水平井分段压裂完井技术调研报告Word文档下载推荐.docx

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主体技术

技术特点

水力喷砂

分段压裂

技术

常规管柱拖动式

井下工具简单，长度短；

工具外径小有反洗通道；

砂卡管柱几率小

连续油管拖动式

连续油管喷砂射孔，环空加砂压裂；

砂塞留置，封堵已压井段；

连续管兼做冲砂洗井管柱；

施工安全

不动管柱式

不动管柱；

工具外径小；

有反洗通道

裸眼封隔器分段压裂

液压坐封裸眼封隔器（带滑套）

不动管柱，投球打开滑套分压各段；

兼做压裂管柱与生产管柱；

施工快捷

遇油膨胀封隔器

（带滑套）

遇油膨胀坐封，封隔环空；

隔离套管系统无需机械操作；

地面投球打开滑套；

快钻桥塞分段压裂技术

同时射孔及坐封压裂桥塞；

可进行大排量施工；

分压段数不受限制；

压裂后可快速钻掉，易排出

图1水平井分段压裂工具结构

斯伦贝谢公司——StageFRACTM系统

斯伦贝谢公司的StageFRACTM增产系统（如图2）要紧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成效。

该系统一次下放最多可完成九段压裂，适应温度最高达200℃，封隔器最高经受压差达69MPa。

另外，可节省钻机及其他特殊设备的占用，施工时刻也可从原先的几周减少到几天。

该系统目前已在美国和加拿大应用几百口。

该系统要紧适用于：

裸眼或套管完井的水平井，砂岩、碳酸盐岩或超级规油藏类型和大位移井。

图2斯伦贝谢公司—StageFRACTM增产系统示用意

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（如图3）要紧包括膨胀悬挂器、遇油膨胀封隔器、压裂滑套等几部份。

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，处置其他目的层，压裂完成后，压裂系统可直接作为生产管柱投入生产[3]。

图3哈里伯顿公司—固井滑套分段压裂系统示用意

贝克·

休斯公司——FracPiontSystem分段压裂系统

贝克·

休斯公司的FracPiontSystem分段压裂系统要紧由尾管封隔器、裸眼管外封隔器、投球驱动压裂滑套、“P”压力驱动滑套、井筒隔间阀及引鞋等组成，结构如图4所示。

图4贝克·

休斯公司—FracPiontSystem分段压裂系统示用意

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，投球至井筒隔间阀，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下入工具出手，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，处置其他目的层；

压裂完成后，压裂系统直接作为生产管柱投入生产[4]。

国内水平井分段压裂技术研究现状

我国于20世纪80年代开始研究水平井的压裂增产改造技术，在水力裂痕的起裂、延伸，水平井压后产量预测，水力裂痕条数和裂痕几何尺寸的优化，分段压裂施工工艺技术与井下分隔工具等方面取得了必然进展，但整体来讲不配套、不完善，专门是水平井分段压裂改造工艺技术和井下分隔工具方面与实际生产需求还存在较大的差距，有待进一步加大投入人力、物力攻关研究。

分段压裂是水平井的关键配套技术之一，运用分段压裂可在较短时刻内一次性完成对多个储层的压裂，并最大限度地减少对储层的损害，达到多层合采提高单井产量、最大限度提高地质储量可动用程度的目的[5]。

目前，我国各油田采纳的水平井分段压裂技术要紧有：

持续油管分层压裂技术、水力滑套喷砂分层压裂术、投球打滑套分段压裂工艺技术和水平井裸眼分段压裂（包括酸压）技术等。

水力喷射分段压裂技术

水力喷射分段压裂是水力喷射和水力压裂的结合，它是把油管中的流体加压后经喷嘴喷射出来形成高速射流（喷嘴射流速度超过190m/s），使地层形成裂痕。

该技术的优势是可在需要改造的任意位置进行压裂，不需要下入隔离工具，大大减小了砂埋或砂卡的风险；

其缺点是环空需要泵注液体，关于高压气井需安装井口防喷器，压裂完成后需要起出管柱，再下入完井管柱进行投产[6]。

双卡上提压裂多段技术

利用双封隔器隔离，可实现一次多层压裂，先对井筒结尾进行压裂，上提管柱，依次压开后续井段。

该技术的优势是可对压裂层段实施准确信位，一次压开多段；

缺点是容易砂卡封隔器，造成井下故障。

分段环空压裂技术

利用单封隔器进行隔离，从井筒结尾开始，逐段封隔逐段压裂，实现分射分压。

该技术的优势是下井工具少，一旦显现砂卡，相较单封和双封压裂处置事故难度小，另外液体摩阻小，有利于提高排量；

缺点是对套管质量有必然阻碍，在深井中利用还需要改良与完善，且施工相对复杂，要求封隔器具有良好的密封性。

液体胶塞隔离分段压裂技术

水平井胶塞隔离分段压裂工艺是自井筒结尾开始，逐段封堵逐段压裂，在前一级压裂完成以后，对求产终止的井段进行填砂，替入超黏完井液，该完井液一旦就位就会胶凝成一种橡胶式的胶塞。

胶塞在试油压裂进程中只起临时封堵作用，可按时软化易于清除。

该技术的优势是幸免了下入井下作业工具砂卡带来的潜在风险；

缺点是与封隔器机械分隔相较，造缝点难以操纵，作业周期长，冲砂易造成储层损害，不适用于低渗致密气藏。

机械桥塞隔离分段压裂技术

利用桥塞进行隔离，逐段封堵逐段压裂，可实现双封分压，可是压后需要打捞桥塞，容易砂卡或砂埋。

长庆油田在苏里格气田苏东首口Φ井眼套管固井水平井采纳水力泵入式桥塞射孔分段压裂工艺，成功实现了15段压裂。

限流压裂技术

限流压裂技术的机理是，在压裂进程中，当压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时，会产生孔眼摩阻且随泵注排量的增大而增大，带动井底压力的上升，当井底压力超过量个压裂层段的破裂压力，即在每一个层段上压开裂痕。

该技术的优势是施工相对简单，周期短，一次施工即能够压开多条裂痕，利于油层爱惜。

缺点是该工艺受射孔孔眼回压阻碍较大，单条裂痕的操纵困难；

而且由于施工能力的限制，较长的水平井筒裂痕数量较多时，单条裂痕孔数较少，改造强度受阻碍；

各裂痕起裂和延伸不均衡，阻碍增产成效[7]。

从工艺上来讲，以上分段压裂的关键技术在于分段压裂工具及工艺方式，而且需要配备持续油管等持续冲砂设备，以达到施工改造的要求。

可是，上述井下工具目前还不能完全国产化，与国外相较存在较大差距。

本章小结

整体上来讲我国水平井分段压裂技术不完善、不配套。

现场应用体会较少，且许多技术问题。

专门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、水力裂痕优化设计、分段压裂工艺技术、分段压裂工具、压裂材料、水力裂痕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形进行高新、高能材料和精工制造方面的科技攻关，尽力形成具有自主知识产权的配套技术，争取在短时刻内提升我国水平井分段压裂技术水平。

3水平井分段压裂数值模拟方式

油藏数值模拟中，人工压裂痕的处置方式要紧分为两种：

网格加密法和近井模拟法（NearWellboreModule）。

可是由于近井模拟处置起来较繁琐，在模型中计算起来较慢且容易不收敛，因此目前人工裂痕的模拟主若是通过局部网格加密（LocalGridRefinemnt）的方式来完成。

局部网格加密的方式很多，有基于笛卡尔网格的加密方式，有基于非结构网格的加密方式，如PEBI网格加密[8]。

笛卡尔网格的加密法

笛卡尔网格的加密方式也分为两种，一种是运用不均匀加密网格（HXFIN），另一种是利用不均匀网格（DX）。

以往的研究说明，将裂痕所在的网格用“等效导流能力”法处置，在“缝宽”小于的情形下井的产量转变不大，该方式有效靠得住[9]。

在不均匀加密网格方式中，咱们设置的模型维数为110*40*10，DX=DY=DZ=5m，模型中心顺着X方向有一水平井生产。

咱们别离在X方向第10列、20列、30列、40列、50列、60列、70列、80列、90列、100列网格中别离进行不均匀加密，如此在每一列加密的网格中加密出一条宽的网格，咱们用这列宽的网格来模拟分段压裂的裂痕。

如此就形成一个长度为550m，等间距分段压裂了10段宽裂痕的水平井生产的模型（如图5）。

图5不均匀加密网格方式的三维模型

在不均匀网格方式中，咱们设置的模型维数为119×

41×

10，除X方向第10、2一、3二、43、54、6五、7六、87、9八、109个网格DX=外，其他的DX=5m。

所有的DY=DZ=5m。

如此也形成一个长度为550m，等间距分段压裂了10段宽的裂痕的水平井生产的模型（如图6）

图6不均匀网格方式的三维模型

模拟进程中，两种方式所用的大体参数都相同，参数取值如表2。

表2不均匀加密网格法与不均匀网格法模拟参数

参数

取值

油藏温度

℃

压力梯度

100m

平面方向渗透率

×

10-3μm2

裂缝渗透率

5000×

孔隙度

岩石压缩系数

10-5bars-1

地下原油粘度

·

s

原油API度

（地下）

原油压缩系数

10-4MPa-1

原油体积系数

两种方式均以定液（50t/d）方式生产，成效如图7-10。

图7不均匀加密网格的日产油图8不均匀加密网格的累产油

图9不均匀网格的日产油图10不均匀网格的累产油

能够看出：

（1）尽管两种方式都是比较经常使用的裂痕模拟方式，可是结果不同较大。

（2）不均匀加密网格方式中，水平井生产140d，日产油由50t/d缓慢递减至0t/d。

（3）不均匀网格方式中，水平井生产140d，前50天维持日产油50t/d不变，以后10d日产油迅速降至0t/d。

（4）两种方式尽管日产油不同，可是生产140d后的累产油相同都为2590m3。

PEBI网格加密法

该方式的要紧优势是网格灵活性很高,能专门好地刻画裂痕特性，如缝的长、宽、高及发育方向，实现网格与裂痕、裂痕与井筒之间的连接一致性。

运用PEBI网格加密法能够较好地刻画压裂井裂痕渗流特点，能够模拟不同方位裂痕特性，同时不受网格取向的阻碍，可用于全油田模拟[10]。

表皮因子法

表皮因子法是一种最简单的模拟油藏增产的方式，初期的数值模拟方式模拟油气藏增产都是基于井筒周围通过增加一个负表皮因子。

该方式的要紧缺点是没有考虑裂痕方位的阻碍，不能表征裂痕井的流动特性[11]。

直角网格加密法

为了刻画流体在细小的高渗裂痕中的流动，可通过在粗网格系统中进行近井周围网格加密后修改其渗透率来实现模拟水力裂痕的成效。

直角网格加密法的优势是可模拟三个方向（网格坐标轴方向），方式相对简单；

缺点是只能模拟两个方位的裂痕、网格等宽度,不能表征裂痕从射孔到端部的不同成效。

水平井分段压裂技术的应用日趋普遍，而在数值模拟中对水力压裂痕的处置却仍然是一个难点。

目前比较经常使用的方式仍然是通过网格的加密来等效处置裂痕，要紧有笛卡尔网格加密法和PEBI网格加密法。

另外，表皮因子法和直角网格加密法也有必然的应用[12]。

4水平井完井技术

早在上世纪六十年代，地处四川盆地磨溪构造的磨3井是国内最先的水平井，同时也使我国水平井完井技术位列世界第三位。

“十五”计划以后，石油钻井技术进展可谓突飞猛进，施工本钱也在慢慢的降低，尤其活着界原油价钱不断上涨趋势的带动下，使水平井完井技术得以迅速进展。

近几年，随着油气田开发向低渗透、超级规油气藏方向进展，水平井钻井技术在各油田均取得了普遍应用。

在水平井完井技术方面，已形成了如下技术：

筛管分段完井技术、水平井砾石充填防砂技术、鱼骨状水平分支井完井技术、膨胀管完井技术、套管射孔分段压裂完井、裸眼分段压裂完井。

[13-21]

筛管分段完井技术

由于层位的非均质性比较严峻，油水夹层、油水同层较多，给水平井分段完井制造了条件。

该技术确实是在水平筛管段下入管外封隔器，管外封隔器两头连接套管，通过内管封隔器在管外封隔器两头覆盖打压的方式，依次胀封水平段管外封隔器，达到水平段层间分隔的目的。

为后期采油作业、修井作业、增产方法提供条件。

与传统完井技术相较，此技术有如下优势：

（1）分段内管封隔器内径小于外层套管内径10mm，克服了传统皮碗封隔器过盲板位置刮坏的短处，能够重复胀封，保压成效稳固。

（2）分段管外封隔器采纳实体紧缩式管外封隔器，紧缩后的橡胶实体嵌入地层，提高了分段质量。

水平井砾石充填防砂技术

关于地层砂分选差、泥质含量高达20%以上的砂岩油藏，单一的滤砂管水平井防砂工艺已不能知足水平井长期高效开发的要求。

为此研制开发了水平井管内砾石充填防砂技术和水平井裸眼砾石充填防砂技术。

水平井砾石充填作为较先进的防砂方式之一在国外普遍应用。

成功油田最近几年来开展了该技术的研究与应用，要紧采纳周密复合滤砂管裸眼完井，管外进行逆向砾石充填的方案。

优化设计了集流爱惜罩及逆向充填装置，采纳三级锥形密封确保插入段密封成效，冲筛增阻器提高了水平井砾石充填密实度；

优选了胍胶携砂液、清洁携砂液，残留率低，返排率高；

优选轻质陶粒砂作为充填砂，幸免蒸汽碱蚀损害、减弱粉细砂渗滤堵塞。

目前已经在埕北701-平一、草109-平2井等5口井上进行了先导实验，取得了初步成效。

鱼骨状水平分支井完井技术

鱼骨状水平分支井具有最大限度地增加油藏泄油面积、充分利用上部主井眼、节约钻井费用等显著优势，达到提高油井产量和采收率的目的，成为高效开发油气藏的理想井型。

目前，国内这种井的完井方式［22］要紧包括主井眼裸眼、分支井眼裸眼和主井眼下筛管、分支井眼裸眼2种完井方式，主井眼与分支井眼没有机械连接，更没有密封，分支井眼容易坍塌、出砂，生产寿命短，一个分支井眼水淹往往致使全井水淹。

膨胀管完井技术

此技术应用了遇油遇水自膨胀封隔器，遇油遇水膨胀橡胶［23］具有较好的弹性和力学强度。

利用遇油遇水体积自动膨胀的特性制成自膨胀管外封隔器具有如下特点：

膨胀比高，能实现大直径井眼的封隔；

适合不规那么井眼，实现无间隙封隔；

自动膨胀，简化施工工艺，降低施工风险。

前后开展了遇油遇水橡胶膨胀实验、拉伸实验、封隔器承压能力实验等，成效较好。

此技术的有点在于：

（1）提高了固井质量。

井眼完成后先对其进行扩眼，幸免小间隙造成的固井作业困难。

（2）膨胀管完井的井眼内径达到~108mm，有效扩大了生产套管内径。

（3）完井套管与原井套管重叠段具有悬挂及密封双重功能。

（4）易于射孔、测试、修井等作业和生产治理等。

套管射孔分段压裂完井技术

套管射孔完井已成为碎屑岩完井的一种要紧方式，但由于塔河油田碎屑岩油藏属于大底水、严峻非均质油藏，在进行射孔完井设计时必需进行射孔优化。

以AT9－7H井为例，从油藏描述动身，在设计射孔分段的基础上，设计了3种分段变密度射孔方案，3种方案或偏重产能最大、或偏重降水成效最正确、或产能与降水二者兼顾。

3种方案为该井前期出水操纵和后期出水方法制定提供依据。

裸眼分段压裂完井技术

水平井完井是提高产量最有效的完井方式。

从趾部到跟部，原油在流动进程中会显现压力损失，从而致使了不均衡的生产压降，跟部的生产压降较大，趾部的生产压降较小，最终致使了水/气锥在裸眼跟部提早显现［24］。

实践证明，采纳带节流操纵设备（ICD）的完井管柱完井能够均衡整个裸眼段的产量，进而延缓水/气锥现象的显现

水平井分段压裂技术是伴随着页岩气、致密气、致密油等超级规油气的开发而进展起来的一项工程技术。

近几年随着超级规油气开发规模的日趋扩大，水平井占新钻井数的比例愈来愈大，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、吉林成功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，水平井压裂段数愈来愈多，平均压裂段数已经从2020年的5～10段增加到目前的20段以上。

与此同时，针对不同油气藏的水平井分段压裂完井技术也取得了快速进展，已成为油气开采的核心技术体系之一。

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