水平井分段压裂设计与施工

水平井分段压裂设计与施工汇报提纲一、水平井分段压裂技术发展现状与进展二、水平井分段压裂优化设计三、水平井分段压裂工艺技术四、水平井分段压裂工艺配套及现场施工水平钻井比现代石油工业的历史还要长。早在200年前，英国在煤层中钻了一口水平井，以求从其中找油，随后于1780年和1840年间进行生产。20世纪初，美国和德国开始采用这种技术，1929年，美国在得克萨斯州钻了第一口真正的水平井。该井仅于1000米深处从井筒横向向外延伸了8米。由于工业上采用了水力压裂作为油层增产的有效技术措施，使水平井钻井停滞不前。例如，苏联和中国在50年代和60年代就已开始钻水平井，但直到1979年才又重新起。国外水平井压裂发展历程1985Ciger第一个论及水平井压裂问题，他指出：水平井是开发非均值油藏的一种好方法。只要固井技术一旦达到工业化应用，水平井压裂的设想就会实施。1987年，Cigerc给出了水平井与直井当量半径，用以作为打水平井的经济界限。1992年，Brown指出压裂效果最好的是北海Danish油田，该油田一共打了1O口水平井，每口水平井开始压裂5条裂缝，后来最多压到1O条，实践证明压裂对水平井的增产是十分有效的。但同时指出，并非所有水平井的压裂都是有效的。90年代初，分段压裂技术主要采用液体胶塞隔离分段压裂国外水平井压裂发展历程90年代中期，分段压裂技术随着非常规气藏发展，主要采用桥塞分段压裂技术,1996年分段桥塞压裂技术应用于美国东北部的煤层气完井作业中。1998年，Surjaatmadjadia第一次提出了水力喷射分段压裂思想和方法。随后大规模推广2005年，贝克研制成功投球滑套多级分段压裂技术2009年投球滑套多级分段压裂技术，美国Williston油田采用FracPoint技术一次完成24级裸眼封隔压裂，2011年实施40段分段压裂2011年Quickfrac等限流+封隔器分段压裂技术国内水平井压裂发展历程“八五”期间，大庆树平1井和茂平1井限流分段压裂；长庆自90年代起采用液体胶塞隔离分段压裂在7口井17层段成功应用；2004年长庆、吉林开始采用机械工具分段压裂改造在5口井进行了分段改造2005年，长庆引进国外水力喷射压裂技术2008年起，大庆、西南油气分公司、川局等引进管内、管外多级分段压裂技术、中石化西南油气分公司滑套式水力喷射分段压裂技术2008-2009年西南油气分公司研发成功套管不动管柱滑套多级分段压裂技术、长庆双封隔器、吉林单封隔器2010年川庆井下研发成功裸眼不动管柱滑套多级分段压裂技术2011年国内水平井分段压裂迅猛开展。。。水平井压裂有效性针对高渗透油气藏及非常规油气层(含煤层、石灰岩层与页岩层)，水平井技术的应用成功率很高在致密砂岩气藏，水平井压裂的应用成功率相对较低对一个油气藏，水平井施工成本比直井高2～4倍，而其理论产量是后者的3～5倍，油气价格上升时，水平井的经济效果更明显。然而矿藏资料表明，一部分水平井的单井产量只是其邻近直井单井产量的110％-130％，而其单井成本则是后者的200％以上。针对特定的矿藏资料还表明，没有一种通用的方法以解决所有问题。水平井压裂技术必须针对特定的地质、工程条件，通过优化和风险控制，取得经济效益。LS1H井XS1H井水平K0.132md0.04md垂向K-56.0×10md-54.88×10mdβh469658需要进行水平井压裂的类型水平井试井解释结果需要进行压裂的水平井的类型：有限垂向流地层天然裂缝油藏低渗透率和孔隙度地层低应力差地层一定厚度，大面积稳定分布名称分压段数（段）工具耐压差（MPa）工具耐温（℃）国外中石油中石化国外中石油中石化国外中石油中石化裸眼封隔器+滑套分段压裂技术4013/7050/204120/泵送可钻式桥塞分段压裂技术不限15/86//232//套管射孔管内封隔器分段压裂技术/13/50/120封隔器双封单压分段压裂技术/15/70100水力喷砂压裂技术184-104-5505050120120120国内水平井分段压裂技术总体应用现状，m水平段长3462.800-水平井水平段长度国内水平井水平段最长为为3462.07米，整体上水平段长度集中在800-1200米72903000800070006000500040003462.072251201015442000100001006挪成33/9‐C2高平1CB3‐2广安002‐H1苏20‐18‐18H威201‐H1水平井分段压裂工艺不动管柱多级滑套封隔器分段压裂工艺13段，新沙21-11H，砂量210.1m3，液量1973.85m3水力喷射分段压裂工艺10段可钻桥塞分段压裂工艺15段，苏东13-65H2，砂量310m3，液量3800m3TAP套管滑套完井分层压裂工艺苏里格米37井：9段分压，砂量126.4m3，液量1672m3双封单压分段压裂技术15段裸眼封隔器多级滑套分段压裂工艺12段，苏53-82-48H，砂量474m3，液量4400m3猫鼬多级分段压裂工艺8段顺序主体分段压裂技术备注较成熟技术封隔器+滑套裸眼分段压裂技术引进套管射孔管内封隔器分段压裂技术自主封隔器双封单压分段压裂技术自主水力喷砂分段压裂技术自主主要攻关技术裸眼封隔器+滑套封分段压裂技术攻关研究泵送可钻式桥塞分段压裂技术攻关研究中国石化“十二.五”总体目标中国石化水平井分段压裂技术发展情况水平段2000m，分段数20段，加砂量1000m3油田改造井数改造方式胜利6加砂压裂西南4加砂压裂华北12加砂压裂中原10加砂压裂江汉32口酸化河南4加砂压裂江苏54口酸压西北68酸压合计112中国石化水平井分段压裂应用情况西南分公司历年水平井改造效果截止2010年10月，水平井加砂压裂仅40口井左右。截至2011年7月，仅华北油气分公司完成24口井，西南油气分公司完成18口井。胜利油田樊154平1井完成了裸眼封隔器12段分段压裂。2012年，预计中国石化水平井分段压裂完井总数将突破500口。汇报提纲一、水平井分段压裂技术发展现状与进展二、水平井分段压裂优化设计三、水平井分段压裂工艺技术四、水平井分段压裂工艺配套及现场施工水平井压裂机理与直井压裂相比，水平井压裂更为复杂，主要表现在以下方面：裂缝与井筒的夹角关系、裂缝条数和位置等因素都直接影响水平井的增产效果，产量预测难度大；多条裂缝同时延伸，裂缝间的干扰强烈、近井摩阻高、压裂模拟难度大；一口水平井压裂相当于多口直井压裂，施工规模大，所需设备多，成本高。不能简单的利用直井的压裂理论来指导水平井压裂。由于没有一套成熟的理论来指导水平井的水力压裂优化设计和现场施工，使得水平井水力压裂的成功率不高而且风险也比较大。因此，对水平井压裂机理的认识成为水平井压裂面临的主要问题之一。水平井压裂可能的裂缝形态在不同的地应力状态和井筒方位下，水平井压裂形成的裂缝形态也不同。水平井压裂的裂缝横向裂缝纵向裂缝转向裂缝扭曲裂缝推荐的水平井布井方向：沿着最小主应力方向！所以在对水平井进行人工压裂设计时应首先确定地层的最小主应力方向，确定应力大小与方向的有以下3种方法：用微型压裂法可以直接测定最小主应力的大小和方向；用长源距声波测井来估算应力的大小；用变松弛法来估计最小主应力的大小和方向。单井布井方向----横切裂缝井台布井方案----同步和交叉压裂油气藏整体井网-----整体压裂井台、油气藏整体井网的确定比单井更重要水平井起裂机理国内外的水平井压裂的现场施工中往往出现水平井压裂时破裂压力比直井压裂时的破裂压力高得多，裂缝压不开，导致压裂失败，这些现象表明水平井的裂缝起裂机理与垂直井、普通定向井有显著差别，水平井压裂裂缝的起裂与水平井井筒周围的应力分布密切相关，地应力、完井方式对裂缝的起裂和裂缝的形态都有很大的影响。研究水平井裂缝起裂机理和裂缝起裂压力，对水平井水力压裂优化设计具有重要的意义。水平井压裂优化设计裂缝组合及参数优化产能预测裂缝数量优选及缝长优化射孔优化设计压裂优化设计裂缝条数裂缝数量的优选依据产能预测和间距比确定。裂缝半长与裂缝之间的距离之比为间距比。油藏模拟与现场实验结果表明：在多数的条件下，由于裂缝间压力降的干扰，水平井压裂后生产过程分为投产初期、中期与后期3个阶段，也称为无干扰期、干扰期和拟稳压期。当间距比超过0.6以后，产量增加逐渐变小。裂缝长度裂缝长度直接影响压裂施工难易程度，也影响开发效果。裂缝太短，改造效果不好；裂缝太长，需要设备的能力高，同时影响邻井效果，若与水井连通，还将较快见水。水平井裂缝长度主要根据产能预测结果确定。射孔优化确定了裂缝条数之后，根据地质条件和工艺要求选择适当的射孔位置、射孔数量和孔径，射孔参数要受设备能力的限制，炮眼摩阻必须保证压开每一条裂缝。施工排量和孔数、孔径与地层应力条件相互关联。压裂液和支撑剂优化水平井压裂是否成功主要取决于压裂液和支撑剂的质量和特性。虽然在水平井中所用的压裂液和支撑剂与通常直井所用的差别不大，但由于水平井距离传输较远，控制好支撑剂的沉降速度就特别重要；为避免支撑剂在井筒和裂缝入口区的沉降脱出，应采用高支撑剂携带能力的高活性交联剂压裂液系列。如果没有条件采用较佳的压裂液时，则需加大压裂液排量，提高支撑剂的输送能力。此外，必须确定好压裂液的破胶时间，使悬浮的支撑剂恰好保持到裂缝闭合。裂缝组合及参数优化产能预测模型假设条件上下封闭无限大均质地层，等温非稳定渗流；油藏和裂缝内流体为单相流，且满足达西定律；压裂裂缝完全穿透产层，多条裂缝平行分布；流体先沿裂缝壁面均匀的流入裂缝，再由裂缝流入水平井筒；水平井分段压裂示意图不考虑由基质直接流入水平井筒的渗流过程压降计算模型将任意一条裂缝的单翼n等份，每份可以看成是一个点汇。利用无限大均匀地层点汇定流量的压降公式，可以求出该点汇对地层中任意一点（x，y）产生的压降：)](xx0)2+(yy0)24tQB4kh[Ei(prp(x,y,t)=砂体孔隙度（%）-32渗透率（10μm）含水饱和度（%）样品数最大值最小值平均值样品数最大值最小值平均值样品数最大值最小值平均值Js2135714.71.669.113410.8440.0110.1609797.912.2952.692Js21841515.71713.873871010.771830.470470.03300330.1840184257171.441717.664545.3737Js2353515.431.089.185080.920.0180.1357582.5611.1646.06Js2440217.71.879.853800.980.0220.2595610013.541.67四层147815.711.089.7114320.980.0110.18425310012.2946.45压裂水平井产能影响因素气藏物性特征，以新场沙溪庙组气藏为例原始地层压力为39.1~50.5MPa，平均43.2MPa，地压系数为1.71~2.05，平均1.92，为典型的异常高压气藏特征。气层的原始地层温度为53.9～74℃，平均为66.8℃；地温梯度为1.82~2.39℃/100m，平均地温梯度为2.15℃/100m，属正常地温梯度。新场上沙溪庙组气藏岩心物性参数统计表水平段长度，m600气体偏差因子，无因次0.95储层厚度，mm13天然气粘度，mPa.smPas0.0170017-32地层渗透率，10μm0.125气层温度，℃64孔隙度，无因次0.12地层压力，MPa36.5气井半径，m0.1070107井底流压，MPaMP32模拟生产时间(d)360裂缝参数敏感性分析裂缝条数2，3，4，5，6裂缝半长，m60，80，100，120，140,160,180,2002导流能力，μm×cm10，20，30，40，50压裂水平井产能影响因素气藏物性特征以XS21-3H水平井的基础数据为例，通过对压裂水平井产量的模拟，确定了XS21-3H井的裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距及其组合最优值。新场气田上沙气藏水平井产能计算参数表压裂水平井