一种压裂水平井产能计算方法

水平井井网产能公式

第3章水平井开发井网产能及影响因素分析3.1井网产能研究油藏渗透率越低，井网对开发效果的影响越大，井网的优化部署在整个方案设计中也越关键。低渗透油藏由于储层物性差、天然裂缝发育、非均质性强等特征，而且往往又需要压裂改造后才能进行投产，在注水开发过程中常常出现注水见效慢或者方向性见水快等难题。并且当采用水平井开发低渗透油藏时，这一矛盾更为突出。因此，合理的注采井网是利用水平井经济高效开采低渗透油藏的基础保证。经过近30年的探索和实践，对于低渗透油藏直井的井网形式和合理井排拒的选择基本有了明确的认识。而对于水平井井网形式，目前仍处于理论研究和开发试验阶段，尽管国内外学者曾通过物理模拟、油藏工程方法和数值模拟等手段对此进行了大量的研究，但尚未形成统一的认识。 3.1.1水平井面积井网产能计算公式 3.1.1.1求解思想 1.渗流场劈分原理以水平井—直井五点混合井网为例进行说明。从图3-139可以看出，可以将整个面积井网单元的渗流场劈分为3个子渗流场：直井周围的平面径向渗流场、远离水平井地带的椭圆柱体渗流场和近水平井筒附近的椭球渗流场。不考虑渗流场交界面的形状，只记交界面的压力：径向渗流场与水平井远部椭圆柱渗流场交界面处压力为pr，水平井远部椭圆柱渗流场与近井筒椭球渗流场交界面处压力为pj。图3-139 五点法面积井网单元渗流场简化俯视图

2. 考虑启动压力梯度和压敏效应的直井径向渗流产能公式考虑启动压力梯度和压敏效应的平面径向渗流控制方程： 1 r ? r ρK μ ?ρ?G =0 （3-195）记拟压力函数为： m p =exp α p ?p i =μ 0ρ0κ ? ρK μ （3-196）若令 ξ= dm dr ?αGm （3-198）则式（3-197）可以化简为 r d ξdr +ξ=0 （3-199）方程（3-199）的解为： ξ=c 1r （3-200）由式（3-200）和式（3-198）得到： dm dr ?αGm ? c 1r =0 （3-201）设 ζ=mexp ?αGr （3-202）则方程（3-201）变为： d ζdr ? c 1r exp ?αGr =0 （3-203）求解方程（3-203）得到： ζ=c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-204）即 m =exp ? αGr ? c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-205）因此，压力分布方程为 p =p i +1α?ln exp αGr ? c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-206）通过内外定压边界条件p=p i （r=r e ）和p=p w （r=r w ），可以确定常数c 1和c 2， c 1= exp ?α p i ?p w +Gr w ?exp ?αGr e exp ?αGr r w r e dr 或c 1= exp ?α p i ?p w +Gr w ?exp ?αGr e ?E i ?αGr e +E i ?αGr w （3-207） c 2=exp ?αGr e （3-208）因此，一维径向非线性稳态渗流的压力分布公式为： p =p i +Gr +1 α? c 1? ?E i ?αGr e +E i ?αGr +c i （3-209）

水平井及利用Joshi公式预测产能

第一章绪论 1.1水平井钻井技术发展概况 1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议； 1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井；瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器； 1929年，美国国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒； 30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平井分支井眼； 1954年苏联钻成第一口水平位移； 1964年—1965年我国钻成两口水平井，磨—3井、巴—24井；自来80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC钻头等技术的发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。我国水平井钻井在90年代以来也取得了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井百余口，水平井钻井水平和速度不断提高。 1.2 水平井的定义所谓水平井，是这样一种定向井，其最大井斜度达到90°左右(一般大于85°就叫水平井)，且在目的层内维持一定长度的水平的或近水平井段。八十年代以来水平井钻井技术的不断成熟主要归功于整个定向钻井技术，它是定向钻井技术发展的重大进步。在地质应用方面, 对层状储层、致密含气砂岩层、透镜状储层、低渗透储层、水驱储层、气顶驱储层、重力驱储层、垂直裂缝性储层、双重孔隙储层、双重渗透性储层、薄层以及流体排泄不畅的所有地层, 用水平井开采均有优势。在开发方面, 水平井的开发优势是通过优化完井技术取得的, 水平井可提高储层的钻遇厚度及其井眼连通面积, 降低井底压差, 控制流体流人井底的速度, 从而防止地层砂运移、油气窜层、水气锥进、油管中流体承载等。在强化采油阶段, 还能增加流体注人速度, 更均匀地驱油。降低聚合物分解的风险。水平井有许多领域中的应用是直井无可比拟的。 1.3 水平井的分类及其特点目前，根据水平段特性和功能可分为：阶梯水平井，分支水平井，鱼骨状水平井，多底水平井，双水平井，长水平段水平井等。根据造斜井段的曲率半径，水平井可以分为四种类型：长半径、中半径、短半径水平井（见图1-1）和超短半径水平井。

水平井产能公式

1郭宝玺当 1.8 π ≥时，得到水平井产量： 3 ()1.84210 h i w sse k h p p q B F μ--= ?? 边水油藏 2 22231ln( )(1sin ]()22 23e w w h w w sse v r r z k z z h F L h h L k h h ππ=+ - + --+ 2 Joshi 公式 2() [ln( ln ] 2(1) h i w w k h p p q a h h B L L r πββμπβ-= ++ + 边水油藏 2() 0.52w k h p p q L L r π-= 无边底水油藏 a = 10.5/ ) a = β= 3 黄延章 2() 2ln i w i w e e w w kh p p p p kLh q R R r r πμ μ--= + ? - ?

4 Borisov 2() 4[ln ln ] 2i w e w kh p p q r h h B L L r πμπ-= + (,e L r L h < ) 5 Giger 2() /22e w kh p p q L r L r ππ-= (,e L r L h < ) 6 Babu 公式 [ln ln 0.75] H R w q A B C S r μ= +-+ 拟稳态流动 2 00 1801 ln 6.28 ()]ln(sin )0.5 1.0883o H x x z C a a h h =-+--- R S --井穿透系数，当L b <时，0R S >；当0L =时，0R S = R p --泄油体内平均压力；A --泄油面积

(完整word版)水平井产能预测方法

水平井产能预测方法及动态分析中石化胜利油田分公司地质科学研究院

2006年12月水平井产能预测方法及动态分析编写人：吕广忠参加人：郭迎春牛祥玉审核人：周英杰复审人：李振泉

中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司 2006年12月目录第一章水平井产能预测方法研究 (1) 第一节水平井产能预测概况 (1) 一、国外水平井产能预测概况 (2) 二、国内水平井产能预测概况 (4) 第二节不同油藏类型水平井产能预测 (5) 一、封闭外边界油藏水平井产能分析理论 (6) 二、其它边界油藏水平井产能 (12) 三、应用实例 (12) 第三节不同完井方式情况下水平井产能预测方法 (15) 一、理想裸眼水平井天然产能计算模型的选择 (15) 二、射孔完井方式的产能预测模型 (16) 三、管内下绕丝筛管完井方式的水平井产能预测 (19) 四、管内井下砾石充填完井方式的水平井产能预测 (19) 五、套管内金属纤维筛管完井方式的水平井产能预测 (21) 六、实例计算 (22) 第四节考虑摩阻的水平井产能预测研究 (23) 一、水平井筒流动特点 (23) 二、考虑地层和井筒耦合的水平井段内的压力产量分析 (23) 第五节多分支水平井产能预测 (31) 一、多分支水平井研究现状 (31) 二、N分支水平井（理想裸眼完井）的产能预测 (34) 三、N分支水平井（任意完井方式）的产能预测 (34) 第二章水平井动态分析 (36) 一、压力分布及渗流特征 (36)

二、水平井流入动态分析 (40) 三、水平井产量递减分析方法 (41)

第一章水平井产能预测方法研究第一节水平井产能预测概况通常情况下，井底流压定义为目的层中部位置井处于关井或开井时的压力，在整个区域认为是一个定值，如图3－1－1所示。对于直井来说，这种假设是有效的，因为在直井中射孔段的长度和油藏尺寸相比比较小。换句话说，由于重力、摩擦力或其它因素造成的流体通过射孔的压力降与地层压力降相比很小，可以忽略，因此，在直井中可以认为井底流压是一个常数的假设是可以接受的。但是，对于水平井，特别是高产水平井，这种假设是不准确的，因为水平井的井长比油层厚度大的多，如图3－1－2所示。当流体从水平井的趾端（B 靶点），即水平井的末端或跟端（B 靶点），即水平井的起始端流动时，由于摩擦损失、动能损失、相变、重力变化以及动量变化，造成压力沿井身的重新分布，因此不能将井底流动压力定义为一个常数。从流体流动的机理看，要使井筒内的流体维持流动，水平井末端至生产端的压降又是必需具备的，也是实际存在的，压力从末端至生产端逐渐减小。这样，沿水平井井长方向的压降及其沿井长的流量也会发生变化，沿井长的压力将会影响水平井的总产量及水平井长度的设计，也会影响到完井和水平井剖面的设计。本文是对水平井井筒内的流动进行研究，研究水平井的沿程压降和流量分布，为工程部门更有效地设计水平井提供一些理论依据。为准确预测水平井的产能，必须对沿水平井井筒压力变化和流量的变化进行预测，本研究的目的就是寻找一种在不依靠井底流压为常数的不合理假设条件下水平井产能预测的简单方法。对于水平井而言，最简单的井模型是采取垂直井的处理方法，采用该方法处理水平井时流体的流动必须是径向流。因此，井必须是完全射开，即井的长度和油藏厚度必须很大。水平井的产量可以用下式计算： )(wf h P P J q -?= （3－1－1）式中： q ：水平井产量；h J ：水平井生产指数；P ：油层压力；wf P ：井底流动压力。

直、斜、水平井产能计算

6.3 注采井产能确定（直、斜、水平井）文23储气库注采井根据所处产能区的不同，将会采用直井、斜度井和水平井三种不同的井型来进行注采，而准确的分析三种井型的产能，对于气库井网部署有着极其重要的意义。 6.3.1注采井产能确定依据与方法 1）直井产能计算模型根据天然气在多孔介质中流动的偏微分方程的解析解可得到垂直井产能计算方程为：压力平方形式为： 22 ()/() 0.472ln sc sc R wf i i sc g e w KhZ T p p Z p T q r r πμ-= 式中：K ———————气层渗透率， 10-3μm 2； h ———————生产层有效厚度，m ； Z SC ———————标准状况下的气体偏差因子； T SC ———————标准状况下的温度，K ； P R ———————地层压力，MPa ； P wf ———————井底流压，MPa ； μi ———————初始条件下的气体粘度，mpa.s Z i ———————初始条件下的气体偏差因子； P SC ———————标准状况下的地面压力，MPa ； r s ———————气井泄气半径，m ； r w ———————气井井筒半径，m ；利用该公式，分别在高、中、低产井区选取了3口代表井进行产能计算，以验证公式理论推算气量与实际生产气量、不同井区各井的产量比率。表6.3-1 模拟计算参数表

通过计算，得到了3口井的理论产量（见表6.3-2），其计算值与实际值较为接近，均略小于其实值。表6.3-2 3口气井产量计算表 2）斜井产能计算模型 Cinco、Miller和Ramey等人提出了在直井产能方程中加入斜井拟表皮因子的方法解决了斜井的产能计算问题，并提出了计算斜井（图6.3-1）拟表皮因子的方法：图6.3-1 斜井示意图

低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素重点

石油学报文章编号:025322697(1999 0420051255 低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素张学文3 (中国石油天然气集团公司方宏长裘怿楠章长钐 (石油勘探开发科学研究院北京摘要:通过科学的抽象, 建立了大量的非均质地质模型, , 藏中的开发动态, 、K v K h 、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、:3条相对较优; ; , 存在相对较优的裂缝导流能力值; 两条最外边裂缝的; , 建议加大中间裂缝的长度或导流能力, 。在对裂缝条数、长度和导流能力研究的基础上, 建立了增产倍数图版。主题词:水平井; 水力裂缝; 裂缝条数; 裂缝长度; 裂缝导流能力; 裂缝间距 1前言国内外油田开发实践证明[1～7], 水平井适用于低渗透油藏的开发 , 而且低渗透油藏水平井开采技术将成为水平井技术发展的一个重要方向。由于低渗透率油藏的渗透率低, 渗流阻力大, 连通性差, 油井自然产能很低, 为了改善其开采经济效益, 通常要对水平井采用压裂试油和压裂投产工艺, 同时也对油藏工程提出了许多新的研究课题, 压裂水平井产能以及影响因素就是其中一个非常关

键的问题。本文将针对压裂水平井的产能及其影响因素问题进行油藏数值模拟研究。 2基本地质模型为了对压裂水平井产能及影响因素进行深入的研究, 建立了200多个非均质地质模型, 考虑到的因素包括; 人工裂缝条数、裂缝长度、储层渗透率、裂缝导流能力、裂缝间距、垂直渗透率与水平渗透率的比值和裂缝方向与水平段方向关系等因素(表1 。表1地质模型中的影响因素 Table 1Factors affect i n geolog ical m odels 项目数值地层渗透率(×10-3Λm 2 014、2、8、5、50裂缝条数0、1、2、3、4、5、6、7、8、9裂缝长度(m 0、40、90、140、240、440裂缝导流能力(Λm 2 ? c m 5、20、50、100 裂缝间距(m 112、168、224、280、336、392、448K v K h 0105、011、0115、012、013、014、裂缝等效网格为015m , 水平段所在的网格也是015m 。岩石物性和流体参数使用长庆安塞油田坪桥区的实际数据。模拟软件选用石油勘探开发科学研究院研制的多功能模型。 3压裂水平井产能影响因素的讨论 311水平裂缝与垂直裂缝比较

【CN109882163A】一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法【专利】

(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910235271.8 (22)申请日 2019.03.27 (71)申请人中国石油大学（华东）地址 266580 山东省青岛市黄岛区长江西路66号申请人中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院 (72)发明人苏玉亮　范理尧　王文东　唐梅荣　杜现飞　马兵　 (51)Int.Cl. E21B 49/00(2006.01) E21B 43/267(2006.01) (54)发明名称一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法 (57)摘要本发明公开了一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法，属于油气田开发工程领域。本发明实施例提供的产能预测方法，首先基于模糊集合理论将致密油藏压裂水平井细分为不同类别，其次分析了不同类别水平井的地质参数、压裂施工参数与峰值平均日产量之间的关系，进而确定了影响致密油藏压裂水平井产量的主控参数，最后，根据致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量和相应的主控参数数据，利用回归分析法建立峰值平均日产量预测模型，进而对致密油藏压裂水平井的产能进行预测。该产能预测方法基于模糊集合理论，综合考虑了地质因素参数和压裂施工参数，使预测结果更接近实际情况，能有效地用于评价压裂效果，进一步地改进和优化压裂施工方案。权利要求书2页说明书8页附图5页CN 109882163 A 2019.06.14 C N 109882163 A

1.一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤：获取致密油藏压裂水平井的日产量数据、地质参数数据和压裂施工参数数据；根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量；根据所述峰值平均日产量，基于模糊集合理论确定所述致密油藏压裂水平井的分类；分别计算每种分类中对应的致密油藏压裂水平井的所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值以及所述压裂施工参数数据的平均值；根据所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值，确定影响所述致密油藏压裂水平井产量的主控参数；根据所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量和所述主控参数数据，基于回归分析法建立峰值平均日产量预测模型；根据所述峰值平均日产量预测模型，预测压裂水平井的产能。 2.根据权利要求1所述的产能预测方法，其特征在于，所述地质参数包括油层平均厚度、孔隙度、渗透率、含水饱和度；所述压裂施工参数包括水平井长度、水平井压裂段数、单段平均砂量、单段平均液量、总排量、水平井压裂簇数。 3.根据权利要求1所述的产能预测方法，其特征在于，所述根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量，包括：根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井投产后每个月份的月平均日产量；根据所述月平均日产量，确定所述致密油藏压裂水平井投产前期的连续峰值产量月份；根据所述连续峰值产量月份，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量。 4.根据权利要求1所述的产能预测方法，其特征在于，所述根据所述峰值平均日产量，基于模糊集合理论确定所述致密油藏压裂水平井的分类，包括：根据所述峰值平均日产量，确定区间[b，a]，其中，b表示所述峰值平均日产量的最小值，a表示所述峰值平均日产量的最大值；将所述区间[b，a]进行若干等分，且使等分后的区间分别向左右两边扩大设定值，得到若干个两两重叠的模糊集合U；若干个所述模糊集合U对应将所述致密油藏压裂水平井分为若干类。 5.根据权利要求4所述的产能预测方法，其特征在于，所述模糊集合U为：其中，n是所述区间[a ,b]的等分个数，j为等分区间的序号，j可取1，2，3…；e为常数。 6.根据权利要求2所述的产能预测方法，其特征在于，所述根据所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值，确定影响所述致密油藏压裂水平井产量的主控参数，包括：分别将所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值进行归一化处理；在平面直角坐标系下绘制y -x的关系曲线，其中，所述y为所述峰值平均日产量的平均权　利　要　求　书1/2页2CN 109882163 A

压裂水平井产能预测1

压裂水平井产能预测一、压裂水平井的物理模型压裂水平井简易物理模型压裂井水平井物理模型俯视图为提高效果,水平井压裂一般都形成多条裂缝,由于地层岩石性质及压裂工艺的限制,形成的裂缝难以达到之前设想的形态。而多条裂缝也可能形态不尽相同,在长度、宽度和与水平井井筒的夹角上各不相同。水平井压裂裂缝一般有2种形态:横向裂缝和纵向裂缝。同时,压裂施工控制不好时,或结合其他因素,也会出现转向裂缝和扭曲裂缝等非常规裂缝。

二．压裂水平井的主要裂缝形态（1）横向裂缝横向裂缝就是指裂缝面与水平井井筒垂直的裂缝。因为水平井段有一定的长度,故为提高幵采效果,一般都压开多条横向裂缝。多条横向裂缝可以改善油层的渗流状况,增加泄油面积,较好地贯穿了油层,增加了控制储量。虽然多裂缝会产生缝间干扰,但是还是能能很大提高采油速度,有效地提高采收率。对开采非均质较为严重的低渗透油气田效果较好。水平井分段压裂绝大部分都是采用的多条横向裂缝,在幵发实践中取得了很好的效果。（2）纵向裂缝纵向裂缝也就是裂缝面沿着水平井筒延伸的裂缝。裂缝平行于水平井井筒时，可以改善水平井的开采效果，将地层流体流向井筒的径向流过程转变为两个线性流过程:地层流体流向裂缝、裂缝流体流向井筒。这可以有效地提高采油速度,但并不能较好地增加水平井的控制储量。与横向裂缝相比,它增加的控制储量较为有限。横向裂缝就是指裂缝面与水平井井筒垂直的裂缝。因为水平井段有一定的长度,故为提高幵采效果,一般都压开多条横向裂缝。多条横向裂缝可以改善油层的渗流状况,增加泄油面积,较好地贯穿了油层,增加了控制储量。

虽然多裂缝会产生缝间干扰,但是还是能能很大提高采油速度,有效地提高采收率。对开采非均质较为严重的低渗透油气田效果较好。水平井分段压裂绝大部分都是采用的多条横向裂缝,在幵发实践中取得了很好的效果

水平井气井产能预测方法的分析与评价

第三章水平井气井产能预测方法的分析与评价大湾区块气藏为高含硫气藏，硫化氢的剧毒性、腐蚀性和硫沉积是含硫气藏开发过程中面临的三大难题。而对于产能计算而言，随着温度和压力的降低，从含硫天然气析出的元素硫将会对产能计算产生影响，本章重点分析和对比现有水平气井产量、产能预测方法的优缺点，并进行水平气井产量、产能影响因素分析。第一节水平井产量预测方法的分析与直井相比，水平井因其生产压差小和控制泄气面积大的优势而获得广泛应用。对于高含硫气藏来说，水平井可以增加油气流通的能力，在保证产量的情况下，能减缓压降和减少元素硫析出的时间，提高无硫析出的采收率。所以水平井作为含硫气藏开发重要的开发技术手段，已经得到了广泛的重视，但其产量预测方法还有待深入研究，特别是考虑含硫气藏特殊渗流规律和相态变化情况下的水平井产量计算需要深入探讨。一、现有水平井产量预测方法分析与评价前苏联Mepxynos（1958）首先提出计算水平井产量的解析式，Bopxcos（1964）比较系统地总结了水平井和斜井发展历程及其生产原理，并提出了计算水平井稳态流产量的公式，但是没有报道其详细推导过程。80年代后，国外学者Giger （1984），Jourdan（1984）等运用电模拟方法推导出了水平井产量的计算公式。美国学者Joshi（1987）通过电模拟进一步阐明了水平井生产原理，并对水平井稳态产量计算作了较为详细的推导，同时根据Muskat（1937）关于油层非均质性和位置偏心距的概念和计算，给出了考虑因素较为全面的水平井产量计算公式。至今，许多作者所提出的稳态流水平井产量计算公式大多数都与Joshi公式相类似。 Babu（1989）等通过渐近水平井不稳定渗流的Green函数解析式，首次提出了在有限油藏中计算拟稳态流的水平井产量公式。尽管该公式计算不很精确，但考虑了油层渗透率的各向异性、水平井在油层内的位置及储层射开程度等因素，具有一定的使用价值，对工程计算比较适用。在这期间还有一些研究者，如Kuchuk（1987）提出了在有气顶和底水影响

论文：水平井产能计算方法及应用

有关水平井产能的公式一、理想裸眼井天然产能计算公式 1．Joshi 公式应用条件：Joshi 公式，裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 ())]2/(ln[)/(2/2/ln ) /(5428.022w o o h r h L h L L a a B P h K Q ββμ+? ??? ?? ??-+??= 其中， 5 .04])/2(25.05.0)[2/(L r L a e ++=。 2．当有偏心距和各向异性系数时，Joshi 修正公式应用条件：考虑偏心距和各向异性，裸眼井、等厚、无限大油藏、单相流动。 ()] 2/)()2/(ln[)/(2/2/ln )/(5428.02 222w o o h hr h L h L L a a B P h K Q ββδββμ++????????-+??= 3．Giger 公式应用条件：裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 ())]2/(ln[2/2/11ln )/() /(5428.02w eH e o o h r h r L r L h L B P L K Q πμ+???? ?? ??-+??= 4．Borisov 公式应用条件：裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 )]2/(ln[)/()/4ln()/(5428.0w e o o h r h L h L r B P h K Q πμ+??= 5．Renard & Dupuy 公式应用条件：裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 )]2/(ln[)/()(cosh )/(5428.01 w o o h r h L h x B P h K Q '+??= -πβμ 式中；5.04])/2(25.05.0[/2L r L a x e ++== ；]1ln[)(cosh 21-+±=-x x x

水平井分段压裂技术总结

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

水平井不动管柱封隔器分段压裂技术

万方数据

?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） №．６Ａｓｓｅｍｂｌｙｄｒａｗｉｎｇｏｆｍｏｄｅｌａｎｄｇｒｉｄｍａｐｏｆｓｅａｌｒｕｂｂｅｒ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．７Ｃｏｎｔａｃｔｓｔｒｅｓｓｃｕｒｖｅｏｆｌｏｎｇｒｕｂｂｅｒ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．８Ｓｔｒｅｓｓｃｌｌｌｒｖｅｏｆｃｅｎｔｒａｌｔｕｂｅ４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

水平井压裂技术现状与展望

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.360docs.net/doc/b617048584.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

水平井分段压裂改造技术的发展现状研究

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

水平井压裂

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

水平井体积压裂技术探讨

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/b617048584.html, 水平井体积压裂技术探讨作者：孙房勇来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第07期【摘要】大庆外围储层渗透率低（4～5）×10-3μm2、丰度低（10～20）×104km2、厚度薄（单层厚度0.5m左右）、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。随着近几年对水平井开发技术的攻关，水平井开发技术得到了快速发展，尤其是水平井压裂工艺技术，由最初的全井笼统限流法压裂发展为段内限流多段压裂、双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、胶塞压裂、水力喷砂压裂等。这些工艺的发展完善虽然对提高水平井开发效果起到了明显的促进作用，但也存在一定不足，直接制约着水平井压后产能的提升。【关键词】水平井体积压裂 1 水平井压裂所面临的技术难题一是压裂形成裂缝单一，油层改造不充分。水平井所处开发区块多属低孔、低渗透储层，油层环境较差，以AN油田为例，平均单层砂岩厚度仅为0.8m，有效厚度0.3m，平均孔隙度17%，渗透率 13.3×10-3μm2，含油饱和度51%。该区钻遇率较低，平均单层砂岩钻遇率 36.0%，有效钻遇率仅为13.8%，针对此类水平井，投产前必须进行压裂改造。而常规压裂技术每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝，沟通储层的渗流面积较为有限，这对低渗透储层尤其是特低渗透储层而言远远不够，由于储层渗透性能较差，常出现压裂后初期产能较好，但产量下降较快的情况。二是需要水泥固井。对低渗透—特低渗透储层而言，在水泥固井过程中存在固井伤害，油层污染严重。油井完钻后，水泥固井周期一般在48小时以上，油层长时间被水泥浆浸泡，对储层伤害很大。此外，由于重力等因素影响，水平段固井质量难以保证，压裂中常因固井水泥充填油套环形空间不均匀导致窜槽、套变等事故发生，对后续分段压裂施工存在很大安全隐患。施工费用方面，水泥固井后需实施射孔后才能压裂，极大的增加了水平井的措施费用。 2 水平井体积压裂工艺技术探讨为有效解决水平井压裂过程中面临的技术难题，对低渗透-特低渗透储层进行有效改造，提出了水平井簇式体积压裂技术。水平井常规压裂中每个压裂段一般仅能形成一条主裂缝，而簇式体积压裂可在一个压裂段内形成多处网状裂缝，可有效增加泄流面积，提高水平井改造强度和效果。簇式体积压裂形成的是剪切缝，它和常规裂缝的形成有所不同，它是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移，岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状，具有自我支撑特性的裂缝。