规管柱拖动式、连续油管拖动式和不动管柱式水力喷砂分段压裂），裸眼封隔器分段压裂技术（液压坐封裸眼封隔器、遇油膨胀封隔器分段压裂），套管桥塞分段压裂技术。

1.国内研究现状

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。

1.1水力喷砂分段压裂

水力喷砂分段压裂在四川、长庆地区施工20余井次，平均单井次缩短施工周期20天以上；

气井应用不动管柱分层压裂技术307井次，施工成功率99%；

平均单井缩短试气周期20天以上；

连续混配压裂施工405井次，累计配液88898m3，累计缩短施工周期425天。

图1，不动管柱水力喷砂射孔压裂示意图

1.2裸眼封隔器分段压裂

裸眼封隔器分段压裂已取得突破性进展，国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用，打破了外国公司的垄断。

截至2011年在苏里格等地区现场应用22井次，并取得良好效果。

长城钻探在苏里格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。

图2，裸眼封隔器分段压裂示意图

裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式：

截至2010年9月，苏里格共完成裸眼分段压裂36井（167段），占整个水平井改造总井数的81.8%，分段数从3段到10段，最长水平段1512m，最大下入深度5235m。

1.3电缆传输射孔+泵送桥塞分段压裂技术

川庆钻探与美国EOG公司合作，在角64－2H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术，成功完成水平井9段分层加砂压裂施工，注入液体4261.1m3，支撑剂908.5t，刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多（9段）、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录。

图3，电缆传输射孔+泵送桥塞分段压裂示意图

1.4连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术

2010年，川庆钻探在合川2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空6－7级分段压裂现场施工；

西南油气田的威201页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工，为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。

图4，连续油管喷砂射孔环空加砂压裂示意图

1.5遇水（遇油）膨胀封隔器分段压裂

塔中完成了7口井27段，累计初测原油557.8t/d,天然气112.1×

104/d。

图5，遇水（遇油）膨胀封隔器分段压裂

1.6多封隔器滑套分段压裂

图6，多封隔器滑套分段压裂示意图

大庆油田研制了新型K344-110小直径扩张式封隔器，在南237-平297等3口井进行了一趟管柱压裂5段工艺实验，起出工具基本完好。

吉林油田进行了一口井的试验，分段压裂初期日产油13t，是限流压裂1.04倍，是直井5.7倍；

目前日产油7.5t，是限流压裂1.42倍，是直井4.2倍。

分段与限流法相比，措施针对性更强，其长期稳定效果明显好于限流法压裂。

1.7封上压下封隔器与压裂桥塞组合分段压裂技术

图7，封上压下封隔器与压裂桥塞组合分段压裂示意图

吐哈油田07-08年共组织了4口井的分段卡封压裂施工，施工成功率100%，压裂射孔井段最长达90m，最高施工压力83.3MPa，最大施工排量7m3/min，平均每段入井砂量26.4m3；

措施有效率100%，平均单井日增液15.4m3/d，日增油10.7t/d。

1.8桥塞封隔分层压裂技术

川庆钻探在靖安油田吴平10井使用取得成功。

该井试油效果也很好，日产原油35.28吨。

图8，桥塞封隔分层压裂示意图

1.9填砂+液体胶塞分段压裂技术

玉门油田应用砂塞暂堵技术目前已现场应用10井次，成功率100%，单井平均增产254t。

图9，填砂+液体胶塞分段压裂示意图

1.10投球选择性压裂

玉门油田庙平9井2007年采用常规压裂措施后增产倍数为1.15倍，2008年采用塑料球选压技术后增产倍数达到了14.3倍。

图10，投球选择性压裂示意图

1.11水平井限流分段压裂技术

图11，水平井限流分段压裂示意图

吐哈油田07-08年共组织了4口井的现场施工，施工成功率100%，平均单井入井砂量47.9m3；

有效率100%，平均单井日增液32.5m3/d，日增油19.9t/d。

1.12水平井连续油管拖动布酸+酸压增产技术

长庆油田、辽河油田、川庆钻探等应用该工艺技术进行了几口井（筛管及裸眼完井）的施工作业，在个别井也取得了较好的增产效果。

该工艺目前在磨溪和川东等地区水平井中应用普遍，并成为水平井酸化改造的首选技术。

2.国外研究现状

2.1斯伦贝谢公司—StageFRACTM增产系统

斯伦贝谢公司的StageFRACTM增产系统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井。

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；

大位移井。

图12，斯伦贝谢公司—StageFRACTM增产系统示意图

2.2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主要包括膨胀悬挂器、遇油膨胀封隔器、压裂滑套等几部分，结构如下图所示。

图13，哈里伯顿公司—固井滑套分段压裂系统示意图

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。

2.3贝克•休斯公司—FracPointSystem分段压裂系统

贝克•休斯公司的FracPointSystem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，结构如下图所示。

图14，贝克•休斯公司—FracPointSystem分段压裂系统示意图

FracPointSystem分段压裂系统施工工艺流程：

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CMB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。

三存在的问题及对策

近年来，国内在水平井压裂改造方面进行了一些有益的探索，开展了机械封隔、水力喷射、限流等分段压裂工艺现场试验，为今后发展积累了宝贵的经验。

但在基础研究、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生产实际需求还有巨大差距，我国的工具在分压段数，工具耐压差，工具耐高温方面与国外相比都还存在较大的差距。

国内应用的分段压裂设计软件也大多是国外研发的，国内没有自己的软件。

主体技术也尚未形成，整体技术远未配套，与国际先进水平的差距进一步加大，我们应全方位地开展技术引进、技术攻关、技术试验与推广。

1存在的问题

1.1理论发展无法满足技术需求

理论的发展现在已经远远超前于技术。

我们现在的问题就是有理论，但是造不出相应工具来满足现场要求。

这一方面还亟需提高。

1.2主体技术尚未形成

1.2.1裸眼封隔器+滑套连续性分段压裂能力弱

压裂段数少，耐压、耐温能力和国外相比较低；

没有一系列化工具。

1.2.2连续油管水力喷砂射孔环空加砂压裂技术未配套

工具性能有待提高，配套设备不齐全，专业队伍较少，中石化甚至没有相关专业队伍。

1.2.3泵送可钻式桥塞分段压裂技术研究刚起步

还没有相关工具可以提供给现场使用

1.2.4水力喷射压裂喷嘴耐磨能力差，加砂规模受限

1.3水平井分段压裂配套技术研究不够

水平井水力裂缝优化设计技术、水平井井下压裂管柱及工具、水平井连续油管作业技术、水平井水力裂缝监测技术、水平井压后压力测试与解释等等配套技术还需要进一步研究。

2解决方案

2.1加快形成主体技术

在在优先发展：

套管射孔管内封隔器分段压裂技术、封隔器双封单压分段压裂技术、水力喷砂分段压裂技术的同时，也要同步公关：

封隔器+滑套封分段压裂技术和泵送可钻式桥塞分段压裂技术。

进一步提高压裂段数以及工具耐高温高压的能力。

对压裂工具如：

封隔器+滑套、耐磨喷嘴、连续油管作业井口与保护装置、易钻桥塞进行进一步的改进，提高其适应性和应用能力，延长使用寿命，形成一个完整的体系。

2.2加大科技攻关力度

加强水平井分段方案和水平井水力裂缝起裂与延伸机理研究。

进一步优化水平井井眼与完井方式设计技术、水平井同步压裂技术以及水平井注采井网与整体压裂技术。

研发适用于水平井及复杂结构井分段压裂管柱及配套工具，开发适用于水平井压裂的新型材料等等。

2.3加强专项技术管理

加快储层改造重点实验室建设。

开展应用基础、工艺方法、压裂监测与诊断以及新材料等方面的研究；

加快各类工具研制；

设立总部层面上的可持续性的重大先导性试验专项，安排专门力量负责技术引进与国产化，合理分工，各有侧重，自主/引进/集成创新相结合，努力形成配套的工业化能力。

上述差距仅仅是表面现象，其实质反映的是我国基础工业（包括高新材料、精工制造等）的差距，同时也折射出我们科技攻关工作中的不足。

我们应整体规划，分步实施，优化资源，贴近生产，满足需求，超前储备，迎头赶上，努力形成有自主知识产权的配套技术。

四总结

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。

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