水力喷射压裂工艺在101.6 mm套管井中的应用

水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、封隔一体化的增产改造新技术。设计研制了用于101.6 mm套管井的水力喷砂射孔工具并优化作业管柱。通过数值计算,给出了射流参数与施工排量的匹配曲线。借助实验手段,确定压裂液交联比例及液体性能测试方法。制定了适合该类井的压裂工艺。现场试验证明水力喷射压裂工艺能够解决101.6 mm套管井常规压裂技术难以有效改造的问题,且对复杂结构井实施增产改造,为水力喷射压裂工艺更广范围的应用提供了参考依据。     

水力喷射压裂机理与技术研究进展

水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术,适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造,是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。介绍了水力喷射射孔和水力射孔裂缝起裂控制机理,分析了影响水力喷砂射孔效果的因素。综述了水力喷射压裂原理,依据Bernou lli原理,射流增压与环空压力叠加超过破裂压力产生裂缝并维持裂缝延伸。介绍了水力喷射辅助压裂、水力喷射环空压裂及水力喷射酸压等多种工艺形式。水力喷射压裂工具是现场应用成功的关键因素之一,连续油管与水力喷射压裂技术联作在油田增产作业中有一定优势。水力喷射压裂工艺在国外现场应用已经取得较好效果,在国内尚属现场试验起步阶段。指出了目前研究的不足,并对未来的研究方向做出了分析展望。     

等孔径射孔工艺技术

常规射孔及特殊井射孔施工时,由于射孔器在套管内偏靠一侧,枪管壁与套管壁之间间隙不同,导致套管壁上射孔孔径与地层射孔孔道不均匀,降低了射孔孔道导流能力,影响后续水力压裂施工效果,甚至影响后续开发改造效果。通过理论分析以及对常规四相位90°射孔器、水平井三相位120°射孔器地面检测试验,设计了直井居中扶正装置和大斜度井旋转扶正装置,开发了等孔径射孔弹,在工艺及器材上实现均匀孔径射孔。射孔后,水力压裂施工压力较常规射孔施工压力降低了11.2%。该技术可应用于致密油(气)水平井大规模压裂及常规射孔压裂投产井,满足油田水力压裂开发改造的需求。     

水力喷砂射孔、压裂优化设计

为解决低渗致密油藏、薄油层和有污染的井的射孔作业,套管完井、筛管完井及裸眼井的射孔压裂作业及低渗油藏及水平井的压裂改造,采油工艺研究院自主研发了水力喷砂射孔技术。促进了新型射孔、分级压裂改造技术的发展。进行了水力喷砂压裂工艺设优化设计,通过实验和理论计算给对油管排量、砂比、套管排量等参数优化,为现场施工提供参考依据。     

水平井水力喷射分段改造工艺在靖边气田的应用

靖边气田从2006年开始广泛采用水平井,到2011年3月已完钻水平井20口,其储层的改造方式以笼统酸压为主,通常采用水平段连续油管拖动布酸+油管酸压,该工艺对短水平段水平井效果较好,但对长水平段水平井的储层改造针对性不强,其水平段中物性相对较差储层得不到有效改造。为此,针对长水平段水平井开展了水力喷射分段改造施工,该工艺是一种利用水射流独特性质的储层改造技术,结合了水力射孔和水力压裂技术,能够沿着水平井横向在多个位置独立连续改造而不使用任何机械密封装置。2010年靖边气田在5口水平井上进行了试验施工,以储层的深度改造为目的,Φ１１4．３ ｍｍ筛管内完成7段分段压裂,Φ１３９．７ ｍｍ裸眼井段中10段分段压裂,大大缩短了作业周期,减轻了劳动强度。现场应用结果表明,水力喷射分段改造施工在靖边气田具有较强的适应性,单井产量均得到大幅度提高,可大规模推广使用。     

拖动式水力喷射分段压裂工艺在筛管水平井完井中的应用

为实现筛管水平井储层有效压裂改造和降低施工风险,对拖动式水力喷射分段压裂工艺进行了优化改进。根据水力喷射分段压裂工艺技术射流增压、射流密封和降低起裂压力的基本原理,结合筛管水平井的井况及特点,将拖动式水力喷射分段压裂工具与滑套式工具相组合,融合相应的施工工艺,降低了筛管井压裂管柱砂卡风险。成功对筛管水平井SA井实施3段加砂压裂,最高施工砂比达到40%,压裂规模72 m3,压裂管柱成功上提出井。裂缝监测结果表明,在水平段压裂位置产生了3条走向明显的裂缝,裂缝长度均为110~135 m,与设计长度吻合较好,实现了储层分段压裂目的。该井产油量由原来的4.0~5.0 t/d提高到25.9 t/d,压裂增产效果明显。      

ZF1-P2井双封单卡多段压裂现场应用

针对大庆油田Z6区块低渗透扶余油藏储层物性差、自然产能低、常规压裂改造增产效果差等问题,在ZF1-P2井开展水平井多段压裂现场试验,应用点源限流射孔技术进行加密布缝,采用双封单卡工艺一趟管柱完成十五段压裂施工,通过对各段加砂规模的精确控制实现了脱砂压裂。压后产液9.5t/d,产油8.1t/d,是周围直井压裂产液、产油量的6.3倍和7.4倍,是同区块压裂水平井的1.4倍和1.6倍,增产效果和经济效益显著,为大庆油田水平井多段压裂积累了经验。     

异常高压储层水力喷砂射孔多层压裂投产技术

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐下二叠系砂岩油藏压力系数超过1.7,采用常规射孔后压裂工艺或者适用于常压储层的不动管柱喷砂射孔压裂工艺,存在井控风险大、转层作业周期长、改造不彻底等技术难题。为提高单井产能,在单层水力喷射加砂压裂技术获得显著增产效果后,研发出逐级坐封封隔器和带滑套喷枪,通过理论参数计算,实现了工艺优化与入井管柱的组配,形成异常高压储层水力喷砂射孔多层压裂投产技术。在现场完成了3口井不动管柱逐级坐封单井分两层喷砂射孔加砂压裂工艺的现场试验,成功率100%。措施后平均单井日增油52.3 t;现场施工数据显示,转层后两层水力喷砂射孔时的射孔压力差小于2 MPa,验证了该工艺在理论上满足3层以上的压裂改造。该工艺实现了不压井条件下多套储层的射孔、压裂改造及投产一体化作业,对高压油气井储层改造具有推广意义。     

直井多层段连续油管逐层填砂压裂工艺探索

近年来，连续油管压裂技术作为一种新型的增产改造工艺已逐渐服务于油气田。受连续油管管串、工具、液体体系等技术限制，连续油管用于加砂压裂作业应用还很有限。结合国内引进大尺寸连续油管以及储备与发展连续油管压裂技术的情况，避开国外跨式封隔器分层压裂与射流压裂的技术与经济限制，探索在国内现有的技术条件下采用连续油管带单个封隔器对直井、已射孔、多层段实施逐层填砂压裂作业的可行性，初步提出了连续油管逐层填砂压裂的工艺流程思路与关键技术要求。     

水平井储层改造新方法—水力喷射压裂技术

传统水力压裂应用于水平井改造增产效果并不理想,经常最多产生两个主要裂缝区,而且位置也不确定.水力喷射压裂是一种利用水射流独特性质的储层改造新技术.该技术结合了水力射孔和水力压裂技术,能够沿着水平井横向在多个位置独立连续压裂改造而不使用任何机械密封装置.文章阐述了该技术的原理和工艺过程,介绍了其主要技术特点,分析了影响该工艺的关键因素,指出了该技术的局限性以及我国应用该技术的难度,最后表明射流参数优化是该技术一个重要方面,应该成为今后的一个研究重点.     

塔里木油田直井喷射酸化技术应用初探

喷射酸压技术是一种精细化改造技术,适宜于薄互层及与水层间距小的薄油层储层改造。从原理上分析,直井喷射酸压能解决水平井喷射酸压过程中存在的定位难、管柱震动、砂卡等难题。针对塔里木油田英买力区块出现的与水层间距小、油水关系复杂的薄油层储层改造技术难题,在前期碳酸盐岩水平井水力喷射压裂的试验基础上,在YM461井开展了直井喷射压裂先导性试验,在试验中出现了一些技术难题和复杂情况,未能达到预期改造效果。文章从工程方案优化及现场应用情况分析入手,提出了今后在直井进行喷射酸压的改进措施。     

连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属于“低孔、低压、低渗”的三低气田,需要压裂改造才能生产,其中连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术以其自身的技术优势,成为苏里格地区水平井改造的重要方式。连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术通过定位器、封隔器等井下工具组合实现喷砂射孔、封隔器分层、套管大批量注入和连续油管精确定位,一趟管柱可完成多种作业,具有施工周期短、成本低、压后全通径等优点。阐述了该技术的工作原理及配套工具的原理、结构。通过在苏里格一口二开水平井的成功实施,说明连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术适用于致密气藏,为水平井多级水力压裂提供了新的技术手段。     

非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键

北美页岩气藏在储层渗透率低至纳达西的情况下仍能实现有效开发,其核心是增大储层改造体积,用技术体系来表征即为“体积改造技术”。“体积改造技术”强调“打碎”储层,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,在三维方向实现对储层的“立体”改造。针对页岩和致密油气储层的不同特点,界定了“狭义”和“广义”体积改造技术的异同：“狭义”体积改造技术源于对象、技术和验证3个要素（页岩、“水平井钻井+水平井分段压裂”、微地震裂缝诊断）;“广义”体积改造技术是针对致密油气储层提出的水平井多段和直井多层压裂技术方法。两种技术针对的储层对象有所不同,但最终目标是一致的。体积改造技术的核心理论为：1“打碎”储层,形成复杂缝网,“人造”渗透率;2基质中的流体沿裂缝“最短距离”渗流;3大幅度降低基质中油气流动所需驱动压差。进一步提出了满足体积改造技术理论的核心条件为：储层具有明显脆性,天然裂缝与层理发育,最大最小应力差较小。其中脆性指数是岩石发生破裂前的瞬态变化快慢（难易）程度的表征,而体积改造技术优化设计的关键是“逆向设计”方法,以及分簇射孔模式、最优孔数及裂缝间距优化。现场实际研究表明：分簇射孔确保各簇有效开启的最优孔数为40~50个,并可获得最优孔数与排量的关系,以及最优缝间距越小越易实现裂缝转向;同时还给出了孔眼优化、实现应力干扰的最佳裂缝间距、细分切割基质的理论模型与计算结果。体积改造技术对提高非常规油气藏的改造效果有着重要的指导作用。     

苏里格致密气水平井完井压裂技术对比研究

长庆苏里格气田是典型的致密砂岩气田,水平井开发技术从2008年以来通过技术攻关得到了一定规模的应用。早期受工艺技术限制的影响,现场主要应用的是裸眼完井不动管柱水力喷射分段压裂技术,后期为了提高致密气水平井单井产量,优化完井方式形成了固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂技术,压裂增产效果提升显著。通过对2种完井方式的特点、应用情况进行对比分析,对近10年来的开发效果进行了定量评价,总结了苏里格致密气田水平井开发的经验,为气田后期开发及国内类似气藏开发提供依据。     

中石油非常规储层水平井压裂技术进展

中国石油天然气集团公司(以下简称中石油)从2006年启动水平井改造专项攻关以来,水平井压裂技术实现了从无到有再到无限级段分段的跨越,2015年实现了最高分段数26段。10年间,中石油在非常规储层水平井压裂改造技术领域取得了突出进展:(1)自主研发了水平井双封单卡、封隔器滑套、水力喷砂和裸眼封隔器4套水平井压裂主体工艺技术;(2)自主研发了复合桥塞、套管固井滑套2项水平井大排量体积改造主体工艺技术,配套体积改造优化设计理论、压裂液体系、裂缝监测等技术,初步形成体积改造技术体系和水平井工厂化作业模式;(3)自主研发的压裂工具、液体体系等关键技术,不动管柱多级滑套水力喷砂分段压裂技术、液体胶塞分段技术等,达到了国际先进水平或同期国际领先水平。据统计,2014年中石油水平井分别占油井和气井总数的3.2%和13.1%,其对油田和气田产量的贡献率分别达到9.9%和39.7%。最后,指出了新区高密度完井压裂工程试验、老区老井体积重复压裂试验等中石油新一轮水平井改造技术的攻关重点方向。     

安塞油田水平井水力喷射分段压裂技术研究

安塞油田三叠系存在"低渗、低压、低产"等地质特征,传统压裂工艺一般压裂1～2层,平均单井日产液量3.5 m3左右,单井改造效果较差,且选用直嘴+封隔器的简单压裂管柱施工,施工周期一般在10天左右,施工周期较长。安塞油田引进了水平井水力喷射分段压裂技术,对水平井水力喷射分段压裂机理、水力喷射及分层压裂中诸多参数进行了优化,并在现场进行了试验。2011—2012年此项技术在安塞油田成功应用22井次。该技术施工针对性强,工艺简单方便,适用各种完井方式及固井质量差的井况,为安塞油田及其它区块储层低渗油气藏水平井水力喷射及压裂改造工艺的实施奠定了基础。     

PSK多级滑套水力喷射分段压裂技术的应用——以镇北油田水平井为例

目前各油田应用的水平井分段改造技术中,水力喷射分段压裂技术由于入井工具较少、现场施工简单,近年来在长庆油田低渗透油藏水平井得到了广泛应用。但前期水力喷射钻具效率较低,施工中换钻具次数较多,影响了水平井试油压裂速度。文中在调研各大油田水平井水力喷射分段压裂技术的基础上,通过工艺改进和现场应用,形成了PSK多级滑套水力喷射分段压裂技术。现场试验表明,该套工具性能稳定,能够实现水平井多段有效分压,单趟钻具能够施工5~6段,大大缩短了施工周期,提高了施工效率。     

页岩储集层水平井段内多簇压裂技术应用现状及认识

水平井段内多簇压裂技术能增加页岩储集层压裂裂缝复杂程度,提高簇间动用率,是有效改造页岩储集层的核心技术。对北美页岩气区块和中国四川盆地南部页岩气区块水平井段内多簇压裂技术的应用现状进行分析,并结合技术原理提出了几点认识：段内多簇压裂应与井间距合理匹配,并配套采用暂堵转向技术和限流射孔技术,增大射孔簇簇效率,促进裂缝均匀扩展,提高段内多簇压裂改造效果;北美页岩气区块采用段内多簇压裂技术增产,实现了页岩储集层高效开采,川南页岩气区块水平井段内多簇压裂技术起步较晚,目前在300~400 m井间距下主要开展了段内为6~8簇压裂现场试验;为了降低压裂成本、提高作业时效,长段多簇压裂将是实现效益开发的一个重要发展方向;但随着段内簇数不断增加,射孔技术、暂堵转向技术、射孔簇数与施工参数合理匹配等方面面临新挑战,亟需进一步研究,从而形成适合不同地区地质工程特征的段内多簇压裂技术。