水平井分段压裂技术

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766983150597561115193244598211228335843450358673616422405010015020025019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007年投产井数0100200300400500600700800累计投产井数年投产井数累计投产井数“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日油(t/d)含水(%)1断块30823.241.1559.91.82稠油16722.459.6136.60.83整装12416.561.561.40.54裂缝4815.358.334.50.75地层不整合3619.918.841.31.16低渗透2012.044.211.10.67海上1052.644.223.22.371323.447.0868.01.2累积产油量(104t)平均单井累产油量(104t)合计序号油藏类型投产井数（口）初期平均单井一、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。EN累计垂深mA斜深2011.50垂深1529.50B斜深2061.50垂深1541.833、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w)o,(i)(1111iiTiiQqtsw)o,(i)(2222iiTiiQqts裂缝系统孔隙岩块系统w)o,(i)()(222222112111gpkqgpkqiiiiiiriiiiiirw)o,(i/)(/)(221212222222222212111111111111iiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiipppktpsctstspppktpsctstsvv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01020304050607012345678裂缝位置产量(m3/d)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30403060308031003120314031600100200300400500600700S127-1S127-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