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1、大庆油田有限责任公司采油工程研究院 二一一年六月,水平井双封单卡分段压裂技术,目 录,一、大庆油田水平井压裂技术发展历程 二、双封单卡压裂工艺管柱研究 三、水平井压裂设计理念及方法 四、双封单卡分段压裂技术规范 五、现场应用实例及效果 六、技术发展方向,按照股份公司总体部署和要求，大庆油田把发展水平井技术作为实现低品位储量有效开发的关键技术，通过“八五”、“十五” 前期试验和 “十一五”自主攻关研究，形成了以双封单卡分段压裂工艺为主的水平井改造技术系列，在大庆外围低渗透油田的勘探开发中发挥了重要作用，成为“提高单井产量，改善多井低产”的有效途径,截止2010年底，共完钻各类水平井346口，平均
2、水平段长525m，平均钻遇率72.8% 井型以单支为主，包括阶梯水平井、侧钻水平井、分支水平井、鱼骨水平井、火山岩气藏裸眼水平井,完 钻 井 数 (口),大庆油田历年完钻水平井柱状图,时间(年),一、大庆油田水平井压裂工艺发展历程,截止2010年底，全油田投产水平油井278口，平均单井日产油4.6吨，累计生产原油144.1万吨 其中，外围低丰度葡萄花储层水平井200口，占水平井总数72%，初期平均单井日产油11.0吨，累计生产原油112.0万吨,大庆油田历年水平井投产综合曲线,投产井数(口),累积产油(104t),大庆油田水平井分段压裂主要历程,大庆油田水平井分段压裂主要历程,树平1井开发目的
3、层为杨I5层，有效厚度14m 平均孔隙度为14.1%，空气渗透率平均为5.3mD 完钻井深为2388.88m，垂深1906.31m，水平段长309.6m,树平1井基本情况,压裂改造方案,采用插入式管柱进行套管压裂 设计压3段每段射7孔，长度0.7m 四相位布孔，孔密10孔/m,树平1井完井压裂示意图,1、“八五” 期间试验情况(套管限流压裂),1991年，大庆油田采用插入式管柱首次在树平1井进行了水平井套管限流压裂试验,施工简况,最高施工压力58MPa 最大排量6.3m3/min 加砂64m3，用液480m3，平均砂比24% 根据有效孔数计算表明，3条裂缝全部压开,树平1井压出了3条与井筒两侧
4、不对称的垂直缝 裂缝方向近东西向，总长约620m,微地震监测,压后产液13.4t/d，产油13.1t/d 目前产液1.7t/d，产油1.5t/d 1991至今累计产油3.5万吨，是周围直井累计产量的5.3倍,改造效果,茂平1井开发目的层为FII1层，砂岩厚度812m 平均孔隙度为16-18%，渗透率平均为5 10mD 完钻井深为2033.9 m，垂深1249.83 m，水平段长556m,基本情况,压裂方案,采用插入式管柱进行套管压裂 设计压4段每段射5孔，长度0.5m 孔密10孔/m，相位水平向下30,茂平1井完井压裂示意图,1994年在茂平1井进行了套管限流压裂施工,施工简况及改造效果,现场
5、最高施工压力52MPa，最大排量7.5m3/min，共加砂74m3，用液302m3，平均砂比45.3%，根据有效孔数计算公式表明，4条裂缝全部压开,压后投产，产液44.5t/d，产油35.2t/d，截止到2005年11月水淹，累计产油2万吨,施工工艺简单 沿程摩阻小 排量高 压裂液用量少、对储层伤害小 适用于破裂压力相近的厚油层改造,“八五”期间在大庆油田和吉林油田共开展了5口井现场试验，取得了较好的增产改造效果,水平井套管限流压裂：,为了降低施工成本，在肇57-平35井、肇57-平33井，采用单压下层管柱，开展了水平井油管限流压裂现场试验,2、“十五” 期间试验情况(油管限流压裂),油管压裂
6、沿程摩阻高，无法进行大排量高压施工，降低了压裂的成功率和增产效果,限流压裂存在的问题：,为了实现大庆外围油田低渗透储层的有效开发，需要开展提高压裂针对性和可控性的水平井分段压裂技术攻关,施工规模大，层间差异大的储层存在压不开问题 改造针对性差，各个层段的改造规模难以控制 无法满足大庆外围低渗透薄互储层多段压裂需要,南236-平252井井温解释:各段均压开，第4个射孔井段裂缝规模小,114mm封隔器,采用常规结构的尼龙帘线胶筒在肇78-平67井分5段进行了双封单压清水不加砂压裂，压后管柱拔不出，采用井下增力打捞器打捞解卡,3、“十一五” 期间试验情况,2006年双封单卡工艺探索阶段,常规工具组成
7、的双封单卡管柱,常规工具的尺寸及结构不适应水平井压裂需要,钢丝帘线小直径工具双封单卡管柱,采用105mm小直径钢丝帘线结构的胶筒，在南230-平257井分3段进行了双封单压加砂压裂获得成功 现场最高施工压力56MPa，共加砂43m3，压后取得了较好的增产效果，双封单卡压裂技术的攻关见到了好的苗头,南230-平257井压后生产曲线,初步验证了小直径双封单卡工艺管柱的可行性，但胶筒残余变形较大，管柱存在较大的遇卡风险,2007年攻关阶段,开展了以双封单卡工艺为主，机械桥塞、液体胶塞、水力喷砂为辅的水平井配套工艺的攻关研究 小直径双封单卡管柱技术体系基本成型,2007年双封单卡压裂工艺管柱指标,攻关
8、初期技术指标低，平均1.7趟管柱完成1口井压裂,朝平1井采用国产机械桥塞，实现3段分段压裂试验，为老井大卡距压裂提供了技术手段,完成国产化机械桥塞的研究,2008年攻关阶段,提高技术指标，形成优化设计理念及控制方法,南237-平297井一趟双封单卡管柱压5段 肇54-平26井一趟双封单卡管柱加砂100m3 南219-平292井采用双封单卡管柱完成泥岩穿层试验,2008年双封单卡压裂工艺管柱指标,2008年技术指标稳步提升，平均1.5趟管柱完成1口井压裂,与廊坊分院合作，首次在杏8-4-L503井开展了水平井液体胶塞分段压裂现场试验,开展水平井液体胶塞现场试验,封堵底段压裂顶段工艺管柱,封堵顶段
9、压裂底段工艺管柱,为隔层小或连续射孔的老井压裂提供了技术手段,2009年攻关完善阶段,扩大应用规模，大幅度提升技术指标,朝100-葡平35井一趟双封单卡管柱压8段 南268-平243井一趟双封单卡管柱加砂145m3,2009年双封单卡压裂工艺管柱指标,2009年技术指标显著提高，平均1.36趟管柱完成1口井压裂,与石油大学合作，首次在杏5-4-平丙092井开展了水平井不动管柱压3段水力喷砂分段压裂现场试验,开展水力喷砂压裂现场试验,为储层破裂压力相差不大的新老水平井定点改造提供了技术手段,引进贝克公司裸眼管外封隔器分段滑套压裂完井工具，在徐深8-平1实现4段大规模压裂改造，为深层火山岩气藏的勘
10、探开发探索了新的途径,开展深层火山岩裸眼水平井分段压裂试验,2010年攻关完善阶段,州扶51-平52井单趟双封单卡管柱压15段 贝301-平1井单趟双封单卡管柱加砂160m3,2010年双封单卡压裂工艺管柱指标,双封单卡压裂技术日趋成熟基本满足大庆外围低渗透葡萄花、扶余储层及长垣油田新、老水平井分段压裂需求，已成为大庆油田水平井分段压裂的主体技术,2010年技术指标再提高，平均1.22趟管柱完成1口井压裂,渗透率低、层间物性差异大(150mD) 丰度特低(1020104t/km2) 单层厚度薄(单井12m，单层0.5m) 水平段长，平均540m，需压裂层段多，5.1段,1、大庆油田水平井分段压
11、裂技术总体攻关思路,1)能够实现薄互层多段、有针对性的压裂改造,大庆外围葡萄花、扶杨储层特点：,针对储层薄而多、层间物性差异大的特点，以及一趟管柱完成一口井压裂的目标，需要水平井压裂技术具有多段压裂、针对性强的特点,二、双封单卡压裂工艺管柱研究,2)满足水平井-直井联合分层开发需要,为建立合理注采关系，实现水平井-直井井网裂缝匹配，保证压后高产、稳产，需要实施精细、可控的水平井分段压裂,按直井井网模式开发，平面上直井与水平井裂缝参数的不匹配，注水不见效，水平井压裂初期效果好，但产量递减快,水平井压后产量曲线,注水受效，平均月递减率1.4%,注水未受效，平均月递减率6.6%,弹性开采，平均月递减
12、率7.1%,114mm封隔器,州78-平67井起出工具,州70-平62井实际钻井轨迹示意图,3)压裂管柱安全性和稳定性要高,压裂管柱设计难点,管柱受力复杂：油层多、薄，井眼轨迹复杂，起下困难 工具尺寸受限：在满足耐温、耐压要求前提下，尽可能减小工具外径和长度，保证顺利起下 井下配套工具动作受限：旋转等机械动作无法实现 施工风险较高：由于水平井井眼的特殊性，施工砂卡风险较高，需考虑防卡、解卡措施，并为后续大修留出内外处理空间,州78-平67井采用常规工具实施不加砂压裂试验，压后管柱拔不动、修井作业后发现封隔器胶筒破损,安全性高,稳定性高,管柱结构简单，通过造斜段能力强 有反洗及快速解封的功能，不
13、易砂卡 具有解卡功能，便于修井处理,封隔器耐温承压指标高，满足不同储层施工要求 封隔器耐疲劳强度高，多段压裂始终保持有效密封 管柱的耐磨蚀能力强，满足多段大砂量施工要求,压裂管柱性能要求,针对大庆油田水平井分段压裂技术总体攻关思路，按照股份公司“水平井低渗透改造重大攻关项目”总体分工安排，开展了水平井双封单卡压裂技术的攻关研究,利用导压喷砂器产生的节流压差使封隔器坐封，压裂液通过喷砂器进入地层，完成目的层压裂，停泵，封隔器胶筒回收，反洗后，上提至第二个目的层进行压裂，如此逐层上提，实现多段压裂,1)技术原理,2、双封单卡分段压裂技术原理与适应性,2)关键工具及其在管柱中的作用, 安全接头,作用
14、：其位于整个工具串的最上方，如管柱遇卡，可通过安全接头实现丢手，方便打捞、磨铣等后续工艺处理,丢手方式：投球打压丢手, 扶正器,作用：其外径大于封隔器，可保护封隔器的起下，提高封隔器密封及回收性能，开有导流槽，避免支撑剂堆积,扶正方式：刚性扶正, 水力锚,作用：锚定压裂管柱，避免由于活塞效应、螺旋弯曲效应、膨胀效应及温度效应等引起的管柱伸缩，提高上下封隔器密封性能,工作方式：液压, 压差式封隔器,作用：实现目的层与上下层段封隔，达到分段压裂目的,坐封方式：液压, 导压喷砂器,作用：产生节流压差，并传导压力，使两级封隔器坐封， 是压裂液进入地层的通道，也是压后反洗油套连通的通道,采用双封隔器封隔
15、目的层，施工中可根据套管出液情况判断封隔器和套管外的密封，保证压裂的有效性和针对性 一趟管柱能完成多段压裂，最多可完成15段，能显著降低施工成本 工艺管柱具有反洗功能，可实现高砂比，低替挤压裂施工，能显著提高造缝质量和压裂效果 工艺管柱结构简单、工具外径小、长度短，在造斜段通过能力强，并设计有可靠的防卡、解卡机构，安全性高 对于多段射孔的老井，可实现任意层段的选压,3)技术特点,套管固井射孔完井的新老水平井 压裂井段固井质量合格 适用于139mm，壁厚为7.72mm和9.17mm的套管 储层温度低于100 ，施工压力低于80MPa 全井井身曲率不大于12.84/25m,4)技术适应性,1)耐温
16、承压性能高的小直径封隔器,3、双封单卡分段压裂管柱核心技术,常规结构的小直径胶筒耐温承压性能低,外径由113mm缩小到105mm后，径向尺寸缩小7%，扩张比由1.1增大至1.2，胶筒承压性能降低70 ，残余变形大于10%,胶筒性能参数对比表,攻关难点,有限元分析表明：胶筒最大应力发生在上、下肩部附近，是其它部位应力的3.03.6倍,胶筒肩部承压变形是影响胶筒承压能力的主要因素,胶筒受力不均匀，需要改变局部受力状况,室内油浸试验达到耐温100，承压差80MPa的指标，现场试验井下最高温度103，最高施工压力70MPa，满足大庆油田水平井压裂的需要,70MPa,州扶76-平52压2段,葡扶172-平59井,封隔器胶筒试验情况,103,2)耐磨蚀导压喷砂器,未使用,陶粒45m3,常规结构的不适应性：,耐磨性能差，加陶粒45m3，磨损严重，限制水平井的施工规模，影响压裂效果 磨损后喷砂器的强度降低，影响施工安全 易磨损部位正对着导流通道，影响节流压差的传导，会导致封隔器解封，无法对目的层进行有效封隔,采用CFD(计算流体动力
