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水平井压裂改造工艺技术

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压裂改造 页岩气压裂 压裂优化设计 压裂储层筛选 压裂返排 压裂技术
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水平井压裂改造工艺技术水平井压裂改造工艺技术孙良田孙良田2008年年9月月提纲一、前言二、水平井压裂选井选层三、水平井产能预测与优化设计四、水平井分段压裂工艺与应用1086765212远景资源地质资源可采资源注:单位为 亿吨 ,评价结果不包括南海南部石油资源量一、前言品位分布常规油占 61%,低渗油占 27%,重油占 12%4691342045691220100200300400500亿吨常规油 低渗透油 重油石油资源量品位分布柱状图地质 可采175220510152025万亿立方米陆上 近海 全国全国天然气可采资源量柱状图76 %24 %天然气资源量271785051015202530万亿立方米常规气 低渗透气天然气资源量品位分布柱状图地质 可采天然气: 常规气占 77%,低渗气占 23%品位分布19956504702010002000300040005000600070001995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003低渗透储量(万吨)¾近年来新增探明储量低渗油藏比重较大,1995储量占新增探明储量的20%,平均年增加4655万吨;其中2003年新增4903万吨,占新增砂岩储量的29%。¾原油产量低渗油藏比例越来越高,由1990年的315万吨增加到2003年的527万吨。315万吨527万吨1990年2003年年均增加15万吨中石化低渗油藏年产油量中国石化低渗透储量动用情况1、国内外水平井应用状况渤海油田 2000年以来每年水平井数量增长 20从 2个油田扩大至目前的 14个油田,其中分支水平井占1/4。应用状况水平井数量已超过4万口,其中美国 2005年以后每年超过 3100口,水平井数量占总井数的 加拿大水平井数量超过总井数的 10%。国外从 2002年加大力度抓水平井发展, 2005年突破年打井 200口, 2006年当年完钻 522口, 2007年计划完成水平井 600口。中石油中海油国内外水平井应用状况国内外水平井应用状况中国石化水平井开采状况及效果27015010011686996 1115 1932456185121332431531647797106717424601002003004005001991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007年投产井数020040060080010001200累计投产井数年投产井数 累计投产井数“八五”攻关试验投产:32口“九五”快速发展投产:142口“十五”扩大应用投产:473口“十一五”创新发展首先在 热采稠油油藏 开展了技术攻关,初步形成水平井配套技术。应用领域 扩展到多种油藏类型, 应用阵地 由老区调整扩大到新区产能建设。应用阵地 进一步扩大,水平井开发技术日趋成熟。1、总体应用状况、总体应用状况1)水平井发展历程)水平井发展历程年投产井数累计投产井数年投产井数 累计投产井数八五 攻关试验投产: 口九五 快速发展投产: 口十五 扩大应用投产: 口十一五创新发展年投产井数累计投产井数年投产井数 累计投产井数八五 攻关试验投产: 口九五 快速发展投产: 口十五 扩大应用投产: 口十一五创新发展开扩展到多种油藏应用阵地 进一步扩大,水平井开发技术日趋成熟。)993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007水平井所占比例(%)水平井占总井数比例逐年提高, 2007年达到 3%。胜利,660口,68%西北,211口,22%其它96口,10%投产总井数 967口水平井所占比例(%)。投产总井数 993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007年度年产油(万吨))年产量 所占比例水平井年产油贡献比例逐年提高,2007年预计 年产油321万吨 ,占总产量的 中石化历年水平井年产油及所占比例曲线图胜利, 903万吨,58%西北,553万吨,35%其它110万吨,7%累计产油 1566万吨年产油(万吨)所占比例(%)水平井年产油贡献比例逐年提高 年产油,占总产量的 。中石化历年水平井年产油及所占比例曲线图累计产油 万吨中国石化水平井开采状况及效果1)高角度薄互层砂岩油气藏特点:•多层,一般油层较陡•纵向上呈叠瓦状分布•平面上呈条带状分布选井选段类似直井含油气性;物性;厚度;压力;流体性质;污染情况;储层动用情况等。## #1、水平井选井选段影响因素二、水平井压裂选井选层技术2)低角度)低角度薄互层薄互层油气藏油气藏9韵律:正韵律好于反韵律;9临层条件: 含油气性、物性、压力、厚度、流体性质等。选井选段重点考虑该类油气藏储集空间存在严重的非均质性。水平井缝、洞3)裂缝性油气藏)裂缝性油气藏•含油气性;•裂缝发育: 裂缝级别、缝洞到井筒的距离•压力;•流体性质;•污染情况;•储层动用情况等。选井选段重点考虑2、水平井压裂选井选段原则1) 根据储层条件选井1)储层应有足够的油气储量和能量。油气层的厚度、含油饱和度,供油面积耍尽可能的大。压力系数、地层压力耍尽可能的高。2)利用地层测试得出的参数定 量判断分析。一般认为:表皮系数S > 0 时压裂效果好; S < 0 时压裂效果一般;S < 压裂效果较差。堵塞比 1 时压裂效果较好; 1 时压裂效果 较差。流动效率 1 时压裂效果较好,l < 压裂效果较差。3) 利用压力恢复曲线形态判断。分析压裂效果。一般半对数曲线呈“ 厂 ”字形,导数曲线出现较大驼峰的井。压裂效果好;半对数曲线呈弧线形上升,导数曲线驼峰不大的井。压裂效果一般;半对数曲线基本呈直 线形上升,导数曲线驼峰很小的井压裂效果较差。4)对于垂直裂缝区要警惕裂缝延伸至水层或气层。一般在压裂层与气层或水层间的夹层较薄时;附近有与水或气的接触面。而且位于裂缝可能通过的方向时;高油气比井或含水井,除非出气层或出水层可以堵住时,均不宜压裂。2) 根据井身结构及井眼方位选井1)压裂选井时还要注意压裂井的井身条件,套管程序、套管直径、强度、固井质量和完井方式等必须符合施工要求;2)如果压开纵向裂缝,水平段最好垂直于最小水平主应力方向;3)如果压开横向裂缝,水平段最好平行于最小水平主应力方向。3) 从经济效益方面考虑选井 选层和一般的直井压裂相比,压裂水平井的费用是末压裂水平井的 果压裂后油气增量在某一界限以上时,增油量获得的收益扣除压裂措施费用后是正值,压裂才有经济效益。因此,这个增油气量收益经济界限可作为压裂的选井原则。三、水平井压后产能预测与优化设计1、 水平井压裂水力裂缝形态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: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、 压裂水平井的渗流特点横向裂缝水平井的流态示意图3、 压裂水平井产能预测结合水平井压裂后的裂缝形态和生产过程中油气在裂缝中的渗流机理,应用复位势理论和势叠加原理,推导了压裂水平井多条裂缝相互干扰的产能预测新模型。4、 裂缝条数优化随着裂缝条数 ( N) 的增加 ,压裂水平井的日产油量总体上逐渐增加 ,但在相同生产时间内 ,随着裂缝条数的增加 ,日产量增幅随着裂缝条数的进一步增加逐渐减小。水平井中的多条裂缝之间将产生干扰,那么裂缝的最佳条数为 3~ 5 条 。5、 裂缝长度优化随着裂缝长度 ( 的增加 ,压裂水平井的日产量逐渐增加,随着裂缝长度的进一步增加,产量的增幅变小。优化裂缝长度应控制在 100、 裂缝导流能力优化随着裂缝导流能力 ( 的增加,压裂水平井日产量增加,但是随着裂缝导流能力的进一步增加,产量增幅逐渐变小,这与裂缝长度对产量的影响结果很相似。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,一般在 50μ、 裂缝间距优化情形Ⅰ:取等间距情形Ⅱ:间距从小到大情形Ⅲ:从大到小情形Ⅳ ):两端小中间大情形Ⅳ:两端大中间小不同裂缝间距组合情形下压裂水平井累计产量统计表计算结果表明,不同的裂缝间距组合对 水平井的累计产量有较大影响。模拟结果表明, 当水平井筒根部和端部的裂缝间距小、内部的缝 间距大时产量最高(情形Ⅳ),反之产量最低(情形Ⅴ) ,其他几种组合情形下的累计产量居中, 这说明可以通过减少根部和端部的裂缝间距来提高压裂水平井的产量。6002. 686725. 576355. 046355. 046620. 46125173. 645828. 805491. 325491. 325732. 65103433. 223938. 453674. 303674. 303862. 2161474. 581787. 281617. 831617. 831736. 862125 2 2 2 2 2情形Ⅴ情形Ⅳ情形Ⅲ情形Ⅱ情形Ⅰ生产时间 (月)9、 裂缝位置位于水平井段两端的裂缝产量大于内部裂缝的产量。 这是因为经过一段较长的时间后,由于裂缝的干扰 ,两条外部裂缝之间的流动区域的压力下降大,而外部裂缝具有更大的泄油区域,所以两条外部裂缝的贡献将会占主导地位。裂缝 6裂缝 5裂缝 4裂缝 3裂缝 2裂缝 1日产油量 (产时间(h)不同位置裂缝的日产油量统计表6、 裂缝分布对称 (情形Ⅰ ) 、左翼大右翼小 (情形Ⅱ ) 、左翼小右翼大 (情形Ⅲ ) 、错开 (情形Ⅳ ) 各条裂缝沿水平井筒两翼错开排列时 (情形Ⅳ ) 产量最高。 而各条裂缝两翼分布形式相同时 (情形Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ ) ,左右两翼哪个长一些对产量没有影响。这说明 ,在水力压裂的过程中 ,如果条件允许 ,压开的多条裂缝最好能够错开分布 ,这样有利于提高压裂水平井的产量。四、水平井分段压裂工艺技术¾水平井限流压裂技术¾水平井双卡上提压裂多段技术¾水平井分段环空压裂技术¾液体胶塞隔离分段压裂技术¾机械桥塞隔离分段压裂技术¾水力喷射分段压裂技术1、 液体胶塞隔离分段压裂技术国内外在20 世纪90 年代初采用该技术,主要用于套管井。其基本做法是:①射开第一段,油管压裂;②用液体胶塞和砂子隔离已压裂井段;③射开第二段,通过油管压裂该段,再用液体胶塞和砂子隔离;④采用这种办法,依次压开所需改造的井段;⑤施工结束后冲砂冲胶塞合层排液求产。优点: 施工安全性高。缺点: 作业周期长、冲胶塞施工易造成伤害使用范围: 不太适用于低渗致密气藏2、 水平井双卡上提压裂多段技术可以一次性射开所有待改造层段,压裂时利用导压喷砂封隔器的节流压差压裂管柱 ,采用上提的方式,一趟管柱完成各层的压裂。™封隔器外径上大、下小(下小于105™控制射孔段长度™卡距设置返循环通道™喷砂口距胶筒距离小(仅200预 防沉砂封隔器外径上大、下小(下小于105制射孔段长度卡距设置返循环通道喷砂口距胶筒距离小(仅200预 防沉砂优点: 分层改造目的性强,提高井筒隔离效果缺点: 容易砂卡封隔器,造成井下事故使用范围: 套管完井的水平井3、 封隔器 +机械桥塞分段压裂技术射开第一段,油管压裂,机械桥塞座封封堵;再射开第二段,油管压裂,机械桥塞座封封堵,按照该方法依次压开所需改造的井段,打捞桥塞,合层排液求产。优点: 封隔器 +机械桥塞分段压裂技术虽然在具备双封分压的优点。缺点: 压后需下入工具打捞桥塞、存在砂埋或砂卡的风险。使用范围 :不太适用于高压气藏4、 环空封隔器分段压裂首先把封隔器下到设计位置,从油管内加一定压力坐封环空压裂封隔器,从油套环空完成压裂施工,解封时从油管加压至一定压力剪断解封销钉,同时打开洗井通道没,洗井正常后起出压裂管柱,重复作业过程,实现 分射分压 。优点: 该工艺技术下井工具少,一旦出现砂卡事故,处理难度要比双封和封隔器桥塞分层压裂管柱小,另外还具有液体摩阻小、利于提高施工排量、降低施工压力等优点。缺点: 现场试验结果表明,环空封隔器分段压裂技术已成功地应用于浅层油藏,套管质量高、固井质量好的井,且对套管有一定的影响,在深井应用中还需改进与完善。使用范围: 套管完井的水平井、浅层、不太适用于高压气藏。5、 限流分层压裂技术限流压裂技术机理是在压裂过程中,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。水平井压裂节点压力分析示意图水平井压裂节点压力分析示意图求系统总摩阻求油管和套管摩阻求炮眼摩阻求单孔排量确定压开孔数排量应用小型压裂测试摩阻分析法法判断压开孔数2006年施工8口限流法井诊断结果表优点: 无工具下入,无风险,灵活方便。缺点: 1、分段的针对性相对较差 ;2、各裂缝启裂和延伸不均衡,影响增产效果;射孔眼少,打开程度不完善,产量较大时一定程度上影响后期生产;3、返排时流速快,更易出砂。使用范围:1、适用套管完井;2、只适用于破裂压裂相近的储层;3、摩阻大,深井应用受限6、 水力喷射加砂分段压裂技术1998年, 水力喷射分段压裂技术就是将水力喷射技术和压裂技术相结合。水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井中进行加砂压裂 ,也可以在套管井上进行 。技术原理根据伯努利方程,将压力能转换为动能,油管流体加压后经喷嘴喷射而出的高速射流(喷嘴喷射速度大于190 m/ s) 在地层中射流成缝,通过环空注入液体使井底压力刚好控制在裂缝延伸压力以下,射流出口周围流体速度最高,其压力最低,环空泵注的液体在压差作用下进入射流区,与喷嘴喷射出的液体一起被吸入地层,驱使裂缝向前延伸,因井底压力刚好控制在裂缝延伸压力以下,压裂下一层段时,已压开层段不再延伸,因此,不用封隔器与桥塞等隔离工具,实现自动封隔。通过拖动管柱,将喷嘴放到下一个需要改造的层段,可依次压开所需改造井段。水力喷射压裂原理示意图试验现场试验结果套管壁面上孔眼形态 地层中孔眼形态水力喷砂射孔在地层中形成的纺锤形孔眼最大直径可超过 5度可达到近 内实验和现场数据显示:水力喷肘孔眼直径一般为喷嘴直径的 4一个水力喷射孔眼的过液面积是用射孔枪获得孔眼的 5力喷砂射孔和聚能弹射孔对比图现场施工工序 :1、将连续油管准确下入施工层位;2、维持连续油管内一定排量顶替基液;3、进行加砂射孔,几分钟后套管压力会突然下降,说明套管已被射穿,继续喷砂射孔,获得较为完善的射孔孔眼;4、顶替弱交联液;5、关闭套管进行试挤;6、提高连续油管排量高挤前置液;7、向环空中泵入液体,同时按照设计加砂程序通过连续油管高挤携砂液。此过程为防止连续油管和套管超压,需根据情况不断调整环空和油管排量;8、加砂完毕,油管和环空停泵;9、将连续油管下入下一施工层位,重复以上2成连续油管水力喷射逐层压裂施工。2005年12月引进哈里伯顿公司水 力喷砂压裂技术,在长庆油田庄平3井、庄平7井、靖平1井和中石化华北分公司 获得圆满成功。)) ·m)裂点(m))渗透率(10厚度(m)井深(m)华北分公司最早的一口水平井,于 2002年 8月开钻, 2003年 5月 8日钻至井深 3600位为山 1层,裸眼段长 岩 裸眼段的钻遇率 气层和差气层 在水平段的钻遇率 与哈里伯顿合作进行了水力喷砂射孔分段压裂● 射孔采用瓜胶基液携40/70目粉砂进行水力喷砂射孔。● 压裂采用油管注入交联液携支撑剂、油套环空注入瓜胶基液,实施水力喷砂压裂。①可在需要压裂的任意井段进行施工,同时对于裂缝条数没有限制;②不下机械隔离工具,极大地减少了工具砂埋或砂卡的风 险;③对同一井不同井段可采取不同液体体系进行改造缺点:在目前情况下,得到压裂点以上和以下部分环空流体的滤失缺点: ①环空需要泵注液体;②施工完一段后,需上提施工管柱到第二层位置处。对于高压气井需在井口安装防喷器;③施工后需要起出施工管柱,重新下入完井管柱。使用范围:①对于裸眼井分段压裂尤其适合;②喷嘴节流作用明显,泵注压力比一般的压裂约高20适用于深井压裂水平井分段压裂技术应用吉林油田在吉林油田,由于井比较浅,大部分水平井采用 环空分段压裂技术 ,已在扶平 1井、扶平 2井等 23口 井上实施分段环空压裂施工 41段,施工均达到设计要求,施工成功率 100%。用该工艺压裂投产的水平井,压后初期产量 d,稳定产量是周围直井产量的 3庆油田自1993年在安塞油田第一口水平井 —塞平1井成功实施分段压裂以来,已利用 填砂打胶塞分段 压裂技术改造了 7口 井 17层段 。这批水平井投产后,液体胶塞分压的井试采产量、 累计产量均高于常规直井。按相同开采时间比较, 塞平1 井增油量最大。该井一、二段日产油分别为 、四两段合计日产 塞平2 井增产倍数最大为邻井直井的 隔器+桥塞隔离井筒技术 成功实现了水平井的分段压裂 。在对 塞平5井分段实施改造后,产量为邻井直井日产量的 3倍左右。在2005年引进哈里伯顿公司 水力喷射分段压裂技术 基础上,2006年在 4口 井实施了水力喷射分段压裂,其中 庄平7井 投产后日产油 7吨,取得了较好的改造效果。塞平 1井与邻井产量对比图0246810121416182022241 713 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97103 109 115 121 127 133生产时间(第产油能力(t)塞平1候23倍,后期为2倍左右。大庆油田在葡萄花油田实施 8口水平井限流压裂 ,投产 2口 井平均日产量达到 压裂水平井日产为 裂增产 007年 封隔器分段压裂 占水平井压裂总井数的 增产效果是直井压裂的 水平井限流压裂的 。将 分段压裂与限流压裂 相结合,开展水平井分段限流工艺研究,试验 8口井,降低了施工成本与风险,并取得较好的增产效果。七厂水平井分段压裂、限流压裂、)日产油(t)日产液(t)含水(%)日产油(t)日产液(t)目前(200712)初期生产情况射孔段长(m)钻遇砂岩(m)水平段长(m)统计井数压裂方式>>> 初期分段压裂/限流压裂=井普压=> 目前分段压裂/限流压裂=井普压=平井分段压裂未投产 1口井(南233)日产油(t)日产液(t)含水(%)日产油(t)日产液(t)目前(2007年12月)初期生产情况射孔段长(m)钻遇砂岩(m)水平段长(m)统计井数压裂方式>>> 初期分段压裂/限流压裂=井普压=> 目前分段压裂/限流压裂=井普压=平井分段压裂刚投产 8口井的效果未对比八厂 水平井分段压裂、限流压裂、直井普压效果对比表分段压裂稳定效果明显好于限流压裂 —多缝供液胜利油田套管限流分层压裂 实施了高8912775口井 的分段压裂。其中 史127产油11.5 水7%。为中石化华北分公司的大牛地气田 封隔器分层压裂。 压后采用3产气 0404第一次的 4倍。北海 10打了10口水平井,每口水平井开始压裂5条裂缝,后来最多压到10条,实践证明压裂是十分有效的。德国:1995年底,德国一口 超低渗透率 井 (0高温(142 °C), 超深 (垂深4800m),测量深度5750压裂,创造了4条横切裂缝,产量相当于4口直井。加拿大:加拿大的一口垂直井深420010云岩 水平井分段前置液酸压处理,压开3条横向裂缝,每段间隔300m,径向长度50m,最大施工压力94泵注排量67L/s,这两次压裂取得了很好的效果。谢谢
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