毕业论文-压裂技术在低渗油藏的应用.doc

中国石油大学胜利学院专科毕业设计（论文）毕业设计（论文）题 目： 压裂技术在低渗油藏的应用 学生姓名： 系 别： 油气工程系 专业班级： 2011级油气开采技术专业 指导教师： 2014年 6月6日 摘 要随着油气井的勘探开发的深入，低渗透油田所占的比例越来越大，如何合理高效的开发低渗透油田变得日益重要。低渗油藏以岩性油藏和构造岩性油藏为主，油藏类型较单一，具有储层物性差、孔喉细小溶蚀孔发育、储层非均质性严重、油层原始含水饱和度高、储层敏感性强、裂缝发育、原油性质好等地质特征。对低渗透油藏进行压裂，能在相对节省投资的前提下达到提高采收率的效果。关键词：低渗油藏；采收率；压裂技术ABSTRACT With the exploration and development of oil and gas wells deep, low permeability oilfield proportion is growing, how rational and efficient development of low permeability oil fields is becoming increasingly important. Reservoirs mainly contain low permeability reservoir lithology and structure of reservoir lithology with a single reservoir type comparison. There are many Geological characteristics of poor reservoir properties, corrosion stomatal development of small pore throat, severe reservoir heterogeneity, reservoir raw water saturation high, reservoir sensitivity, fracture, geological characteristics and good oil properties. With Low permeability reservoir fracturing, enhanced oil recovery can be achieved in the context of the relative effect of saving investments.Keywords: low permeability reservoir; recovery ratio; fracturing technology目 录第1章 概论11.1 低渗透油藏的概述21.2 低渗透油藏开发中普遍存在的问题2 1.3 改善低渗透油藏开发状况的思路3第2章 低渗透油藏的主要开发技术概述62.1 气驱技术6 2.2 压裂技术7 2.3 水平井技术7第3章 低渗油藏常用的压裂技术93.1 卡封压裂技术93.1.1 技术原理及应用条件 93.1.2 工艺特点113.1.3 施工工序113.1.4 井下工具143.2 机械分层压裂技术133.2.1 分层压裂选井选层条件研究133.2.2 机械分层压裂的原理133.2.3 机械分层压裂存在的问题分析143.2.4 分层压裂施工工艺研究153.3 限流压裂技术163.3.1 技术原理及主要特点163.3.2 现场应用情况及增产效果183.3.3 存在的主要问题193.4 暂堵砂塞（液体胶塞）分段压裂技术203.4.1 封堵底段压裂顶段工艺203.4.2 封堵顶段压裂顶段工艺213.4.3 室内试验与工艺指标213.4.4 现场试验223.4.5 实验结论233.5 裸眼封隔器分段压裂技术243.5.1 裸眼封隔器的研制243.5.2 技术分析243.6 水力喷射分段压裂技术273.6.1 水力喷射压裂机理273.6.2 水平井不动管柱水力喷射压裂工艺研究273.6.3 现场应用情况30 3.7长缝压裂技术31 3.7.1 低渗透长缝压裂技术思路提出31 3.7.2 低渗透长缝压裂关键技术及优势分析31 3.7.2.1 低渗透长缝压裂关键技术31 3.7.2.2 低渗透长缝压裂优势分析33 3.7.3 仿水平井开发技术34 3.7.3.1 仿水平井开发技术概念34 3.7.3.2 核心关键技术35第4章 结束语36参考文献37致 谢38第1章 概论1.1 低渗透油藏概述 1.1.1 低渗透油藏的概念 低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油田。低渗透油气田在我国油气开发中有着重要意义，我国低渗透油气资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广以及“上气下油、海相含气为主、陆相油气兼有的特点，在已探明的储量中，低渗透油藏储量的比例很高，约占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。 1.1.2 低渗透油藏的分类标准 根据低渗透油层上限和下限的分类，把渗透率为（0.150）10-3 m2的储层通称为低渗透油层。影响低渗透油藏开发效果的主要因素中1，渗透率是最重要的因素，其次是天然能量（油藏原始压力系统往往能反映出油藏天然能量久第三是油藏埋藏深度映定其开发效益）。综合上述3方面因素，选择渗透率、油藏原始压力和油藏埋藏深度3个指标，将低渗透油藏初步细分为10种（表1-1）。表 1-1 低渗透油藏精细分类指标指标类型分类指标值渗透率一般低渗透1010-35010-3 m特低渗透110-31010-3 m超低渗透0.110-3110-3 m油藏原始压力系数低压压力系数少于0.8常压压力系数为0.81.2高压压力系数为1.21.8埋藏深度浅层小于2 000 m中深层2 0003 000 m深层3 0004 000 m超深层大于4 000 m 依据286个低渗透油藏开发单元的渗透率、油藏原始压力和埋藏深度，参考上述低渗透油藏精细分类指标并进行组合，认为低渗透油藏主要存在深层高压特低渗透、中深层常压特低渗透、浅层低压特低渗透、深层高压低渗透、中深层常压低渗透和浅层常压低渗透6种类型。从286个开发单元中统计出断中类型油藏参数特征其共同特点是储量丰度较低，原油性质较好，采收率较低。不同特点是油藏为高压时，地饱压差较大，原始气油比较高；此外，深层高压低渗透、中深层常压低渗透和浅层常压低渗透油藏的渗透率为31.110-333.310-3 m2，孔隙度为15.6%16.9%。一般有工业性自然产能，开采方式与常规储层相似，但在钻井和完井中极易造成污染，压裂可进一步提高产能;深层高压特低渗透、中深层常压特低渗透和浅层低压特低渗透油藏渗透率为1.210-36.410-3 m2，孔隙度为11.7%14.5%，储层束缚水饱和度较高，且变化较大，部分为低电阻率油层，自然产能仅部分达到工业性标准，大部分须压裂投产。1.2 低渗透油藏开发中普遍存在的问题 1.2.1 天然能量不足且消耗快 绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快。该类油藏依靠弹性能量开发的采收率一般低于5%，油井自然产能很低，一般只有18 t/d甚至没有自然产能。经压裂后，平均单井产油量可达到3.627.7 t/d。例如东淮凹陷文东油田多数油井没有自然产能，压裂后日产量可达百吨以上。深层高压特殊渗透油藏压裂有效期较短，据中原油田统计，2 000年以来老井有效期为861 164 d，新井有效期为1401 874 d，平均约为125 d。 1.2.2 注水效果差 注水井吸水能力低，注水效果差。低渗透油层一般吸水能力低，油层中粘土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致油层伤害，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减。例如东营凹陷牛20块注水井在1991年转注时的井口注入压力为6 MPa，至2000年上升至35 MPa，在低渗透油藏井距为250300 m的条件下，油井一般在注水后约6个月才开始见到效果，但效果不明显，多数油井保持产量稳定甚至缓慢递减，见效好的井只是压力和产量略有回升，即使注水效果最好的阶段，油井产量和地层压力也恢复不到初期水平。 1.2.3 油井见水后产量递减快低渗透油藏的油水粘度比一般小于5见水后，采油指数连续大幅度下降，采液指数急剧下降，虽然在高含水期采液指数慢慢回升，但最终也不能恢复到原始采液指数。此外，由于低渗透油层渗流阻力大，通常采用较大的生产压差投产，见水后通过加大生产压差来提高产量的可能性较小。 1.2.4 裂缝性低渗透砂岩油藏注水水窜严重低渗透砂岩油藏往往有天然裂缝，由于压裂投产，还存在人工压裂裂缝。这类油藏一旦注水压力超过破裂压力或裂缝开启压力，即裂缝处于开启状况，将导致注水井的吸水能力急剧增大。当井网形式与裂缝分布规律及方向不相适应时（如胡状集油田胡63块ES3等），沿注入水主流线方向的油井水窜严重，有的甚至注水几天就使油井暴性水淹。1.3 改善低渗透油藏开发状况的思路 1.3.1 加强低渗透油藏的储层精细研究及其渗流机理研究低渗透油藏与其他类型油藏的主要差异是储层特征，包括沉积、物性、含油性、非均质性和敏感性等特征，因此，要实现高效开发低渗透油藏，必须加强低渗透油藏的储层精细研究和渗流机理研究。低渗透储层不同沉积微相带的渗透率差异较大，油田开发实践证明，砂体核部相对高渗透带注水，砂体边部低渗透带采油，开发效果明显。加强储层非均质性和沉积微相的研究，为注水开发井网部署提供决策依据。 对低渗透油藏的裂缝方位、密度、规模及开启程度等进行精细研究2，是合理划分层系、部署井网、保证注水效果和改善开发效果的关键。应采用地震测井、阵列声波测井和地应力测量与分析等技术，深化对低渗透油藏的裂缝描述，建立定量化和可视化的低渗透油藏三维地质模型。人工压裂缝的导流能力大大高于天然裂缝，合理控制压裂缝的长、宽、高对改善注水波及效率极其重要，研究压裂规模以及井网与压裂裂缝的适应性，控制初期生产压差，控制合理采油速度和注水强度，尽量延长无水和低含水采油期。低渗透储层多存在敏感性问题，在开发中必须重视敏感性，否则将严重影响油井产量。储层保护工作要贯穿于低渗透油藏开发的全过程。重视低渗透油藏渗流机理研究，重点研究天然裂缝、人工裂缝和基岩系统组合模型的驱替特征、驱替规律和驱替效率，为合理评价低渗透油藏水驱开发效果奠定基础。改善非线性渗流特征油藏数值模拟算法的收敛性和稳定性，建立能反映多重介质内流体渗流的油藏数值模型，为低渗透油藏开发方案设计及开发动态分析提供有效手段。 1.3.2 合理加密井网合理加密井网是改善已开发低渗透油藏开发效果的重要途径之一。油田开发实践证明，要实现有效注水开发，必须达到一定的井网密度，井网密度加大到一个界限值后，低渗透油藏开发效果大幅度改善。例如五号桩油田桩74北块Es为深层高压特低渗透油藏，埋藏深度为3 550 m，原始地层压力系数为1.56，初期采用天然能量开发，1996年采用350 m井距注采井网，由于渗透率仅为6.410-3 m2，注不进水，地层压力下降快，2002年2月采油速度下降0.3%，单井产液量为7.1 t/d，单井产油量为3.8 t/d；后期注采井网加密至180 m井距，地层压力由加密前的27.5 MPa回升为39.2 MPa注水量稳定在4050 m3/d油井采用压裂投产，单井产液量为48.3 t/d，单井产油量为23.3 t/d，并且后期产量基本保持稳定。 1.3.3 精细注水精细注水是改善低渗透油藏开发效果的重要保证。如果多数开发单元合注合采，层间吸水能力差异大，则只有极少数油层吸水，水驱动用储量程度低。根据低渗透油藏的地质特征和油水运动规律，细分开发层系，调整好注采井网的匹配关系和单井注采强度，做到“多向、细分、适压、平衡”注水，确保油井多向受效，力求平面动用的均衡性是提高储量动用程度和油井产能的重要保证。在此基础上，应完善发展高压分注技术，尤其要提高分注有效期，使高压注水井层间注水量可控可调，从而提高注入水波及体积。同时强化提高注入水水质，保证注水站、管线、井口和井底水质一致。注水站要安装精细过滤装置，并控制化学添加剂质量，改善水质;注水管线要进行防腐处理，井口装精细过滤装置，定期洗井，特别是转注井要严格洗井。 1.3.4 采用整体压裂改造和井筒提升技术采用整体压裂改造和井筒提升技术实现高效开发。在油藏现代构造应力场研究基础上，优化整体压裂规模及参数，对压裂施工程序、压裂缝支撑剂、现场监督以及生产系统进行优化设计，选择有注水井对应且地层压力保持较高的井层优先进行压裂引效，通过整体压裂改造低渗透储层的效果明显。例如东营凹陷牛庄油田史深100块先后有52口油井实施了76井次压裂改造，压裂前平均单井产液量为5.9 t/d，产油量为5.5 t/d，含水率为6.7%，压裂后平均单井产液量为16.3 t/d，产油量为15 t/d，含水率为7. 9%，平均有效期达400 d以上。目前发展的有杆泵深抽工艺配套技术、小排量电泵采油技术和气举采油技术等，基本能够满足低渗透油藏不同能量抽油井提液的需要。中原油区2 244口抽油井采用有针对性的井筒提升技术，目前平均单井的产液量为17.3 t/d，平均泵挂深度为1 936 m，平均泵效为43.3%，检泵周期为454 d。 1.3.5 做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验继续做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验。苏北盆地草舍油田泰洲组油藏为典型的中深层常压低渗透油藏，储层非均质性严重。开发中存在的主要问题是：储量平面动用不均衡，注水井网有待完善；纵向块砂岩中部油层因渗透率低而储量动用程度较低；注水井井口压力偏高。针对草舍油田情况，开展了二氧化碳驱提高低渗透油藏采收率的先导试验，研究结果表明，在相同井网条件下，推荐实施方案的采收率将提高7%，目前现场实施已取得初步效果。中深层常压低渗透油藏占中国石化低渗透油藏动用储量的45.2%，这一先导试验的实质性进展展示了该类油藏的挖潜前景。东濮凹陷文南油田文88块为典型深层高压特低渗透油藏，从2 001年开始开展天然气驱先导试验方案研究，目前已完成室内试验和油藏注气方案优化研究，选择的试验区含油面积为0.64 km2，地质储量采出程度为9.6%，方案预测天然气驱采收率将达42.4%，投资回收期为4.28 a下一步将完成地面配套技术研究并进行现场实施。该项先导试验将为中国石化深层高压特低渗透油藏的挖潜提供有力的技术储备。第2章 低渗透油藏的主要开发技术概述2.1 气驱技术 CO2混相驱、烃类气体混相驱及氮气驱是提高低渗透油藏采收率的有效手段，采收率可以提高25%。针对目前低渗透油田采收率较低的状况，应积极开展混相驱提高采收率的研究和现场试验。 （1）注入烃类混相驱。在高压下，使注入的天然气与油层的油发生混相，形成混相带，随着注入压力的提高，混相前缘不断向前驱扫，从而把油采出来。实践证实该方法提高采收率效果良好。 在澳大利亚的缔拉瓦拉油田和美国的布里杰湖油田注入烃类混相驱后，取得明显的良好效果。 （2）注CO2。高压下将CO2注入油层溶解于原油中，使原油粘度降低、体积膨胀、流动性变好，如果形成混相或局部混相带，则可降低界而张力，大幅度提高原油采收率。 美国，从五十年代至今，已成功地进行了大量的注CO2混相及非混相驱提高采收率技术，最终采收率高于原来预测值，室内机理研究也比较深入，近几年来又提出混相水气交替注入以及近混相驱等，使混相驱效果进一步提高。如美国的小溪油田和东北帕迪斯林格油地质储量。在我国，大庆油田于1965年开辟小井距提高采收率试验区进行先导性试验。目的层在葡14-7层，开展注浓度为3.8%的碳酸水试验，注入孔隙体积23.2。与同条件对比井组的水驱相比，采收率提高10%左右，在注水过程中注水井吸水能力也有所提高。室内试验表明，CO2水驱能使岩石表层性质由亲油转向亲水。1985年，气体混相驱和非混相驱工作又重新开展起来，1994年，吉林油田开展CO2吞吐和CO2泡沫压裂，结果平均单井增产75.5 t和144 t原油。1996年江苏油田在富民油田48井开展了CO2吞吐试验，累计增油1 500 t。 （3）注氮气。注N2开发由于其独特的优越性，自70年代中期以来，得到了迅速的发展。实践证明，埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。美国的福多奇油田在现场实施后取得明显的经济效益。在国内，注N2开发起步较晚。于1994年后，华北的雁翎油田和江汉油田都进行了现场试验，取得明显的开发效果。2.2 压裂技术 低渗透油藏自然产能较低，一般达不到油流标准，必须进行压裂改造才能进行有效的工业开发，因而，压裂开发技术是低渗透油田开发的关键技术。目前“整体压裂”优化设计技术是世界近期水力压裂工艺的一个重要发展，它已不是一般单井增产增注方法。而是油田总体开发方案中的一个重要组成部分。 压裂技术的开发现状： 1947年美国第一次水力压裂，60多年发展，压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的进步，压裂井数逐年上升。 压裂液：从原先的原油和清水发展到目前低、中、高温系列齐全的优质低伤害,且有延迟交联作用的胍胶有机硼“双变”压裂液体系和清洁压裂液体系； 支撑剂：从原先的天然石英砂发展到目前的中、高强度的人造陶粒，并且加砂方式从原先的人工加砂发展到混砂车连续加砂。 压裂设备：从原先的小功率水泥车发展到现在的1 000型和2 000型压裂车； 单井压裂施工：从原先的小规模、低砂液比压裂作业发展到现在的超大型、高砂液比压裂作业； 压裂应用的领域：从原先的特定的低渗透油气藏发展到现在的特低渗和中高渗油气藏并举；针对的对象从原先的开发井（包括生产井和注水井）压裂拓宽到现在探井压裂。 压裂技术：从单项技术到技术系列集成、整体优化设计。（增产增注手段、认识评价方法）。目前主要有碱性压裂液、酸性压裂液和清洁压裂液等。碱性压裂液最常用，酸性压裂液-西南、采油院都已研制和应用，清洁压裂液有采油院的VES压裂液。2.3 水平井开发技术 低渗透油田在我国具有巨大的资源潜力，但开采难度较大。水平井是改善低渗透油开发效果的新途径，国内外的成功实例都证明了这点。近几年，国内在低渗透油藏钻了10余水平井，取得了较好的效果。如大庆的茂平1井和安塞长庆塞平1井，其初期产量均达到了直井量的4倍以上，在低渗透油田取得了较好的开发效果。国外在低渗透灰岩油藏钻水平井较多，在砂岩油藏中相对较少，但都取得了显著效果. 低渗透油藏水平井开发与直井开发相比，具有以下优点：水平井系统的压裂梯度远高于直井系统的压力梯度；降低井筒周围的压降；水平段增加了钻遇较多垂直裂缝的机率；低渗透油藏利用水平井注水，注入压力低，注入能力高。第3章 低渗油藏常用的压裂技术 3.1卡封压裂技术 3.1.1 技术原理及应用条件（1） 卡单封分层压裂。封上压下压裂工艺针对有2个产层的油气井，为了保护上部的储层，将封隔器卡在下部油气层顶部对下部油气层进行压裂改造（见图3-1）。封下压上压裂工艺针对有2个产层的油气井，为了保护压裂层位的下部油气层，将封隔器卡在待压裂层位的下部进行压裂(见图3-2)3。 图 3-1 封上压下压裂管柱结构 图 3-2 封下压上压裂管柱结构（2） 卡双封分层压裂。工作原理：裂通过分层压裂管柱来实现，利用封隔器和喷砂器将压裂目的层分开，实现分层压裂的目的。压裂管柱按施工设计下入后，压裂前投入钢球，打压坐封，然后加压打掉一级滑套，压裂第一层。第一层压完后再投入球杆，待球杆落入球座后，加压打掉二级滑套，封闭第一层，压裂第二层。压后待压力扩散后大排量返洗井，上提解封。 为了保护压裂层位的上部和下部，将两级封隔器卡在待压裂层位的两端进行压裂(见图3-3)，该管柱可以对具有一定隔层的任意层进行压裂改造。 图 3-3 封上下压中间压裂管柱结构分压两层压裂工艺针对有2个以上产层，而且需要压裂2个层段的油气井。压裂施工时，用封隔器将最上部的油气层或保护层隔开，再用两级封隔器将上部压裂层分开，先压裂下层，然后投球杆至滑套喷砂器处，油管憋压剪断滑套喷砂器上的钉销，打开滑套喷砂器进行第二层压裂(见图3-4)，不动该管柱就可以压裂两层图 3-4 分压两层压裂管柱结构 3.1.2 工艺特点卡封压裂的工艺特点表现为:（1）拓宽压裂方式，减少作业工序，对具有一定隔层的储层可进行选择性压裂。（2）对目的层进行针对性改造，效果比其他分层压裂方式好。（3）适用范围广泛，对储层温度在135 以下，井斜在500 m以下，套管内径118 mm，单套压裂层段在50 m以内的井都可进行压裂施工。（4）管柱结构简单，解封、坐封容易，一次可施工多层。（5）管柱具有反洗井功能，如果封隔器上有沉砂可以冲洗干净，便于解封。（6）工具节流不明显，在高砂比携砂液进入地层时略有显示，最高砂比可以达到48%，排量可以达到4.6 m3。（7）双封分层压裂第一层的施工基本和目前的卡封压裂相似，关键是第二层的施工。 3.1.3 施工工序 （1）下管柱替浆、通井、试压、洗井、替射孔保护液。（2）下入单封或双封压裂施工管柱，使封隔器、水力锚、安全接头，喷砂器等井下工具到达指定位置。（3）安装、固定井口，连接油管放喷管线。（4）上罐配液、摆车、连接压裂管线，试压。（5）小排量反替压裂预前置液，投入钢球，打压坐封、验封合格。（6）按设计泵注程序进行压裂施工。（7）压后立即用34 mm油嘴控制放喷排液，以后逐步放大油嘴，以不出砂为原则。 （8）待压力扩散后大排量反洗井，上提解封，若压后压力无法扩散，则自喷生产，待停喷后进行大排量反洗井，上提管柱解封。 （9）按地质要求进行下一步施工。 3.1.4 井下工具 卡封分层压裂井下工具主要有Y341封隔器、割缝喷砂器和滑套喷砂器等。（1）Y341封隔器4 。Y341封隔器主要由坐封机构、密封元件、平衡机构、反洗机构、解封机构、防撞机构等6部分组成。工作原理是油管内憋压作用于双级坐封活塞上，双活塞上行压缩胶筒，同时锁紧机构锁紧，防比胶筒回弹，使其在工作过程中始终处于密封状态。反洗井时，套管环空泵入工作液体，经封隔器反洗通道推开反洗活塞后，到达封隔器下部环空，进入油管，进行洗井。解封时，直接上提管柱，通过胶筒与套管之间的摩擦力剪断解封销钉，锁紧机构脱开，胶筒依靠自身弹性回收解封。封隔器下部设计有防撞机构，防比在下入管柱过程中中途坐封。Y341封隔器参数见表3-1。参数Y341-115封隔器Y341-112封隔器总长/mm12501250最大外径/mm115112最小内经/mm5050坐封压力/MPa1515工作压差/MPa8080反洗量/m33025工作温度/135135解封负荷/t1515表 3-1 Y341封隔器技术参数（2）割缝喷砂器。KGF94割缝喷砂器由割缝管、坐封球座、挡球孔板和下接头等组成。施工时，投入35 mm钢球至坐封球座处，油管内憋压坐封封隔器后，继续憋压剪断销钉，球座下落至挡球孔板处，压裂液即可由割缝处喷出进行压裂。割缝喷砂器总长700 mm，外径94 mm，内径62 mm ,开启压力18 MPa。（3）滑套喷砂器。KHT114滑套喷砂器由上下接头、外套、护套、滑套、销钉等组成。施工时投入38 mm球杆至滑套上部球座处，油管内憋压剪断销钉，滑套下落，压裂液即可由外套长槽处喷出。其总长700 mm，外径110 mm，内径37 mm，开启压力15 MPa，工作压力80 MPa。3.2 机械分层压裂技术 3.2.1 分层压裂选井选层条件研究分层压裂是同一层系多层同时需要压裂，且各压裂目的层破裂应力有明显的差异，以目前的设备能力和工艺措施难以保证每个层都能压开时所采用压裂方法其具体作法是通过下一次管柱，采用多级封隔器座封，把目的层分开，进行一次施工完成多次压裂任务，完成以目前设备能力无法完成的施工因此，机械分层压裂选井选层应具有以下条件:（1）压裂目的层之间有一定的距离，但距离不能过长。机械分层压裂是靠封隔器实现分层，因此目的层之间的距离必须能够满足封隔器座封所需的空间。但当目的层之间距离过长时，座封和起管柱都会困难，不宜分层压裂。（2）各压裂目的层破裂应力存在差异。当各目的层破裂应力相近时，不需要分层即可全部压开时，分层将没有意义。（3）目的层之间的隔层有足够的应力差(隔层应力大于目的层应力)。分层压裂的目的层之间的隔层应有足够大的应力差以保证多次压裂时裂缝不会上下过渡延伸，造成上下相窜而造成砂埋管柱，从而导致压裂失败或油气井大修。（4）对深井、大斜度井进行分层压裂应慎重。深井压裂地层破裂压力较大，对封隔器耐压性能要求高，且深井温度较高，对封隔器耐温性能要求高大斜度井座封困难，比较难于实现分离。（5）压裂各层间固井及套管质量良好。不存在管外窜及层间窜，座封井段套管无变形、缩径;对老井要求找窜落实套管抗压强度和质量。（6）分层压裂最上面封隔器以上尽量无射孔段。如果存在，必须落实该层的出砂情况和吸水能力，防止砂埋封隔器和压破油管。 3.2.2 机械分层压裂的原理 3.2.2.1 多级封隔器的座封原理多级封隔器在同一井依次座封基本原理是多级封隔器采用不同型号的封隔器，各自具有不同的座封压力，座封时投入钢球使管柱内封闭，然后打入液体逐级升压，在不同压力下稳压一段时间，各级封隔器在各自需要的不同压力下分别座封，当封隔器座封完毕，继续升高压力，利用压力打开节流器开关，完成座封。 3.2.2.2 分层压裂的原理分层压裂的第一目的层与常规压裂相同，第一层压裂时，其余各层的压裂开关均处于关闭状态，当第一层压裂结束时，投放钢球，利用钢球的惯性打开第二层的滑套开关，同时利用钢球封闭通往第一目的层的通道，然后逐渐加压使开关彻底开放，进而进行第二层的压裂第三四层压裂重复第二层压裂步骤，钢球的直径依次减小。当压裂全部结束时，采用单向阀进行多层一起放喷。图 3-5 管柱示意图 3.2.3 机械分层压裂存在的问题分析 3.2.3.1 分层原理引起的问题 分层管柱节流问题。多级压裂封隔器工作原理是利用不同直径的钢球进行打开压裂开关，级数越多管柱的最小孔径越小，节流问题就越严重，直接制约了施工排量及压裂规模，因此克服节流问题是改进分层压裂技术的首要问题，对多级封隔器座封方式进行改进是解决这一问题的首选。 压后多层同时返排的问题。储层间地层压力系统相同时，同时返排问题不大，但压力系统不同时，一起返排将严重影响返排效果，因此要进行优化返排方式及返排机制的研究。 3.2.3.2 常见的施工问题 根据多次施工的结果，机械分层压裂施工大致存在以下问题: （1）压裂封隔器座封位置不对，造成无法进行两层分层压裂由于分层压裂要求井段不宜过长，目的层之间的距离不能过长也不能过短，因此座封位置要求比较严格，封隔器必须座在两层中间。如果位置出错容易出现两层合压或封隔器座在压裂层上造成施工风险，最终导致无法实现分恳因此建议在下管柱座封时采磁定位或其他精密的测量方式。（2）管柱起不出来压后管柱起不出来出现砂卡是分层压裂常见的问题其主要原因是封隔器与套管之间存在沉砂或出现砂埋封隔器，因此在上提管柱时砂子被夹在封隔器胶皮与套管之间，产生的摩擦力异常大，造成压裂管柱无法正常起出。沉砂或砂埋的砂子主要来自上层压裂时的沉砂，还有部分来自返排时带出的砂子。（3）封隔器座封座不住分层压裂封隔器较多，跨越的井段较长，如果井斜较大或者井筒内存在异物，胶皮容易损坏，只要一个封隔器出现问题整个座封都成问题胜利油田纯103-2井是一口斜井，对其进行分层压裂时下5次封隔器尚未完成座封，失败的原因是封隔器胶皮损坏，失去了分层压裂的意义因此建议在施工之前先必须严格进行洗井、通井，然后在重要的部位下扶正器保护封隔器。 3.2.4 分层压裂施工工艺研究 由于分层压裂是一次管柱多次压裂，因此对于每一次压裂都要求不能出现砂堵，一旦出现砂堵，后续的冲砂等工序较为繁琐，使分层压裂失去意义，如果有砂子进入封隔器与套管的间隙，将会直接影响压裂管柱的起出。因此工艺设计尤为重要。 （1）恰当的施工规模及施工参数。优化施工规模和施工参数，确保压裂效果的同时，避免规模过大造成砂堵或者裂缝上下过度延伸造成裂缝相窜。（2）避免封隔器出现砂卡。尽可能的利用携砂性能高的液体，设计顶替液时应有一定的余量保证砂子尽可能少的停留在管柱中。（3）在施工结束后，控制放喷速度。在压力足够低时全部敞开放喷，以免压裂残液带出砂子影响封隔器的解纵放喷结束后，立即用清水返洗井，以免在封隔器在上提的过程中被残留的砂子卡住造成砂末。（4）设计座封位置。下部封隔器距上部油层的距离不宜过长，避免封隔器与油层之间的空隙太大给沉砂创造条件。3.3 限流压裂技术 3.3.1 技术原理及主要特点 3.3.1.1 技术原理水平井限流法压裂与直井限流法压裂原理一样，都是通过控制炮眼数量和直径，以尽可能大的排量施工，利用炮眼摩阻提高井底压力，迫使压裂液分流，使破裂压力相近的地层依次压开5，最终填砂形成有效的支撑裂缝。国内水平井限流法压裂主要集中在大庆油田外围，根据储层厚度分为两类:裂缝限制在储层内和裂缝穿透隔层贯穿多个薄储层6-7。 3.3.1.2 主要特点 水平井限流法压裂与直井限流压裂原理相同，但又有独特之处。（1）施工控制井段长、规模大，施工井段为固液两相的变质量流。因此，长层段中沿程流体摩阻不能忽视，使得孔眼限流摩阻值的计算不能像直井一样仅考虑压裂层段间的破裂压力差值。当确定最大施工排量时，水平井筒引起的摩阻通常也是限制因素。（2）携砂液引起的炮眼侵蚀对流量分配及裂缝形态影响很大。射孔侵蚀对垂直井的流体分布影响较小，但对水平井作业中流体的分布有很大影响。通常认为根部孔眼首先接触携砂液，所以根端孔眼受到的冲扩程度比趾部的大得多。由于炮眼磨损引起的施工压力变化在限流法压裂施工曲线中有很明显的显示（图3-6是南214平324井的主压裂施工曲线），从图中可以看出支撑剂到达井底后，井口压力大幅度下降，这在其他压裂方式中是没有的现象。此现象是由于支撑剂加入引起的混砂液净液柱压力、管柱摩阻和孔眼摩阻的变化综合作用的结果。根据南214平324井的井身结构及施工情况定量计算出前两项的值，可以发现它们对施工压力的影响远没有这么大，因此可以判断出现施工压力如此大幅度降低的主要原因是孔眼受支撑剂打磨孔径变大后，摩阻急剧降低造成的，但目前的压裂设计软件还不能模拟孔眼摩阻的动态变化对裂缝形态的影响。（3）从压裂液流动角度看，水平井限流法压裂与垂直井压裂的主要区别是压裂液存在径向流区(如图3-7所示)。因此增加了近井裂缝复杂程度，产生附加摩阻，高浓度砂浆在其中流动风险很大。 图 3-6 南214-平324井主压裂施工曲线图图 3-7 水平井限流法压裂与垂直井压裂流动差别示意图 3.3.2 现场应用情况及增产效果 从20世纪90年代至今，大庆油田累计完成水平井限流压裂24口，取得了很好的增产效果(见表3-2)。最高施工排量9 m3/min，加入支撑剂90 m3，最多射孔6段实现全部进液(见表3-3)。表 3-2 限流法压裂增产情况统计表地区生产情况初期目前液/m3油/m3液/m3油/m3肇州6口限流压裂水平井平均产量18.016.711.310.07口压裂直井平均产量3.83.23.32.7水平井/直井4.75.23.43.7敖南5口限流压裂水平井平均产量7.27.12.020.32口压裂直井平均产量1.351.41.21.2水平井/直井5.55.31.71.7表 3-3 部分限流压裂井施工参数表序号井号布孔段数孔数支撑剂量/m3最高排量/m31肇62-平225154892南232-平255420907.23南246-平309618547.54南214-平324520808.5 现场形成了系统的水平井限流压裂设计方法、裂缝形态诊断技术和段内限流压裂等配套技术: （1）采用“有效孔数法”及G函数法判断压开裂缝数。（2）开展了连续油管井温测井、大地电位和井下微地震等研究及现场试验。对南214-平324等4口井进行了连续油管井温测井，对认识限流压裂的裂缝形态、裂缝开启位置、相对改造程度起到了积极作用。对南236平252等8口井应用了大地电位法测试水平井多裂缝的裂缝方向。对南246平309井应用井下微地震测试技术进行了裂缝形态测试，与井温测井和测试压裂G函数法解释的结果比较吻合，另外该测试技术也初步证实限流法压裂可以在薄互层沟通多个储层。（3）针对施工井段长、物性差异大，限流压裂可能造成部分层段施工达不到要求或者直接丢缝的现象，开展了水平井机械分段与限流压裂结合的段内限流分段压裂现场试验。 3.3.3 存在的主要问题 水平井的限流法压裂在压前地质认识、施工过程中的控制方法和压后裂缝诊断方面还存在以下问题： （1）水平段长、横向岩性分布复杂，现有地应力计算方法还不能获得详细的水平段的应力差别情况，使造缝部位针对性不强。 （2）控制各段裂缝均匀延伸的手段还不够有效，各条裂缝规模难于控制:由于改造对象主要为薄互储层，层段物性差异大，仅依靠射孔方案的调整难以实现对水平段的均匀改造，还可能使部分裂缝缝长远远大于预期设计值，如果存在边底水或后期注水开发，引发暴性水淹。针对经过磨蚀后的孔眼不能产生足够的井底压力使难压层段继续延伸的现象，现场采用加砂后提高施工排量来保证施工，但缺乏定量化的理论指导。 （3）缺乏有针对性的裂缝定量解释方法。目前现场采用了连续油管井温测井、大地电位测试裂缝方向、井下微地震裂缝检测等技术，但施工复杂、费用昂贵。“有效孔数法”被作为压开裂缝数目的诊断方法也存在很大误差，“有效孔数法”是建立在系统压力分析基础上的，但限于目前水平井限流法压裂压力计只能下到直井段的喷嘴上方。因此，喷嘴下方直井段的摩阻和水平段固液两相变质量流的摩阻计算精度远远不够，导致“有效孔数”计算结果不准确，也影响了压开裂缝数的准确判断。3.4 暂堵砂塞（液体胶塞）分段压裂该工艺首先应保证液体胶塞布放位置可控，工艺管柱既能够满足注入准确的要求，同时也需满足后续的压裂施工，故压裂前采用低排量由套管将定量液体胶塞注入井中，然后泵入定量顶替液，将液体胶塞顶替到预封堵层位，无需填砂提高强度，成胶后进行压裂施工8。根据不同井况制定了2套水平井液体胶塞分段压裂工艺方案：封堵底段压裂顶段工艺；封堵顶段压裂底段工艺。 3.4.1 封堵底段压裂顶段工艺封堵底段压裂顶段工艺管柱由解卡机构、锚定机构、扶正机构、密封机构、节流机构5部分组成，如图3-8图 3-8 水平井液体胶塞封堵底段压裂顶段工艺管柱组成封堵底段压裂顶段工艺特点：（1）采用K344110型小直径扩张式封隔器，工具外径小易下入，胶筒回收性能好，实现有效封隔的同时，降低了卡管柱风险。 （2）采用弹簧喷砂器，当环空注入液体胶塞时处于关闭状态，套管注入液体时无法由此进入油管，确保液体胶塞能够布放至下部井段，在油管压裂时喷砂器阀开启，成为压裂加砂通道。 （3）根据井底深度连接一定长度的73 mm(2%英寸)外加厚油管，底部连接单流阀。液体只能从套管环空通过单流阀进入油管，可建立起油套间的循环，确保了液体胶塞布放位置准确、均匀。在压裂时单流阀则可以充当丝堵，来确保封隔器有效坐封。 （4）下入电子压力计进行井下压力监测，用于压裂后数据分析。（5）安全接头与水力锚起到了解卡与锚定作用，提高了管柱的安全性能。 3.4.2 封堵顶段压裂顶段工艺 3.4.2.1 工艺管柱结构 封堵顶段压裂顶段工艺管柱由防卡机构、锚定机构、扶正机构、密封机构、节流机构5部分组成，如图3-9。图 3-9 水平井液体胶塞封堵顶段压裂底段工艺管柱组成封堵顶段压裂顶段工艺特点：（1）封隔器仍采用K344110型小直径封隔器，同时下入电子压力计进行井下压力监测，解卡结构、锚定机构与封堵底段压裂顶段工艺管柱相同。（2）管柱底部连接节流嘴，建立起油管与套管间循环，既保证了液体胶塞的注入准确性，又能够在压裂时作为节流装置和加砂通道。 3.4.3 室内试验与工艺指标 3.4.3.1 封隔器油浸耐温和耐压试验封隔器型号为K344110，胶筒外径105 mm,优化胶筒结构，采用钢丝内囊结构。地而连好工具后，下入内径为24. 3 mm套管并油浸罐内，浸泡介质为柴油，加温至90 ，浸泡1 h。此时进行加压试验，试验内压70 MPa，稳压5 min，试验5次后胶筒完好。然后升压至75 MPa，胶筒未爆破(如表3-4）。表 3-4 K344-110型封隔器胶筒油浸试验数据油浸温度/浸泡时间/t浸前直径/mm残余变形率/%9010514.2试验结果证明：胶筒回收较好，钢体无变形，承压50 MPa胶筒残余变形率只有4.2%。油浸试验表明：K344110型小直径封隔器完全满足水平井液体胶塞压裂施工的耐温、耐压要求。 3.4.3.2 液体胶塞剂试验 经过攻关与试验，形成了成胶与破胶可控的堵胶塞配方体系，成胶前流动性好，容易泵注，成胶后强度很高，无需填砂。室内对液体胶塞剂进行性能试验，达到指标如下:（1）液体胶塞抗温60100 ，承压5070 s。（2）液体胶塞成胶时间3090 min内可调，胶塞破胶时间572 h可控，破胶后岩芯渗透率恢复值大于90%。 3.4.3.3 整体性能指标通过以上油浸试验及液体胶塞剂试验证明，该压裂工艺整体可达到以下技术指标:耐压50 MPa,耐温90 ，液体胶塞成胶与破胶时间可控。 3.4.4 现场试验 大庆油田现场试验5口水平井，其中4口井采用封堵顶段压裂底段工艺管柱进行压裂施工，1口井采用水平井液体胶塞封堵顶段压裂底段工艺管柱。 现场施工步骤如下: （1）地层吸液试验由套管注入压裂基液，将油管排出液量与环空注入液量进行比较，分析替井筒过程中射孔段的地层吸液情况，据此调整胶塞液量和顶替液量。（2）胶塞液的泵入和侯凝根据地层吸液情况、压裂管柱下入深度及地而管线连接情况现场调整液体胶塞注入量及顶替液用量，注入时采用低排量注入，全部注入完毕后关井候凝。（3）胶塞强度试压胶塞成胶后，开启油管试套压15 MPa，油管无液体返出，证明胶塞己成胶，具备压裂条件。（4）压裂施工按压裂设计进行现场施工。压裂数据如表3-5。表 3-5 5口水平井基础数据及施工压力井号段数射孔长度/m压裂段长度/m施工压力/MPa备注杏81758546老井州542231/62106/5430/35老井南2241303024老井葡扶17233/3/43/3/427/28/29新井5口井均顺利完成压裂施工，施工后液体胶塞破胶完全，压后效果良好，达到了预期目的，压裂后初期产量明显增加，平均达到压裂前产量的4.1倍，如图3-10所示。 图 3-10 液体胶塞压裂前后水平井产量对比 3.4.5 实验结论 （1）水平井液体胶塞压裂技术能够有效对隔层长度短、大段连续射孔或易发生套管变形的水平井进行压裂施工，不受卡距限制。 （2）由油套环空注入解决了液体胶塞准确布放的问题。 （3）液体胶塞分段压裂技术弥补了机械分段压裂的不足，安全性高，现场试验成功率100%。 （4）工艺指标仍需进一步提高，更好地满足不同储层的压裂改造需要。3.5 裸眼封隔器分段压裂 3.5.1 裸眼封隔器的研制苏里格气藏具有低压低渗透、开采难度大的特点，4 000 m井底温度达到130 。水平井分段压裂时，裸眼封隔器的工作位置处于水平裸眼段，井底情况复杂、地层压力高。封隔器下人过程中，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化