水平井分段压裂工艺技术提高及完善.docx

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水平井分段压裂工艺技术提高及完善

编号：

中国石油大学（北京）现代远程教育

毕业设计（论文）

水平井分段压裂工艺技术的提高与完善

学生姓名

田磊

学生学号

214140002508

指导教师

职称

年级

1109

学生层次

学生专业

石油工程

入学时间

学习中心

甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心

填写日期

2013-8-28

中国石油大学（北京）现代远程教育学院制

摘要

摘要

20世纪90年代以来,随着科技的进步,研究、应用及需求的增多,水平井技术得到迅速发展与广泛应用。

水平井能有效增加生产地段与地层的接触面积,降低生产压差,提高单井产能,减少钻井数,提高开发效果与开发效益。

水平井技术已成为提高油气藏采收率的重要措施之一。

近期,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。

而水平井开采结合压裂技术已成为开发低渗透油气藏的一个重要方向与途径,具有广阔的前景。

但是,目前水平井分段压裂工艺及其配套措施还不完善,理论研究明显不足。

压裂水平井产能计算还不成熟,关于水平井分段压裂的优化研究还不多,亟需理论研究的发展来指导、带动实践的进步。

因此,水平井分段压裂的优化研究具有重要的理论及现实意义。

本文研究的老君庙油田属于典型的浅井低温、低压砂岩油田。

在水平井分段压裂液体系筛选评价实验的基础上,通过分析介绍各类水平井分段压裂工艺的原理与技术难点，初步得出各类压裂技术的改进措施，最后提出了下一步的工作计划。

以期能够给石油工作者决策提供帮助,使水平井分段压裂更加高效。

关键词：

水平井，分段压裂，压裂液体系

第1章前言

老君庙油田属于典型的浅井低温、低压砂岩油田，其主力油藏L油藏与M油藏，属于以泥质胶结为主的弱胶结疏松砂岩油藏，其中M油藏属于典型的低孔低渗裂缝性油藏，油层平均深度810m，泥质含量介于9%～16%之间，平均渗透率24.2×10-3μm2，平均孔隙度17.8%,小孔隙居多，其中小于1微米的孔隙占58.7%-74.1%，大于1微米甚微。

因此，压裂是玉门老君庙油田油层解堵、改造的一项重要技术手段，通常新井具有不压不出油的特征。

第2章压裂液体系筛选评价实验

经过对老君庙油藏特征研究及历年浅井压裂实践，在2009年室内实验评价及现场施工总结的基础上，重点对地层水压裂液、正电胶压裂液、醇基压裂液三种体系继续开展系统的评价实验。

2.1地层水压裂液体系

优点：

与储层配伍性好，不会造成严重的地层伤害。

缺点：

粘度低，携砂性能差。

①老君庙地层水基本理化性质

表2-1老君庙油田地层水及清水基本理化性质

水样

矿化度

mg/L

PH值

机械杂质

mg/L

M膨胀量mm

L膨胀量mm

表面张力

mN/m

自来水

2683

7.0

1.6

3.17

3.28

71.3

总队A

13955

6.5

12.8

2.63

2.45

66.8

五队B

11308

7.0

3.2

2.72

2.53

50.8

二队C

3801

7.0

7.6

2.82

2.78

65.8

说明：

地层水取自老君庙总站处理的污水（A）、五队油井返排水（B）与二队油井返排水（C）；岩芯为井-287的M层，井L-236的L层。

从上述实验可看出，地层水表面张力与膨胀量比清水的低，说明地层水做压裂液，比清水更容易返徘。

从地层水实验来看，井口的比总站的机械杂质低，矿化度高的，膨胀量低．说明矿化度高的更有利于做压裂液。

②防膨剂浓度筛选实验

在老君庙浅井压裂中，KCl可作为一种较好的防膨剂，完全能满足压裂要求，因此在本次实验中仅筛选其使用浓度即可。

根据室内筛选实验结果，确定对M层压裂KCl的使用浓度为2.0%，L层压裂KCl的使用浓度为3.0%。

③助排剂浓度筛选

根据实验评价结果，助排剂ZP-1浓度在0.3%时，地层水表面张力下降50%，因此确定助排剂使用浓度为0.3%。

④破乳剂浓度筛选

取M层及L层原油进行破乳实验，破乳剂AE1910使用浓度为0.1%时即可达到较好的破乳效果。

⑤岩心驱替评价实验

经过上述添加剂筛选实验，初步确定地层水压裂液配方为：

M层2%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1

L层3%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1

选用M层岩心进行压裂液驱替实验，评价结果见表2-2所示，说明地层水压裂液对储层不构成伤害。

表2-2地层水压裂液岩心驱替实验结果

实验流体

岩心层位

岩性

K1

md

K2

md

渗透率损害值

%

2%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1+地层水

M

砂岩

7.14

7.19

0.7

⑥工艺适用性

根据支撑剂在干扰条件下的沉降速度公式，为了防止支撑剂在井深600米以内井段内就发生沉降，在排量2.0m3/min时，根据公式计算出压裂液最高砂比可大于40%。

所以，可以基本满足井深600米以内油井压裂要求。

当井深大于600米时，由于携砂性限制，在人工裂缝内铺砂浓度降低，导流能力低，油井的有效期也随之降低。

2.2正电胶压裂液体系

正电胶压裂液体系是老君庙油田浅井压裂最常用的一种压裂液体系，其优点是具有较好的携砂性，成本较低，缺点是溶解性较差，不易配制，对储层有一定的污染。

本次评价实验的目的在于优化正电胶的使用浓度，在压裂工艺设计时针对不同目的选择性的使用不同浓度正电胶，从而最大程度减小对储层的伤害。

①正电胶浓度筛选实验

对不同浓度正电胶压裂液测定其粘度及表面张力，结果见表2-3所示。

表2-3不同浓度正电胶粘度测定结果

序号

配方

粘度mPa·s

表面张力

mN/m

1

0.2%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

4.3

33.9

2

0.4%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

5.0

34.0

3

0.5%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

5.3

35.8

4

0.6%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

5.7

36.5

5

0.8%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

8.0

37.2

②岩心驱替评价实验

选用M层岩心进行压裂液驱替实验，评价结果见表2-4所示，说明正电胶压裂液对储层伤害较小，随正电胶浓度增加，伤害程度加剧。

表2-4正电胶压裂液岩心驱替实验结果

实验流体

岩心层位

岩性

K1

md

K2

md

渗透率损害值

%

0.2%正电胶+1%KCl+0.1%AE1910+0.1%ZP-1

M

砂岩

1.18

1.10

0.06

0.6%正电胶+1%KCl+0.1%AE1910+0.1%ZP-1

M

砂岩

2.77

2.62

5.4

③工艺适用性

正电胶浓度为0.2%-0.4%范围时，压裂液体系在11℃粘度为2.3mPa·s～4.1mPa·s，根据修正的斯托克斯沉降公式与支撑剂在干扰条件下的沉降速度公式计算，当井深小于600时，最高砂比可达到45%以上，可以实现高砂比压裂。

因此，适用于注水受效好，地层压力高，井深小于600m的油井。

对于井深大于600m，小于1000m的油井，选择正电胶浓度0.5%-0.6%，压裂液体系在11℃粘度为4.9mPa·s～5.7mPa·s，根据公式计算以及现场经验，最高砂比可达到50%以上，可满足高砂比压裂的要求。

2.3醇基压裂液体系

优点：

表面张力低，具有消除水锁、提高压裂液返排能力。

缺点：

成本高，粘度低

①地层水+醇压裂液体系图1-3、图1-4所示为地层水压裂液体系中分别加入不同浓度甲醇与乙醇后表面张力的变化情况。

从图中可以看出，当醇的浓度达到10%～15%时，表面张力趋于稳定。

因此，确定压裂液配方为：

地层水+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+2%KCl+10%～15%醇

②正电胶+醇压裂液体系

图2-5～图2-8所示为不同浓度正电胶压裂液体系中分别加入不同浓度甲醇与乙醇后表面张力的变化情况。

从图中可以看出，甲醇降低表面张力的效果要好于乙醇，当醇的浓度达到10%以上时，表面张力降低幅度趋缓。

因此，综合考虑压裂液体系及成本，确定配方为：

0.2%～0.6%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl+5%～10%醇。

另外，在实验过程发现，在乙醇压裂液配制过程中，采用两种加剂顺序，其结果大不一样。

顺序1：

水-乙醇-正电胶-添加剂

通过观察，采用顺序1的加剂方式配液，体系无沉淀

顺序2：

水-正电胶-添加剂-乙醇

通过观察，采用顺序2的加剂方式配液，体系会产生沉淀，如下图：

通过实验排除分析，沉淀主要为正电胶与乙醇的反应物，因此在现场配制乙醇压裂液时应严格监督并控制加剂程序，以保证所配压裂液的质量。

③岩心驱替评价实验

选用M层岩心进行压裂液驱替实验，评价结果见表2-5所示，说明正电胶压裂液对储层构成伤害较小，并且随正电胶浓度增加，伤害程度加剧。

表2-5正电胶压裂液岩心驱替实验结果

实验流体

岩心

层位

岩性

K1

md

K2

md

渗透率损害值

%

0.2%正电胶+1%KCl

+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+10%乙醇

M

砂岩

1.07

0．88

17．8

0.6%正电胶+1%KCl

+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+10%乙醇

M

砂岩

1.08

0.85

21．3

2.4经济评价

由于老君庙油田重复压裂井较多，因此压裂液的成本也是选择压裂液时必须要考虑的因素之一，表2-6所示为以上几种压裂液中主要添加剂的市场价格，表2-7为折算为每100方压裂液的价格。

表2-6压裂液主要添加剂价格

名称

价格

（元/吨）

名称

价格

（元/吨）

甲醇

3000

正电胶

8900

乙醇

3900

KCl

1600

助排剂ZP-1

12500

破乳剂AE1910

13500

表2-7不同压裂液体系价格对比表

序号

压裂液体系

价格（万元/100方）

1

地层水+2%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1

0.58

2

清水+0.2%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

0.60

3

清水+0.6%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl

0.98

4

地层水+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+2%KCl+10%甲醇

3.58

5

清水+0.6%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl+5％甲醇

2.5

6

清水+0.8%正电胶+0.1%AE1910+0.１%ZP-1+1%KCl+5％甲醇

2.8

2.5结论

通过对各种压裂液体系的室内评价实验，可根据老君庙油田地质特征及不同的工艺目的进行压裂工艺设计（表2-8），以达到最优化设计的目的。

表2-8不同压裂液体系适用范围

压裂液体系

适用范围

可达到最高砂比

优点

地层水+活性剂压裂液

地层水+醇压裂液

注水受效差、井深小于600m

40%

①与储层配伍性好，伤害小。

②表面张力低，可消除水锁效应。

0.2%-0.4%正电胶压裂液

注水受效好、井深小于600m

51%

降低正电胶浓度，减小储层污染

醇基压裂液+0.2%-0.4%正电胶压裂液

注水受效差、地层压力低、井深大于600m

40%

提高压裂液的返排性

0.4%-0.6%正电胶压裂液

注水受效好、井深大于600m

50%-60%

携砂性好，可实现高砂比压裂

CMAS防砂液+正电胶

出粉细砂油井

—

具备防砂与压裂的双重效果

正电胶+覆膜砂

压裂砂反吐严重油井

—

有效防止压裂砂反吐

第3章水平井分段压裂工艺技术研究

3.1水平井塑料球选压分段压裂技术

有些油井由于自身地层与井筒条件的限制，不适应采用上述两种工艺技术，为充分挖掘油井潜力，提高产量，采用塑料球选压工艺技术。

利用塑料球封堵高渗层，使压裂液流向未被压开的低渗层，提高剖面上小层的动用程度。

塑料球选压对于提高剖面低渗层的动用程度是一种有效的手段。

典型井例：

J267H井是老君庙M油藏一口水平井，射孔段跨度较大（1235.0-1285m；1295-1345m；1355-1395m），找串时管外有串通情况，无法实施机械隔离分段压裂，因此，采用塑料球选压工艺，力争提高储层的改造程度。

从施工曲线可以看出，塑料球起到了封堵炮眼，重新压开裂缝的目的，工艺获得了成功，同时压后获得高产，增产效果明显。

图3-1老君庙J267H井压裂施工曲线

通过对措施井压后动态跟踪以及压裂分析发现，由于紊流作用与炮眼变形的影响，塑料球这种悬浮性材料，难以形成很大的压差阻力，封堵位置与封堵率难以达到理想的水平；另外，由于塑料球在水平段内的悬浮，使得该工艺在水平井分段压裂中显得更加难以把握。

目前玉门的压裂车组，无法配套井口投球器，采取停泵关井口再加塑料球的方法，导致压裂施工不能连续，重新泵入的前置液对上段压裂施工造成过顶替以及由于压力激动造成压裂砂回吐，影响压裂效果，降低增产幅度。

3.2水平井砂塞预堵分段压裂技术

该工艺是一项应用较为广泛、相对成熟的工艺技术，该工艺分为两步：

首先对第一射孔段实施人为脱砂压裂工艺，将砂面控制在第一射孔段与第二射孔段之间的隔层，然后在对第二射孔段实施大排量加砂压裂工艺，施工后冲砂合采。

该项工艺只能逐段砂堵、逐段压裂，并不能实现真正意义上的分段压裂。

另外，现场施工风险较大，砂堵瞬间施工压力直线上升，但现场指挥的指令执行有延迟过程，可能会造成超压施工，甚至安全事故。

同时对砂塞预堵过程中砂比设计要求较高，如把握不准会造成砂量少、砂堵不成功或顶替之前提前砂堵引起安全风险。

典型井例：

F189H井

图3-2F189H井第一段砂塞预堵施工曲线

图3-3F189H井第二段压裂施工曲线

3.3双封单卡分段压裂工艺技术

机械封隔分段压裂工艺是目前国内外分段效果最好的水平井分段压裂工艺。

近两年，玉门油田针对M层水平井压裂工艺要求，分析现场条件，认为双封单卡分段压裂技术是目前最适宜老君庙水平井分段压裂改造的工艺技术。

该技术可以在一次性射开多层的情况下，采用上提管柱方式，一趟管柱完成各层压裂，具有改造针对性强、占产时间短的优点，是目前国内各油田水平井分段压裂工艺的主要攻关技术。

3.3.1主要技术指标

研究水平井水力加砂分段压裂工艺管柱及工具，首先应该考虑的是保证在要求的温度与压力下管柱能够达到起下顺利，喷砂器能够保证承受施工设计的加砂量，管柱要能防止砂卡，操作简单、密封可靠、使用安全。

根据上述条件，确定管柱的主要技术指标（表3-1）。

表3-1管柱的主要技术指标

参数

技术指标

参数

技术指标

适用套管规格

51/2in

工具外径

110mm

加砂量

压裂砂≥40m3陶粒6～8m3

管柱内通径

46mm

工作温度

60℃

工作压差

50MPa

适应井深

≤1500m

3.3.2工艺原理

水平井全井进行一次性的分段射孔，下入水平井双封单卡封隔器及配套工具组成的压裂管柱，先压开下部层段，压后待已压层段压力扩散后，逐步上提压裂管柱，两封隔器将射孔层段卡在中间，对储层进行针对性的改造。

该压裂方法可以提高多段压裂的针对性，压裂时利用导压喷砂器的节流压差座封封隔器，采用上提管柱，一趟管柱完成各段的压裂。

3.3.3工艺管柱形式

27/8in油管+安全接头+扶正器+水力锚+油管短节短节（1m）+K344扩张式封隔器+扶正器+导向喷砂滑套+导向丝堵

3.3.4工艺管柱示意图

图3-4双封单卡管柱示意图

3.3.5技术难点

①研制新型K344扩张式封隔器，要求耐压50MPa，耐温60℃。

②研制大砂量、耐磨蚀导压喷砂器，要求在3m3/min的施工排量下，加砂40m3以上、加陶粒6～8m3。

③解决水力锚在水平状态下工作与有效咬合的问题。

④管柱设计要防止压后砂卡管柱。

3.3.6主要入井工具技术指标及性能

①K344-110封隔器技术参数表

表3-2K344-110封隔器技术参数表

序号

参数

技术指标

1

工作套管内径

φ121-126mm

2

最大钢体外径

110mm

3

最小内通径

φ42mm

4

工作温度

60℃

5

工作压力

50MPa

6

胶筒外径

105mm

7

工具长度

998mm

8

连接扣型

27/8inUPTGB

钢体采用35CrMo材料，上下接头采用40CrMnMo材料，抗拉强度达到885N/mm以上，提高了工具的整体抗变性能，保证封隔器的整体强度要求，胶筒采用尼龙与钢丝加强设计，提高封隔器的承压性能。

在结构上封隔器上端固定、下端活动，提高其密封性能；钢碗的外径大于胶筒的外径确保胶筒承压变形后仍可受到钢碗的保护，预防动管柱时刮胶筒，提高了其使用寿命。

通过节流压差使k344封隔器座封，扩张式封隔器发生砂卡易于反洗井。

②导压喷砂器

导压喷砂器主体采用整体结构，优选内衬套材质，根据加砂量的不同设计了两种不同材质的衬套，选用20Cr材质渗碳淬火，渗碳厚度1.5mm，淬火后硬度达到HRC50～55，可满足加砂量在40m3以下的施工，选用YG8硬质合金的衬套，热处理达到HRC85～89，耐磨性明显提高，可加满足加入80m3以上的压裂砂或者陶粒。

③液压安全接头

采用液压安全接头，通过投球憋压实现脱离，较之反扣安全接头在水平井段有优势。

④水力锚

水力锚作业时将油管柱锚定在套管上，限制其移动，当油管压力高于油套环空压力时，锚爪被顶出并嵌入套管，锚定力随着压差的增大而增加。

则锚爪的齿尖角度应合适。

齿尖尖角如小于90℃,则齿尖尖角在高压作用下将锲入套管表面太深而破坏套管。

齿尖尖角如大于90°,则齿尖尖角虽在高压作用下也不能有效地锲入套管表面一定深度而锚定住管柱。

所以锚爪的齿尖角度应合适在90°左右，且表面渗碳增加强度，结构设计采用径向均布4组锚爪，每组3个，锚爪材质采用18CrMnTi，牙齿表面渗碳厚度1.5mm，高频淬火，硬度达到HC48-52，齿尖角度90°，在水平段工作时易于咬合与回收。

3.3.7防止砂卡管柱及施工设计

导向喷砂器直接连接封隔器，减小喷砂口与下封隔器之间的距离，使其安全性能大大提高；在水力锚与封隔器之间加入加厚油管短节，有利于下一步修井施工，利用油管短节本体小的特点，易于捞鱼、解卡，缩短施工时。

在施工过程中敞开套管闸门，根据油套外出液情况判断地层是否压串及观察封隔器的座封情况，以便停止施工进行反洗井。

3.3.8室内实验情况

对入井工具各部分完成后进行了室内实验，通过实验证明工具与管柱的结构合理、原理可行、技术指标达到设计要求，能够满足60℃、50MPa压条件下的使用要求。

可以进入现场试验应用阶段。

①K344-110封隔器：

胶筒套上内径φ124mm，清水试压50MPa稳压5min,钢体不变形，各部位无渗漏。

②水力锚组装后套上内径φ124mm套管试水压10Mpa，稳压5min不渗不漏，套上内径φ124mm的厚壁套管试水压80MPa，稳压5min，螺钉不断脱，压板不变形。

③导向喷砂器，检验时用死嘴子代替喷嘴，组装试水压15MPa，稳压5min，各扣、密封部位及焊缝不渗漏。

④安全接头做静水压试验不低于46MPa，持续5s以上，不渗不漏。

通过室内对井下工具及管柱进行上述各项试验研究后，证明工具与管柱的结构合理、原理可行、技术指标达到设计要求，能够满足60℃、50MPa压条件下的使用要求。

3.3.9工艺关键点

①找串

由于双封单卡分段压裂井下管柱复杂，稍有不慎就会造成砂埋、砂卡管柱，造成严重的井下事故，因此压裂前期的验串就显得十分重要。

2009年进行了庙平17、D209H井的验串工作，发现有串通现象；2010年进行了6口井的前期验串工作，其中J267H、C226H、E239H串通，F197H、D207H、庙平14顺利的进行了分层压裂施工，施工过程中未见明显的压串迹象，压后经反循环洗井，可顺利起出井下管柱，工艺获得成功。

②排量优选

双封单卡分段压裂管柱全程采用27/8in油管,再加上喷砂器的节流压力，导致施工过程中沿程管路摩阻大大增加，从而显示出较高的施工压力。

为保证在现有的限压条件下顺利施工，需对施工排量进行优化。

再加之老君庙M油藏水线的逐年推进，更需慎之又慎，精细工艺设计，提高工艺针对性，挖掘剩余油潜力。

③压后投产方式

老君庙M油藏属于低渗透、低孔隙砂岩油藏，地层较为致密，因此措施后压力扩散难度大，再加之油藏埋深浅，储层闭合压力低，若放压过快则导致支撑剂回流，不仅影响到压裂效果，还有可能造成井下砂埋管柱、工具事故。

双封单卡工艺管柱复杂，井下工具繁多，且通径相对较大，一旦砂埋极易造成事故的发生，因此压后需尽快起出管柱。

但目前玉门油田尚缺乏相对的修井技术手段，今后有必要进行压后快速起管柱工艺技术研究已解决当务之急。

3.3.10现场应用情况

井例1

F197H井：

为M油藏新钻水平井，射669-677m；710-725m两段压裂投产。

669-677m压裂，排量3.5m3/min，最高砂比35%，加砂8m3；710-725m压裂，排量3.5m3/min，最高砂比35%，加砂8m3。

图3-5F197H井669-677m压裂施工曲线

图3-6F197H井710-725m压裂施工曲线

该井压后自喷，无法起换管柱，生产20天后油管砂卡，反复循环起出管柱。

井例2

庙平14井：

为M油藏外排区水平井，为增加产量，补孔射932-922m、892-882m两段压裂投产。

932-922m压裂，排量2.9m3/min，最高砂比35%，加砂8m3；892-882m压裂曲线，排量2.9m3/min，最高砂比35%，加砂8m3。

图3-7庙平14井932-922m压裂施工曲线

图3-8庙平14井892-882m压裂施工曲线

3.4水平井不动管柱（滑套）分段压裂技术

水平井不动管柱分段压裂技术是在现有分段压裂技术的基础上，为了进一步提高水平井分段压裂施工效率研究的不动管柱分段压裂的一项工艺技术。

该工艺可实现一趟管柱压裂2-3段，具有井下工具少，工艺管柱性能可靠，施工工序简单，作业效率高等特点。

玉门油田现已引进两套不动管柱（滑套）分段压裂工具，目前处于前期室内技术资料消化阶段，初步确定2011年实施现场压裂实验。

3.5水平井压裂裂缝监测技术

通过人工裂缝实时监测技术所提供的压裂时产生裂缝的方位（方向）、长度、高度（范围）与产状以及地下主应力方向，利用给出的压后裂缝空间几何形态，结合当前油藏剩余油分布规律以及油藏注采关系情况，综合评价压裂工艺效果，并为下一步制定压裂工艺方案提供科学依据，从而优化工艺设计，有针对性开展压裂施工，避免油、水井连通，发生水淹、水窜等现象，提高压裂效果。

井例：

F198H井为M油藏M3水平井，射孔压裂投产，压裂层位：

M3，压裂井段：

874.0-885.0m。

表3-3油井基本数据

完井