水平井分段压裂技术二〇〇九年四月二十一日
一、立项背景
大庆外围储层渗透率低、丰度低、厚度薄、直井开发效益低或无效益，水平井是解决外围低渗透油田多井低产、实现高效开发的重要手段。但由于储层物性差，大部分水平井必须压裂才能达到产能。大庆油田在“八五”期间就开展过水平井笼统压裂试验，但水平井笼统压裂存在针对性差、部分层压不开及小层改造规模难以控制等问题（见图1），为提高压裂针对性和压裂效果，急需开展分段控制压裂技术攻关。
但水平井分段压裂是一项世界级难题，主要存在以下技术难点:
一是水平井井眼轨迹复杂，最大曲率达到17°/25m，多为阶梯式、波浪形，压裂管柱起下困难，砂卡几率大，施工风险高；
二是水平段长（500-700m）、压裂层段多，非均质性较严重，裂缝起裂、延伸复杂，压裂设计及现场控制难度大。
2005年在州78-平67井，采用常规分段压裂工具实施不加砂压裂进行了探索性试验，压后管柱拔不动，上修井作业后发现封隔器胶筒破损，从而证实了水平井分段压裂确实存在较大风险。
因此，水平井分段控制压裂技术已成为制约水平井大面积开发应用的瓶颈技术，急需研究、攻关。
图1 南246-平309井井温测试解释结果
二、主要创新点及解决的关键技术
通过研究、攻关，该项目主要取得以下三方面技术创新：
创新点1：研究了安全、高效、耐磨蚀双封单卡分段压裂管柱，形成了分段控制压裂主体工艺。
工艺管柱主要由安全接头、水力锚、K344-110封隔器、导压喷砂器、扶正器，导向死堵组成。该工艺通过双封隔器单卡目的层段，层层上提完成多段分层压裂施工，具有针对性强、安全性高、加砂量大、施工效率高等特点，工艺管柱主要取得四项关键技术的突破。
关键技术1：研制小直径封隔器，不断提高耐温、耐压指标。
⑴封隔器整体结构设计
考虑到工具在水平井中的密封状态较直井有较大差异，管柱设计时上下封隔器工具外径为φ110mm，由于小直径封隔器密封φ124mm套管，扩张比大，径向尺寸缩小8%，扩张比由1.1增大至1.2，承压性能降低70％，无法实现多段施工。
表1 胶筒扩张比对比表
⑵胶筒结构设计
经过有限元分析，胶筒内的最大应力发生在肩部附近，是其它部分应力的3.0～3.6倍，在对扩张胶筒结构设计时，重点对肩部进行优化设计，以提高其承压性能，降低残余变形。
胶筒布线采取钢丝连线和尼龙连线加强设计（专利产品），在两层尼龙线之间增加钢丝帘线层，降低胶筒残余变形；优化钢丝帘线角度，经过试验，15°帘线角变形最小；均匀分布钢丝帘线张力，全部为5Kg，确保受力均匀，缩小两端金属紧固件间隙，避免钢丝锁紧后移位。
⑶胶料配方优选
研制出了HNBR、NBR、二价盐改性、高弹性炭黑增强的共混纳米胶筒，其物理性能大幅度提高，（炭黑颗粒小于100纳米，二价盐粒径小于20纳米）属纳米材料，纳米颗粒分布更加均匀，增加了橡胶的密度；在受力后，受力后有效地阻止了导致胶筒损坏的大裂纹产生和抵制了高温油的渗透能力。
经过与协作厂家多次攻关改进，k344工具的胶筒指标由初期的70℃、40MPa 提高到90℃、50MPa，150℃、50MPa，残余变形由20%降低至5.0％以内，满足了大庆外围葡萄花油层、扶余油层压裂需要。油浸试验情况见表2。
表2 KZ105-9-50胶筒油浸试验表
关键技术2：设计防卡、解卡管柱结构，降低风险。
由于水平井井身结构的特殊性，卡距内存砂极易导致卡死压裂管柱，因此，水平井压裂管柱的防卡、解卡工艺设计成为降低施工风险、提高压裂成功率的技术关键。
⑴防砂卡工艺设计 ①管柱起下安全设计
对于水平井，自造斜点开始，井身的造斜程度逐渐增大，井身曲率半径较小。因此，在某一尺寸的套管内，如果井下工具的径向尺寸或轴向尺寸设计不当，便会在井身曲率半径最小处出现中途卡钻遇阻的情况。设全井井身最小曲率半径为R ，该处套管内径为D ，井下工具管串最大刚性外径为d ，则可求该处允许通过的井下工具最大长度L 。
允许通过的井下工具管串最大长度为
22)2/()2/(2d D R D R L +--+=
式中：R ——全井井身最小曲率半径； D ——井身最小曲率半径处的套管内径； d ——井下工具管串最大刚性外径。
在设计工具时，可以根据井身情况，用公式求出井身最小曲率半径最小处允许通过的井下工具最大长度，以预测是否会发生中途遇卡，防止事故发生。
用这种方法计算水平井允许通过的井下工具最大总长 (见表3)：
表3 水平井造斜段通过的井下工具最大总长
根据计算结果，能通过的Ф110mm+Ф116井下工具总长2.81米，实际设计管窜最大长度小于2.5m，所以能够通过造斜段（设计工具尺寸见表4）。
②喷砂器位置优化设计
导压喷砂器具有冲砂反洗功能，与下封隔器直接相连，喷砂口与下封隔器距离缩短至20cm，以减少封隔器上端沉砂；一旦砂卡，通过边冲砂边上提管柱，达到安全起下管柱的目的。
⑵解卡工艺设计
在解卡工具设计上，设计了投球液压丢手安全接头，为后续的解卡、打捞留有通道，如果管柱无法解卡，可在井口投球，地面打压脱开安全接头，将安全接头以上管柱起出。
为保证解卡打捞工具顺利进入脱卡接头，在脱卡接头下面连接导流扶正器，保证丢手后工具居中，利用专用解卡、打捞、磨铣工艺进行后续处理。
应用上述工艺现场施工75口井，成功率达到97.3%，有2口井因套管变形遇卡后顺利实现丢手。
⑵低摩阻支撑剂试验
为验证大砂量施工对喷砂器磨损情况，进行了加陶粒和覆磨砂对比试验（见表5），结果表明：加覆磨砂管柱比加陶粒磨损小，实现了大砂量安全施工。2008年在朝85-葡平33井一趟管柱压裂4段，加覆膜砂达到115m3。2009年在南267-平342井一趟管柱压裂5段，加覆膜砂达到130m3。
柱一天可压裂5段，3天完成9段/2趟（哈里伯顿公司水力喷砂压裂8天完成4段）。
一趟管柱压5段试验表
2009年在朝100-葡平35井一趟管柱在2天内最多压裂8段，在国内现有水平井分段压裂工艺中施工效率最高。
图4 南212-平327井升降排量施工曲线
三、应用效果及经济效益
1、应用效果
到2008年底，油田共投产水平井166口，其中压裂施工108口，占当前投产水平井数的65%。压裂的108口井中，双封单卡分段压裂工艺完成75口，占69%；限流压裂工艺完成26口井，占24%；机械桥塞压裂工艺完成4口，占4%；液体胶塞压裂工艺完成3口，占3%；其中双封单卡分段压裂75口井357层，工艺成功率97.3％，方案符合率92.3%，已成为大庆油田低渗透水平井改造的主体工艺技术。
压裂水平井投产初期日产油12.8吨/日，是周围直井5.7倍；目前日产油7.0吨/日，是直井3.7倍，目前累计产油31.72万吨，其中2003年压裂的肇57-平33井累计产油量已超过2.4万吨。肇州油田目前压裂投产水平井45口，占油井总数1.8%，日产油量444吨，占肇州油田日产油量11.4%。
2、经济效益
统计108口压裂井，目前累计产油31.72万吨，按每吨原油单价3921元、吨油成本721元、单井压裂成本250万元计算，则累计增油创经济效益：
31.72×104×（3921-721）-108×250×104=74504万元
此外，通过裂缝形态监测、压穿泥岩试验，证实薄互层水平井压裂改造能够沟通未钻遇储层，不仅提高了水平井产量，还可提高单井储量动用程度。统计肇州油田44口普通射孔投产水平井、30口压裂投产水平井，水平井压裂平均单井增加动用储量达1.6万吨，使直井开发无效和低效的2108.1万吨难采储量得以有效动用（见表10）。
表10 外围油田水平井压裂开发储量动用情况统计表
通过攻关、研究，该项目形成以双封单卡分段控制压裂工艺为主，机械桥塞、液体胶塞和（段内）限流压裂工艺为辅的水平井压裂技术系列及优化设计和诊断控制方法，可满足葡萄花和扶余储层水平井增产改造的需要。
水平井分段控制压裂可明显提高水平井单井产量和动用储量，为大庆低渗透油田水平井高效开发和4000万吨持续稳产提供了技术支撑，预计今后年应用在40口井以上，在国内各低渗透油田具有广泛的推广前景。
延长油田低渗透油藏压裂改造建议 美国必捷油田服务有限公司 2010 年3 月 17 日
延长油田低渗透油藏压裂改造建议 延长油田主要发育有三叠系延长组低渗油藏和侏罗系延安组岩性-构造油藏. 主要开发层系为长2、长4+5、长6、长8 和延7、延8。其油藏埋藏深度跨度大，从100 多米到3000 米不等，但大部分储层埋藏浅，低孔、低渗、低压是其最大的特点，其储层孔隙度一般为8-15%，渗透率0.1-1MD，地层压力系数在0.9 左左。压裂是低渗储层实现高效开发最有效的途径之一，压裂也是延长油田最主要的储层改造措施，其95%以上的油井和储层均需要压裂后才能投产，压裂措施后的产液量和产油量与国内其他油田相比仍偏低。这主要是因为延长油田储层渗透率很低，不利于油气的流动与产出，这样的储层是需要通过造长缝，扩大泄流面积来提高产量的，但延长油田的多个井区，井网密度大，不能进行大规模的压裂，这限制了泄油面积的扩大和产量的提高；延长油田地层杨氏模量大，储层硬度高，不利于高砂比的加砂施工，这在一定程度上限制了裂缝导流能力的提高；此外延长油田压裂还存在着压裂液返排不彻底，低温井压裂液破胶困难，残渣含量高等问题，以上的这些不利因素都是造成延长油田单井产液量和产油量偏低的原因。基于延长油田的地质特点及压裂措施中存在的问题，我们对延长油田压裂措施改造有如下建议： 1、开展超轻支撑剂部分铺置压裂技术试验 在泵注过程中，常规支撑剂由于其比重比携砂液大许多，支撑剂在离开井筒后会快速下沉到裂缝底部，这会使很多支撑剂下沉到不需支撑的泥岩等非储层中，而减少了产层的支撑宽度和长度，从而在很大程度大影响了压后产量。超轻支撑剂的比重很轻，它在携砂液中不易下沉，在整个裂缝范围内都能均匀分布，这使得在产层内的支撑裂缝更长，且支撑剂分布均匀，有利于提高裂缝导流能力和油气的产出。同时由于超轻支撑剂比重小，可以使用盐水或减阻水作携砂液进行压裂施工，使用清水进行压裂在很大程度上降低了对地层的伤害，提高了裂缝的导流能力，因为不使用胍胶，就没有破胶不彻底和残渣的问题。另一方面，清水的粘度很低，这有利
重复压裂技术及选井选层的原则 摘要：给出了目前国内外实施的重复压裂三种方式，分析了影响重复压裂效果的因素，确定了重复压裂选井选层的原则。同时对重复压裂技术综合评价提出了认识，即重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，重复压裂可能产生新的水力裂缝和重新优选压裂材料；对于致密气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度，对于高渗透性气藏，则应提高裂缝的导流能力。重复压裂技术是改造失效井和产量已处于经济生产线以下的压裂井的有效措施。 关键词：重复压裂机理；压裂主要方式 重复压裂是指在同一口井进行两次或两次以上的压裂。这主要是压裂后随着生产时间的延长，导致油(气) 产能在一段时间后下降，或者是该井压裂后经过一段时间，又发现了其它层位上有更大的开发潜力，于是又对其进行压裂。通过部分重复压裂井初次压裂瞬时停泵和重复压裂瞬时停泵所测，初次压裂施工瞬时停泵压力普遍高于重复压裂时的瞬时停泵压力，即重复压裂的破裂压力要低于初次压裂的破裂压力，分析可能是由于重复压裂裂缝重合于初次压裂裂缝所致。由于初次压裂岩石的抗张强度要高于重复压裂时岩石的抗张强度，因此，重复压裂时的破裂压力要低于初次压裂时的破裂压力。 1国内外实施的重复压裂主要方式 （1）层内压出新裂缝。由于厚油层在纵向上的非均质性，油层内见效程度不同，层内矛盾突出而影响开发效果。可以通过补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂、或者压裂同井新层等措施改善出油剖面，从而取得很好的效果。 （2）延伸原有裂缝。油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，引起原有压裂裂缝失效。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。 （3）改向重复压裂。油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。 2影响重复压裂效果的因素 （1）油层具有足够能量时重复压裂时机最好，重复压裂效果具有区域性，微裂缝发育但物性相对较差，因注水见效程度低，油井储层能量普遍不足，压裂效果不理想。重复压裂效果不理想的主要原因是地层能量不足。结果重复压裂无效。另外，部分重复压裂低效井，随注水方案调整产量明显回升；重复压裂效果明显的井，一般都是重复压裂和注水见效双重作用的结果。为此，原则上重复压裂措施应选择地层具有足够能量(一般应达到原始地层压力的80%以上)或经注采方案调整后地层能量有回升趋势的井层。
水平井压裂起裂规律研究现状X 冯彦田,王继波,胥元刚 (西安石油大学石油工程学院,陕西西安 710065) 摘 要:介绍了国内外在水平井压裂裂缝起裂规律的研究进展,主要包括运用解析法和有限元法两种不同方法,研究了水平井井筒周围地应力分布对裂缝起裂的影响,破裂压力及起裂方位,指出了目前研究中的不足,并对未来的研究方向进行了分析和展望。 关键词:水平井压裂;地应力;破裂压力;起裂方位;研究现状 水力压裂油气井是增产的一项重要技术,利用地面的高压泵组将高粘度液体泵入井中,当目的层段的液体压力超过一定值后,岩石破裂,随着支撑剂的运移和沉降,逐渐形成一条高渗的填砂裂缝。水平井压裂与常规直井压裂相比,水平井本身所具有的特殊性和复杂性,钻遇地层情况复杂。因此,水平井压裂起裂与直井压裂起裂有很大的区别:水平井压裂裂缝的起裂与井筒周围的应力分布、射孔、完井方式、井筒压力以及天然裂缝都密切相关。 众所周知,水平井压裂方面的相关研究在国外一些发达的产油国得到了较早、较全面的认识、研究;而我国在近十年对水平井的开发利用以及压裂方面也做了很多工作并取得了可喜的成绩。自从Gig er[1]首次提出水平井水力压裂的概念以来,水平井水力压裂的发展已经得到了广泛的认识和深刻的研究。从那时开始,伴随着水平井技术的不断发展以及在水平井施工过程中各种外来因素的影响和地质构造方面复杂性、多变性的存在,为了提高水平井压裂的成功率,在进行水平井压裂设计时必须考虑各种因素的综合影响——如钻井、射孔后原始地应力在井筒以及孔眼周围的重新分布;起裂条件的分析以及起裂压力的计算以及裂缝的起裂形态研究等。因此,对于水平井压裂裂缝起裂规律的研究分析无疑是后续工作的基础又是水平井压裂成功的关键。1 地应力分布模型的发展现状 在地应力场的研究方面,已经有许多学者专家做了大量的研究工作:M.M.Hossain[2]给出了斜井井筒应力分布的计算模型,并运用叠加原理在斜井周围应力分布的数学模型下经推导得出了柱坐标系下水平井井筒水平段任意一点处的应力分布;余雄鹰[3]等根据Yew[17]改进的坐标系统,利用三维弹性力学建立了斜井井筒应力分布模型;陈勉等[4]考虑到岩石介质孔隙压力、压裂液渗流效应及作业条件对裂缝起裂的影响,利用多孔弹性理论,采用叠加原理建立了斜井井筒周围的应力分布;程远方等[5]假设岩石是小变形多孔弹性体,利用叠加原理并考虑到钻井液渗流效应,建立了井眼围岩应力分布规律;徐严波[6]考虑了地层温度变化产生的热应力的影响,建立了新的水平井筒周围应力分布的数学模型;王培义等[7]初步研究了水平井水力压裂机理,建立了水平井井眼的应力分布模型;刘翔[8]运用解析方法研究了射孔后孔眼围岩的地应力分布;而胡永全等[9]首次将射孔井套管和岩石化为两种不同性质的材料,按线弹性有限元方法计算近井地带应力场。 2 地应力对裂缝起裂的影响 从上面的研究情况可以看出:研究地应力分布时考虑的因素在逐渐增多,运用的方法更加成熟、完善,这为研究地应力对裂缝起裂的影响提供了基础。Skoczylas F等[10]的研究结果表明,裂缝起裂时受到井壁围岩应力集中的影响,将在垂直于局部最小主应力的方向破裂;而在井壁应力集中区以外,裂缝主要受主应力场控制;Z.Chen等[11]通过具体实例计算研究了水平井井轴与最大水平主应力之间的夹角对裂缝起裂的影响:得出当井眼轴向与最大水平主应力平行时,裂缝起裂压力最小,井眼轴向与最大水平主应力垂直时,裂缝起裂压力最大的结论;金衍、陈勉等[12]根据地层地应力状态及天然裂缝的产状,建立了裂缝性地层斜井水力裂缝3种起裂方式下起裂压力的计算模型,提出了水力裂缝起裂方式和起裂压力的判别方法,现场实例表明:该模型能成功地解释天然裂缝性地层的破裂压力;付永强等[13]基于线弹性断裂力学结合岩石的抗拉破坏准则(C.H. X收稿日期:2009-06-23 作者简介:冯彦田,现为西安石油大学油气田开发工程专业工程硕士,主要从事采油气工程理论与技术方面的研究工作。
关于水平井分段压裂的研究及探讨 【摘要】能源作为现代社会的稀缺资源，直接影响着人们的生产生活，对能源的开发也是极为重要的工程。在石油储存量较小且渗透性较差的油田内，水平井是较为有效的开发方式。如果遇到油气层渗流阻力较大、渗透率极低的情况，则需要将其压开数量不等的裂缝，加强油气的渗透性及减少渗流阻力。本文简单阐述了水平井分段压力技术的原理，各种类型的分段压裂技术，包括封隔器分段压裂、段塞分段压裂、封隔器配合滑套喷砂器分段压裂、水力喷射分段压裂、TAP 分段压裂技术等，为从事能源行业的人员提供一定的技术参考。 【关键词】水平井分段压裂技术研究 由于各个油田的地质情况不一样，在开发的过程中许多特殊情况，如低渗透油气藏、稠油油气藏、储量较小、渗透阻力大等情况，需要采用水平井，其优势在于生产效率高、泄油面积大、储量的动用度较高。为了达到进一步提高水平井的产量，需要对水平井进行压裂，从而形成数量较多的裂缝，提高油气的产量，提升生产效率，但是由于水平井的跨度较大，要达到理想的压裂效果要求分段工具具有性能良好、体积合适、操作性强等特征，才能有效的提高单位油井的油气产量，实现经济效益及资源的充分开发[1]。 1 水平井分段压裂工艺的基本原理 水平井压裂后，其裂缝的形状、性能均有所区别，主要和水平井筒轴线方向及地层的主要应力的方向有着较为密切的关系。该项工艺能够提高产量的原理为压裂使石油的渗流方式发生了改变。进行压裂处理之前，石油的径向流流线主要处于井底的位置，渗透受到较大的阻力，压裂完成后，径向流流线与裂缝壁面呈平行关系，渗流受到的阻力较小。裂缝的主要形态有以下几种：①横向裂缝：当水平井筒和主要应力的方向为呈垂直关系时，即会形成横向裂缝；②纵向裂缝：当水平井筒与主要应力的方向呈平行关系时，即会形成纵向裂缝；③扭曲裂缝：当水平井筒和主要应力有一定的角度时，即会构成扭曲裂缝。压裂后形成的横向裂缝适用于渗透性较差储藏层，其可以明显的促进油井改造。而渗透性好、裂缝性的储藏层则需要利用纵向裂缝来提升改造效果[2]。 2 各种类型的分段压裂工艺2.1 段塞分段压裂 段塞分段压裂工艺是在水平井施工进入尾声时，采用年度较高的物质植入井筒中，使之形成堵塞现象，在利用其它材料，如浓度较高的支撑剂、填砂液体胶塞或者超粘完井液等，进行填充性裂缝。该工艺的优势在于对于工具的要求较低，不需要特殊工具即可以安全设计方案进行施工活动，但是其缺陷在于施工时间较长，在进行冲胶塞施工时容易出现损伤，且由于胶塞强度的限制，在深度较大的水平井中不能达到理想的封隔效果，因此逐渐被新的分段压裂技术所取代[3]。 2.2 TAP分段压裂工艺
水平井分段压裂技术总结 百度最近发表了一篇名为《水平井分段压裂技术总结》的范文，这里给大家转摘到百度。 篇一：水平井分段压裂技术及其应用水平井分段压裂技术及其应用摘要：水平井分段压裂工艺技术为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量了技术支持。 本文从我国水平井分段压裂技术的发展现状入手，以应用最为广泛的裸眼水平井封隔器分级压裂技术为重点，以该技术在长庆油田苏里格气田苏区块的现场应用为例，对水平井压裂技术及其现场应用情况进行了分析与总结。 关键词：水平井分段压裂封隔器苏里格气田水平井因其具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优势，在薄储层、低渗透、稠油油气藏及小储量的边际油气藏等的开发上表现出了突出的优势，成为提高油气井产量和提升油田勘探综合效益的重要手段之一，近年来在我国得到了快速的发展。 然而在低渗透油藏开采中因其渗透率较低、渗透阻力大、连通性较差，导致水平井单井产量也难以提升，难以满足经济开发的要求，水平井增产改造的问题便摆在了工程技术人员的面前。 而水平井分段压裂工艺技术的推广应用为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量了技术支持。 一、我国水平井分段压裂技术现状我国的水平井分段压裂技术及
配套工具的研究起步较晚，国内三大石油公司对于水平井分段压裂技术开展广泛的研究开始与十一五期间，近几年得到了大力的推广应用。 目前国内应用规模较大的水平井分段压裂技术主要包括以下三种：裸眼封隔器分段压裂技术。 年我国在四川广安--井第一次实施了裸眼封隔器分段压裂试验，范文当时是由的技术。 目前该技术在我国的现场应用仍然以国外技术为主，主要采用由、、等公司的装置系统，我国应用总规模约～口，占去了水平井分段压力工艺实施的/左右，分段数最多达到段。 我国在该技术方面上处于研发和现场试验阶段，现场试验分段数能达到段，所采用的压裂材质、加工工艺等方面和国外相比还有一定差距。 水平井水力喷射分段压裂技术。 年，首先由提出了水力喷射压裂工艺方法，并将其应用于水平井压裂。 我国于年在长庆油田引进配套技术，首次成功的完成了靖平井的分段压裂。 目前该技术在我国大部分油田都得到了广泛的现场试验和应用，总实施口数达到口以上，分段数在段以内。 套管完井封隔器分段压裂技术。 该技术在我国应用和研发的规模较大，最全面的范文写作网站且
水平井分段压裂技术总结 篇一：水平井分段压裂技术及其应用 水平井分段压裂技术及其应用 摘要：水平井分段压裂工艺技术为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。本文从我国水平井分段压裂技术的发展现状入手，以应用最为广泛的裸眼水平井封隔器分级压裂技术为重点，以该技术在长庆油田苏里格气田苏75区块的现场应用为例，对水平井压裂技术及其现场应用情况进行了分析与总结。 关键词：水平井分段压裂封隔器苏里格气田 水平井因其具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优势，在薄储层、低渗透、稠油油气藏及小储量的边际油气藏等的开发上表现出了突出的优势，成为提高油气井产量和提升油田勘探综合效益的重要手段之一，近年来在我国得到了快速的发展。然而在低渗透油藏开采中因其渗透率较低、渗透阻力大、连通性较差，导致水平井单井产量也难以提升，难以满足经济开发的要求，水平井增产改造的问题便摆在了工程技术人员的面前。而水平井分段压裂工艺技术的推广应用为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。 一、我国水平井分段压裂技术现状 我国的水平井分段压裂技术及配套工具的研究起步较晚，国内三大石
油公司对于水平井分段压裂技术开展广泛的研究开始与“十一五”期间，近几年得到了大力的推广应用。目前国内应用规模较大的水平井分段压裂技术主要包括以下三种： 1.裸眼封隔器分段压裂技术。20XX年我国在四川广安002-H1-2井第一次实施了裸眼封隔器分段压裂试验，当时是由Schlumberger提供的技术。目前该技术在我国的现场应用仍然以国外技术为主，主要采用由BakerHughes、weatherford、Packersplus等公司提供的装置系统，我国应用总规模约300～500口，占去了水平井分段压力工艺实施的1/3左右，分段数最多达到20段。我国在该技术方面上处于研发和现场试验阶段，现场试验分段数能达到10段，所采用的压裂材质、加工工艺等方面和国外相比还有一定差距。 2.水平井水力喷射分段压裂技术。1998年，首先由Surjaatmadja提出了水力喷射压裂工艺方法，并将其应用于水平井压裂。我国于20XX 年在长庆油田引进Halliburton配套技术，首次成功的完成了靖平1井的分段压裂。目前该技术在我国大部分油田都得到了广泛的现场试验和应用，总实施口数达到200口以上，分段数在10段以内。 3.套管完井封隔器分段压裂技术。该技术在我国应用和研发的规模较大，且技术以区域成熟，尤其是在中石油吉林油田国内研发和应用规模较大。此外应用较为广泛的还有：吉林油田的油套两段压裂技术、大庆油田实施的双封单卡拖动 篇二：国内外水平井分段压裂技术研究 国内外水平井分段压裂技术进展
[收稿日期]2010 07 02 [基金项目]国家油气重大专项(2008ZX05006 005 002)。 [作者简介]曾凡辉(1981 ),男,2004年大学毕业,博士,讲师,现主要从事压裂酸化理论与现场应用研究工作。 水平井压裂工艺现状及发展趋势 曾凡辉 (西南石油大学地质资源与地质工程博士后科研流动站,四川成都610500) 郭建春,苟 波 (西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500) 袁 伟 (塔里木油田分公司开发事业部油藏工程部,新疆库尔勒841000) [摘要]水平井是薄、低渗透以及小储量边际油气藏开发的有效方式。对于渗透率极低、渗流阻力大、连 通性差的油气藏,往往压开多条裂缝来增加油气渗流能力。水平井段跨度大,压裂时如何实现各段间的 有效封隔,是保证水平井改造有效性需要考虑的重要方面。广泛调研了国内外水平井现有压裂工艺,对 限流法、封隔器分段、封隔器+滑套分段、水力喷射分段、不动管柱滑套式水力喷射分段压裂工艺的特 点、适应性及关键问题进行了讨论,并列举了相关应用实例。针对不同的水平井完井情况,推荐了相适 应的分段压裂改造工艺,对以后水平井压裂改造工艺的选择具有借鉴意义。 [关键词]水平井;压裂;分段压裂;工艺现状;适应性 [中图分类号]T E357 1[文献标识码]A [文章编号]1000 9752(2010)06 0294 05 水平井在开发油气藏过程中具有泄油面积大、单井产量高、储量动用程度高等优点,它是薄储层、低渗透、稠油油气藏以及小储量边际油气藏的有效开发方式。为了进一步提高开采效果,往往需要采取水力压裂工艺对水平井压裂形成多条裂缝增加油气井产量。水平井分段压裂改造的难点在于水平段跨度大,为了实现各改造段间有效封隔,要求分段工具能够 下得去、封得住、取得出 。为此,笔者广泛调研了目前各种水平井分段压裂改造的工艺现状,分析了各种工艺的优缺点,对分段工艺的发展进行了展望,对以后水平井分段压裂工艺的选择具有指导意义。 1 水平井压裂增产机理 水平井压裂后的裂缝形态主要取决于水平井筒轴线方向与地层最大主应力方向的关系。水平井压裂后裂缝形态主要有3种:水平井筒与最大主应力方向平行,形成纵向裂缝;水平井筒与最大主应力方向垂直,形成横向裂缝;水平井筒与最大主应力方向有一定的夹角,形成扭曲裂缝[1]。水平井压裂的增产机理在于压裂改变了渗流模式:压裂前的径向流流线在井底高度集中,井底渗流阻力大;压裂后的流线平行于裂缝壁面,其渗流阻力相对小很多。高渗透、裂缝性储层水平井压裂后形成纵向裂缝有利于提高改造效果,低渗透储层水平井压裂形成横向裂缝对改造有利[2]。 2 水平井压裂工艺现状 为了充分利用水平井开发低渗透油气藏,水平井的压裂施工一般是沿着水平井筒压开多条裂缝。与单裂缝压裂工艺相比,需要解决压开多条裂缝的有效隔离问题。目前压开多裂缝的技术主要有限流法压裂和分段压裂两类。 2 1 限流法压裂 采用套管作为压裂管柱,在低密度布孔前提下,压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时会产生摩阻, 294 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2010年12月 第32卷 第6期 Journal of Oil and Gas Technology (J JPI) Dec 2010 Vol 32 No 6
水平井分段压裂改造技术现状与展望 发表时间：2018-01-29T11:05:30.553Z 来源：《科技新时代》2017年12期作者：刘学伟 [导读] 摘要:水平井作为一种有效提高油气产量的重要方法，在油气田开发中扮演着越来越重要的角色，特别在“低压力低渗透率、低丰度”三低油气藏。本文主要对目前国内水平井压裂改造技术现状进行探讨。 摘要:水平井作为一种有效提高油气产量的重要方法，在油气田开发中扮演着越来越重要的角色，特别在“低压力低渗透率、低丰度”三低油气藏。本文主要对目前国内水平井压裂改造技术现状进行探讨。 关键词: 水平井分段压裂展望 近年来随着各大油气田不断开发，油气藏综合开发难度逐渐增大，低渗透、超低渗透、致密油气藏等非常规油气藏开发面临难题突显，而制约超低渗、致密油气田等经济有效开发的关键技术就是储层改造技术的突破，实现油气藏纵横剖面有效动用，提高单井产量。 1水平井压裂技术现状 1.1双封单卡上提管柱压裂技术 该技术首先将待压裂改造层段一次性分段射孔，压裂管柱由双封隔器中间夹一导压喷砂器构成，在压裂过程中利用导压喷砂器的节流压差进行压裂，通过压裂一层上提一次管柱完成多段压裂。双封单卡上提管柱压裂技术虽然压裂目的性强，操作简单，单层改造效果彻底，但是根据实际施工过程中，该技术出现砂卡概率较高，而且一旦出现砂卡不宜解卡，同时因多段压裂过程中封隔器反复坐封、解封，导致封隔器胶筒易破裂失效，从而经常起下钻具延长施工周期。该技术有待完善。 1.2可钻式复合桥塞分段压裂技术 利用可钻式复合桥塞进行分级改造，通过连续油管或电缆下入桥塞和射孔枪，爆炸射孔后取出电缆或连续油管，通过套管泵注。该技术适合于套管完井的分级改造，由于第一段没有泵送通道，多采用爬行器或连续油管带桥塞和射孔枪下入。改造完毕后钻磨桥塞，即可多层返排、合采。该技术施工周期较长，地层伤害较大。 1.3投球打滑套分段压裂技术 投球打滑套压裂技术首先将待压裂改造层段一次性分段射孔，起出射孔枪后，下入带有滑套分压工艺管柱工具串到达设计位置，压裂第一段完成后，投放与滑套尺寸相匹配的钢球，油管液体加压，打断销钉打开滑套，坐封封隔器，施工上层，逐级完成施工。该技术可实现连续压裂施工，缩短施工周期，施工效率较高，但是，因井下工具串较复杂，发生砂卡解卡较难。 1.4 TAPI阅完井分段压裂技术 该技术是一种新型无级差套管滑套分段压裂技术。在下入油层套管时在套管上连接多个特殊滑套，每一个滑套都正对目标产层。固井后，采用射孔或爆破阀打开最底部压裂滑套，完成第一段的压裂。第一段压裂结束后，从井口投入飞镖打开上面一段的压裂滑套，同时对已施工的第一段进行封闭，压裂第二段。重复此施工步骤直至所有施工段压裂结束。待所有压裂施工结束后，采用连续油管对TAP阀进行磨铣，恢复全井筒畅通。该技术具有压裂级数不受限制，可以恢复全尺寸井筒，施工流程简单，施工效率较高，在生产后期可以利用连续油管对滑套进行选择性关闭等特点。 2水平井压裂技术发展趋势 近年伴随着油气田资源开发规模逐渐加大，从目前面临“三低”的油气藏即将转战致密油气田、页岩气等油气田开发，油气藏综合开发难度逐渐增大，低渗透、超低渗透、致密油气藏等非常规油气藏开发面临难题突显，而制约超低渗、致密油气田等经济有效开发的关键技术就是储层改造技术的突破，实现油气藏纵横剖面有效动用，提高单井产量。 2.1水平井低伤害清洁压裂液体系 目前，随着地层开发难度逐渐增大，地层越来越敏感，与此同时水平井压裂技术日新月异，但是与之相配套的低伤害压裂液体系米能及时跟进。为实现这一目标，相关领域应加强对水平井低伤害清洁压裂液性能研究，配套完善的水平井压裂液体系。 2.2水平井段内多裂缝压裂技术 当前，油气田开发渗透率逐渐降低，增加改造体积充分动用储层储量，增大泄流面积，提高单井产量迫在眉睫。通过水平井段内开始多裂缝可实现储层整体的动用程度，实现水平井水平段体积化改造模式，从而提高水平井动用储量。 2.3连续油管水力喷射射孔环空压裂技术 该技术可以部分解决可钻式复合桥塞分段压裂技术出现的不足之处，作为其补充，与其配合使用。连续油管水力喷射射孔环空压裂技术已经在各大气田得到了广泛的应用，取得较好效果。 3结束语 1)水平井压裂改造技术的突破，才能有效动用控制储量，提高单井产量，最终实现油气田经济有效开发。 2)裸眼封隔器分段压裂技术和水力喷射分段压裂技术为现阶段各大油气水平井主体分段改造技术，已经推广应用，其他分段压裂技术作为其必要补充，也将发挥重要作用。 3)进一步开展水平井分段压裂改造工艺技术适应性研究，完善水平井分段压裂工艺。 参考文献: [1] 刘翔鹊，刘尚奇.国外水平井技术应用论文集[M}北京.石油工业出版社， 2001. 作者简介：刘学伟，男，出生年月：1984.03，工程师，毕业时间：2007.07，毕业院校：中国石油大学（华东），专业：化学工程与工艺，主要从事压裂技术研究工作。
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?１４４?中国石油大学学报（自然科学版）２０１０年８月 有限元分析，采用轴对称模型对其简化，建立的管柱模型及网格划分如图６所示。胶筒材料为橡胶，材料常数Ｃ１０＝１．８７ＭＰａ，Ｃｏ．＝ｏ．４７ＭＰａ；其余材料定义为钢，其弹性模量Ｅ＝２０６ＧＰａ，泊松比／ｚ＝０．３；网格划分中心管、套管和护套采用ＣＡＸ４Ｒ单元，胶筒采用ＣＡＸ４ＲＨ单元划分；定义中心管与压缩式封隔器的护套摩擦系数为０．１，其他接触摩擦系数定义为０．３；扩张式封隔器的护套与中心管定义为绑定约束，护套与长胶筒的顶部和底部也定义为绑定约束。 图６模型装配图（左）及网格划分（右） №．６Ａｓｓｅｍｂｌｙｄｒａｗｉｎｇｏｆｍｏｄｅｌａｎｄｇｒｉｄ ｍａｐｏｆｓｅａｌｒｕｂｂｅｒ 管柱力学分析分两步进行，加载方式为先在长胶筒的内部逐渐施加３０一５０ＭＰａ的内压力，使扩张式长胶筒与套管接触密封，管柱锚定套管不动。胶筒与套管的接触应力值如图７所示，最大接触压力为３３．３ＭＰａ。然后对管柱进行加载，包括管柱的内部压力和管外压力，以及封隔器对管柱的摩擦力，封隔器附近中心管的应力值如图８所示。 图７长胶简接触应力曲线 Ｆｉｇ．７Ｃｏｎｔａｃｔｓｔｒｅｓｓｃｕｒｖｅ ｏｆｌｏｎｇｒｕｂｂｅｒ从图８应力曲线可以看出，中心管在与封隔器接触处的应力值最大，中心管的最大应力值为１６８．２ＭＰａ，发生在封隔器与中心管的结合处。压裂施工时该部位最容易被拉断，因此在工具设计时对该类部件选取高强度材料（选用３５ＣｒＭｏ材料），增加抗拉强度。 图８中心管处应力曲线 Ｆｉｇ．８Ｓｔｒｅｓｓｃｌｌｌｒｖｅｏｆｃｅｎｔｒａｌｔｕｂｅ ４创新点与优点 ４．１创新点 （１）工艺管柱的无卡瓦锚定设计，设计封隔器长胶筒摩擦锚定，降低了安全事故的发生，可有效避免卡瓦式锚定工具卡钻的问题。 （２）密封胶筒内加入了特殊材料，增强密封耐压性能和抗疲劳破坏性能。 （３）设计工具挡砂传液机构，有效避免了工具内腔进砂引起的事故。 （４）综合应用不动管柱＋分段压裂＋可洗井等技术。 ４．２技术优点 （１）可以在不动管柱的情况下，实现水平井２—３段的分段压裂；可以对水平井的长井段进行均匀布酸和有效的措施改造，大大提高水平井的压裂措施效益。 （２）一般情况，整个压裂施工可以在ｌｄ内完成，节省了泵注时间和费用，加快了返排时间，降低了残酸或压裂液对油层的污染伤害，有利于保护油气层。 （３）管柱具有反洗井功能，砂卡时可以进行反洗井作业。 ５结束语 力学分析证明该新型水平井封隔器分段压裂工艺管柱达到设计要求，其中心管在与封隔器接触处的应力值最大，是应力破坏薄弱处，设计时进行了充分考虑。该技术提高了我国套管完井水平井分段压裂的工艺技术水平和配套工具水平，具有良好的推 广应用前景。万方数据
企业简介 东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司， 主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水 平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。著名压裂大师 Michael J. Economides 和美国两院院士 Christine A.Ehlig-Economides 为公司董事及高级技 术顾问，并与美国A&M 大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。 公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压 裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、C02清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技 术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技 术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、 压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。 目前公司 在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。 塔里木油田 华北袖to ;冀东抽田 「一辽河袖田 丸大爲油田 ? 胜和油田 普吃％田 滇黠蛙沽田
技术原理 裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前 次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。 控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂， 该剂为粘 弹性的固体小颗粒， 遵循流体向阻力最小方向流动的原则， 控制剂颗粒进入地层 中的裂缝或高渗透层， 在高渗透带产生滤饼桥堵， 可以形成高于裂缝破裂压力的 压差值 ,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或 新裂缝层， 促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。 产生桥堵的控制剂在施工完成 后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。 针对不同储层特性、 不同封堵控制的作用， 经过拟合计算确定不同的有效用 量。通过特殊工艺技术 ,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长 度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。 在一定的用量范围内 （相对小剂量 ）, 可以使支撑剂均匀分布在裂缝中； 在一定的用量范围内 （相对中剂量 ）, 可以控制裂缝的有效缝长； （相对大剂量 ）, 在加砂中或二次加砂前 ,可以形成多裂 缝； （相对大剂量 ）, 可以形成新的裂缝 ,在地应力决定条件下 可以使裂缝方向发生变化。 技术特点 强度高：具有很高的承压能力； 形成滤饼：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好； 可溶性好：在压裂液中可以完全溶解，不造成新的伤害； 有利于返排：内含F 表面活性剂，有利于助排； 方法操作简单：投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担； 时间可控：所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗 粒大小控制。 在一定的用量范围内 在一定的用量范围内
第31卷 第6期2009年12月石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 31 No. 6Dec. 2009 文章编号：1000 – 7393（ 2009 ） 06 – 0013 – 06水平井压裂技术现状与展望 李 宗 田 （中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083） 摘要：水平井具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、避开障碍物和环境恶劣地带等优点，在石油工业的科研和实践中成了人们关注的焦点。对于钻遇在低渗透油气藏的水平井，由于渗透率低、渗流阻力大、连通性差，产量达不到经济开发要求,必然要面临增产改造的问题。水平井水平段压裂与直井压裂改造的工作重点有所不同。为此阐述了国内外水平井技术发展概况、水平井压裂设计、水平井分段压裂工艺、水平井压裂存在的主要问题及水平井压裂技术发展趋势，为同类油藏的改造提供了参考。 关键词：低渗透油气藏；水平井；压裂；现状；展望中图分类号：TE348；TE357.43 文献标识码：A Prospect of horizontal well fracturing technology LI Zongtian （Exploration and Production Research Institute , SINOPEC , Beijing 100083, China ） Abstract: Horizontal well has many advantages including large drainage area, high penetrating capacity, high recovery ratio, and the?ability?to?avoid?obstacles?and?harsh?environment?areas,?etc.?So?it?has?become?a?focus?of?people’s?attention?of?in?scientific?research?and?practice?of?petroleum?industry.?Because?of?the?low?permeability,?strong?filtrational?resistance,?poor?connection,?production?of?horizontal?wells in low permeability reservoirs cannot meet the requirement of economic development. So it is inevitable to tackle the problem of stimulating. Hydro-fracturing emphasis between horizontal and vertical wells is different. This paper presents domestic and overseas horizontal well technical state-of-the-art, design of hydraulic fracturing in horizontal well, the technique of segmentation fracturing for horizontal well, main problems in hydro-fracturing for horizontal well and development trend of hydraulic fracturing in horizontal well. Key words: low permeability oil and gas reservoir; horizontal well; fracturing; current state; prospect 作者简介： 李宗田，1997年毕业于华东石油学院，现为教授级高级工程师，享受国家特殊津贴的专家，首席科学家。E-mail ：lizt@https://www.doczj.com/doc/c96614980.html, 。 国内外油气田开发的实践表明［1-5］：对于薄储 层、低渗透、稠油油气藏以及小储量的边际油气藏等，水平井开发是最佳的开发方式。水平井技术于20世纪20年代提出，40年代付诸实施，80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到工业化应用，并由此形成研究、应用水平井技术的高潮［6-7］。 近年来，水平井钻完井总数几乎成指数增长，全世界的水平井井数为5万口左右，主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中美国和加拿大占88.4%。在国内，水平井钻井技术日益受到重视，在 多个油田得以迅速发展，其应用油藏有低压低渗透砂岩油气藏、稠油油藏、火山喷发岩油气藏、不整合屋脊式砂岩油气藏等多种类型。中国石化从1991年开始发展水平井，2002年底共钻水平井325口，至2008年底，中国石化共完成水平井1711口。中国石油从2002年加大力度发展水平井，2006年当年完钻522口，2007年完成水平井600口，2008 年突破水平井1000口。中海油2000年以来每年水平井数量增
页岩气的储层具有低孔低渗的特点，采取水力压裂施工技术措施，提高储层的渗透性，达到开采页岩气的条件。针对页岩气水平井的压裂技术特点，合理解决影响压裂施工效果的因素，提高水力压裂施工的效率，满足页岩气开发的技术要求。 1 页岩气水平井的压裂施工 页岩气属于非常规的天然气，储存在致密性的页岩中，开发的难度比较大，采取水力压裂技术措施，达到开采的条件。针对页岩气水平井的压裂施工，采取最优化的水力压裂技术措施，才能达到预期的压裂效果。 针对页岩气的水平井采取清水压裂与同步压裂相结合的方式，提高水力压裂施工的效率，满足页岩气开发的需要。清水压裂技术的应用，将减阻水作为压裂液，少量的砂作为支撑剂，应用于天然裂缝比较发育的页岩气井的压裂施工，达到压裂的施工效果，能够满足页岩气水平井压裂的技术要求。 同步压裂技术措施一般针对两口或者两口以上的井筒，同时实施水力压裂施工。选择互相接近，深度大致相同的水平井进行同步压裂，可以选择三口到四口井同时进行，节约了水力压裂施工的成本，提高了页岩气水平井压裂的效率。 对页岩气水平井的水力压裂技术进行优化，老井可以采取重复压裂的技术措施，不断提高水力压裂施工的效果，提高页岩气井的产能。而对于新井优选清水压裂工艺技术措施，达到预期的压裂效果。由于清水压裂技术成熟，压裂施工的成本低，满足页岩气开发的经济性要求。 2 页岩气水平井压裂效果影响因素分析 分析页岩气水平井的压裂施工效果，确定影响压裂的因素，地质因素、储层的因素以及工程因素，解决应用压裂效果的各种不利因素，采取最佳的技术措施，不断提高页岩气井的压裂施工效果，满足页岩气勘探开发的需要。 2.1 地质因素 由于页岩属于致密性的岩石结构，储层的岩性的硬度越高，给水力压裂施工带来的难度系数越大，需要的压裂液体系的破岩能力越强。石英含量高的页岩气层，极易在外力的作用下形成天然裂缝和诱导裂缝，能够提高水力压裂施工的效率，有利于页岩气的渗流，提高页岩气的开发效率。页岩气水平井的压裂选择粘土含量低的储层，而且脆性物含量高的储层压裂施工的效果好。选择多级压裂施工的技术措施，不断提高页岩气水平井压裂的经济效益。 2.2 储层因素 影响页岩气水平井压裂的储层的因素，包括天然存在的裂缝系统、页岩的矿物成分及含量、岩石的力学性能以及地应力的大小。页岩中的天然裂缝中储存了页岩气，裂缝系统也的压裂液进入到储层的通道，针对天然裂缝发育好的储层，实施水力压裂的效果明显。已经开启的裂缝，会导致压裂液的漏失，影响到水力压裂的效果。而充填裂缝由于填充的物质的脆性，是最佳的压裂液的通道，对提高压裂施工效率有明显的帮助。页岩气水平井中的预压裂层位中的充填裂缝的数量多，有利于水力压裂的实施，获得最佳的压裂施工效率。 2.3 工程因素 影响到页岩气水平井压裂施工效果的工程因素主要指压裂液的配制，页岩气压裂液的配制过程中，选择各种添加剂，提高压裂液体系的性能参数，才能提高水力压裂的效率。在压裂液中添加盐酸，目的是溶解矿物，有益于造缝。加入抗菌剂，除去生产腐蚀性产物的细菌，达到最佳的防腐效果。破乳剂使凝胶剂延缓破裂，缓蚀剂防止套管发生严重的腐蚀现象。 交联剂的加入是为了防止温度升高时，压裂液的粘度降低，用以保持压裂液的粘度。减阻剂是减少压裂液与套管之间的摩擦阻力，降低压力损失，保持最佳的压力形成裂缝，提高水力压裂的造缝率。凝胶的应用增加了清水压裂液的浓度，方便携砂。 3 结语 通过对页岩气水平井压裂效果影响因素分析，提高页岩气水平井的压裂施工效率，为达到设计的生产能力提供帮助。合理解决影响页岩气水平井压裂效果的因素，采取必要的对策，合理解决页岩气水平井压裂施工过程中的难点问题，达到预期的增产效果。 参考文献： [1] 李军,李玉梅,张德龙,等.页岩气井分段压裂套损影响因素分 析[J].断块油气田,2017,24(3):387-390. [2] 刘奎,王宴滨,高德利,等.页岩气水平井压裂对井筒完整性的 影响[J].石油学报,2016,37(3):406-414. 收稿日期：2017-10-16 作者简介：蔡希刚，中国石油浙江油田分公司。 页岩气水平井压裂效果影响因素分析 蔡希刚 （中国石油浙江油田分公司，浙江 杭州 310023） 摘 要：页岩气勘探开发过程中，应用水平井的钻探，提高薄差储层的页岩气的产能。基于页岩气的特性，采用水力压裂的方式，才能达到开发的条件。对影响页岩气水平井压裂效果的因素进行分析，采取必要的应对策略，合理解决页岩气水平井的压裂技术问题，提高页岩气开发的效率。 关键词：页岩气水平井；压裂效果；影响因素；分析 中图分类号：TE377 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）02-046-01 ·46·
水平井分段压裂改造技术的发展现状研究 水平井目前已成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径，其技术已在国内的大部分油田得到了广泛的应用。水平井作为一种有效提高油气产量的重要方法，在油气田开发中扮演着越来越重要的角色，特别在“低压力、低渗透率、低丰度”三低油气藏。本文主要阐述目前国内水平井压裂改造技术现状进行探讨。 标签：水平井；分段压裂；展望 近年来随着各大油气田不断开发，油气藏综合开发难度逐渐增大，低渗透、超低渗透、致密油气藏等非常规油气藏开发面临难题突显，而制约超低渗、致密油气田等经济有效开发的关键技术就是储层改造技术的突破，实现油气藏纵横剖面有效动用，提高单井产量。 1 水平井压裂技术现状 1.1 双封单卡上提管柱压裂技术 该技术首先将待压裂改造层段一次性分段射孔，压裂管柱由双封隔器中间夹一导压喷砂器构成，在压裂过程中利用导压喷砂器的节流压差进行压裂，通过压裂一层上提一次管柱完成多段压裂。双封单卡上提管柱压裂技术虽然压裂目的性强，操作简单，单层改造效果彻底，但是根据实际施工过程中，该技术出现砂卡概率较高，而且一旦出现砂卡不宜解卡，同时因多段压裂过程中封隔器反复坐封、解封，导致封隔器胶筒易破裂失效，从而经常起下钻具延长施工周期。该技术有待完善。 1.2 可钻式复合桥塞分段压裂技术 利用可钻式复合桥塞进行分级改造，通过连续油管或电缆下入桥塞和射孔枪，爆炸射孔后取出电缆或连续油管，通过套管泵注。该技术适合于套管完井的分级改造，由于第一段没有泵送通道，多采用爬行器或连续油管带桥塞和射孔枪下入。改造完毕后钻磨桥塞，即可多层返排、合采。该技术施工周期较长，地层伤害较大。 1.3 限流压裂技术 限流压裂技术是在压裂过程中，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加而增大，带动井底压力的上升，当井底压力一旦超过多个压裂层段的破裂压力，即在每一个层段上压开裂缝，它要求各个段破裂压力基本接近，可用孔眼摩阻来调节。该技术多用于形成纵向裂缝的水平井，分段的针对性相对较差 1.4 投球打滑套分段压裂技术
水平井分段压裂技术二〇〇九年四月二十一日
一、立项背景 大庆外围储层渗透率低、丰度低、厚度薄、直井开发效益低或无效益，水平井是解决外围低渗透油田多井低产、实现高效开发的重要手段。但由于储层物性差，大部分水平井必须压裂才能达到产能。大庆油田在“八五”期间就开展过水平井笼统压裂试验，但水平井笼统压裂存在针对性差、部分层压不开及小层改造规模难以控制等问题（见图1），为提高压裂针对性和压裂效果，急需开展分段控制压裂技术攻关。 但水平井分段压裂是一项世界级难题，主要存在以下技术难点: 一是水平井井眼轨迹复杂，最大曲率达到17°/25m，多为阶梯式、波浪形，压裂管柱起下困难，砂卡几率大，施工风险高； 二是水平段长（500-700m）、压裂层段多，非均质性较严重，裂缝起裂、延伸复杂，压裂设计及现场控制难度大。 2005年在州78-平67井，采用常规分段压裂工具实施不加砂压裂进行了探索性试验，压后管柱拔不动，上修井作业后发现封隔器胶筒破损，从而证实了水平井分段压裂确实存在较大风险。 因此，水平井分段控制压裂技术已成为制约水平井大面积开发应用的瓶颈技术，急需研究、攻关。 图1 南246-平309井井温测试解释结果 二、主要创新点及解决的关键技术 通过研究、攻关，该项目主要取得以下三方面技术创新： 创新点1：研究了安全、高效、耐磨蚀双封单卡分段压裂管柱，形成了分段控制压裂主体工艺。
工艺管柱主要由安全接头、水力锚、K344-110封隔器、导压喷砂器、扶正器，导向死堵组成。该工艺通过双封隔器单卡目的层段，层层上提完成多段分层压裂施工，具有针对性强、安全性高、加砂量大、施工效率高等特点，工艺管柱主要取得四项关键技术的突破。 关键技术1：研制小直径封隔器，不断提高耐温、耐压指标。 ⑴封隔器整体结构设计 考虑到工具在水平井中的密封状态较直井有较大差异，管柱设计时上下封隔器工具外径为φ110mm，由于小直径封隔器密封φ124mm套管，扩张比大，径向尺寸缩小8%，扩张比由1.1增大至1.2，承压性能降低70％，无法实现多段施工。 表1 胶筒扩张比对比表 ⑵胶筒结构设计 经过有限元分析，胶筒内的最大应力发生在肩部附近，是其它部分应力的3.0～3.6倍，在对扩张胶筒结构设计时，重点对肩部进行优化设计，以提高其承压性能，降低残余变形。 胶筒布线采取钢丝连线和尼龙连线加强设计（专利产品），在两层尼龙线之间增加钢丝帘线层，降低胶筒残余变形；优化钢丝帘线角度，经过试验，15°帘线角变形最小；均匀分布钢丝帘线张力，全部为5Kg，确保受力均匀，缩小两端金属紧固件间隙，避免钢丝锁紧后移位。 ⑶胶料配方优选 研制出了HNBR、NBR、二价盐改性、高弹性炭黑增强的共混纳米胶筒，其物理性能大幅度提高，（炭黑颗粒小于100纳米，二价盐粒径小于20纳米）属纳米材料，纳米颗粒分布更加均匀，增加了橡胶的密度；在受力后，受力后有效地阻止了导致胶筒损坏的大裂纹产生和抵制了高温油的渗透能力。 经过与协作厂家多次攻关改进，k344工具的胶筒指标由初期的70℃、40MPa 提高到90℃、50MPa，150℃、50MPa，残余变形由20%降低至5.0％以内，满足了大庆外围葡萄花油层、扶余油层压裂需要。油浸试验情况见表2。 表2 KZ105-9-50胶筒油浸试验表