平井双封单卡分段压裂技术.
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望摘要：随着油田开发进入后期，产油量下降，含水量大幅上升，开采难度增大。
大力开采低渗透油气藏成为增加产量的主要手段。
而水平井分段压裂增产措施是开采低渗透油气藏的最佳方法。
水平井分段压裂技术的应用可以大幅提高油田产量，增加经济效益，实现油气的高效低成本开发。
本文介绍国内水平井分段压裂技术，并对水平井分段压裂技术进行展望。
关键词：水平井；分段压裂；工艺技术1水平井技术优势目前水平井已成为一种集成化定向钻井技术，在油田开发方面发挥着重要作用。
通过对现有文献进行调研,发现水平井存在以下技术优势：水平井井眼穿过储层的长度长，极大地增加了井筒与储层接触面积,提高了储层采收率;仅需要少数的井不但可以实现最佳采收率，而且在节约施工场地面积的同时降低生产成本，以此提高油田开发效果；水平井压力特征与直井相比，压力降低速度慢,井底流压更高，当压差相同时，水平井的采出量是直井采出量的4~7倍;当开发边底水油气藏时，若采用直井直接进行开采虽然初期产量高但后期含水上升快，而水平井泄油面积大，加上生产压差小,能够很好的控制含水上升速度,有效抑制此类油藏发生水锥或气锥;能够使多个薄层同时进行开采,提高储层的采出程度。
2水平井压裂增产原理水平井压裂增产的过程:利用高压泵组将高黏液体以大大超过地层吸液能力的排量由井筒泵送至储层，当达到地层的抗张强度时，地层起裂并形成裂缝,随着流体的不断注入，裂缝不断扩展并延伸,使得储层中裂隙结构处于沟通状态,从而提高储层的渗流能力，达到增产的目的。
水平井压裂增产原理主要包括以下四方面:增加了井筒与储层的接触面积，提高了原油采收率;改变了井底附近渗流模式，将压裂前的径向流改变为压裂后的双线性流，使得流体更容易流人井筒，降低了渗流阻力;沟通了储层中的人造裂缝和天然裂缝，扩大了储层供油区域，提高了储层渗流能力。
降低了井底附近地层污染，提高了单井产量。
3国内水平井分段压裂技术3.1水平井套管限流压裂对于未射孔的新井，应采用限流法分段压裂技术。
双封单卡压裂工艺技术探讨
历 害 ，使得 坐封时 受力较 均匀 ，提高 了封隔器坐 封可 靠性 。 ４ ． 防卡 与脱卡 ４ ． １防卡设计
４ ． １ ． １工 具设 计 时 ，对 封 隔器 等 配套 工 具 外 径和 长 度 都 进 行 了优 化 ，将它 们 减小 到最 小 ，以提 高造 斜段 通过 能 力强 。统 计水 平 井完钻 数 据 ，最 小 曲率 半径 ８ ４ ． ５ ｍ，允许 组合 管 串 工具 最 大长 度 ２ ． ８ １ ｍ，而 双 封单卡 单级管 串长度 为 ２ ｍ 左右 ，符合 要求 。 ４ ． １ ． ２水力 锚 采用 防砂管 内衬 设 计 ，可 防止 压 裂砂 进入 锚 爪 内部 ， 阻碍锚爪 的顺 利回收 。
压 裂时 ，一 定流 速 的高压 液体 经 过导压 喷砂 封 隔器 内的 节流 嘴形 成压 降 ，在管 柱 内外造成 节流压 差 ，使上 下封隔 器坐封 ，隔离 目的层 ， 对该 层进 行压裂 。压裂 完停 泵 ，管柱 内外 无压 差 ，上下 封隔 器 自动解 封 即 可上 提 管柱 进 行 另一 层 段 的压 裂 。该 层段 压 裂 完 成后 ，停 泵 ， 胶 筒 自然 回收 ，控 制油 管 闸门放 喷 ，放喷 结束 ，反 洗 后上提 管柱 至 下 段压裂 位置 ，憋 压重 新坐 封封 隔器 ，完成对 下一 段 的压 裂 。重复 上 述 过程 ，通过层层 上提 ，完成对 多个层 段的逐级 压裂 。 同 时优 良材质 的 采用 ，提 高了 喷嘴耐 磨性 和 封隔 器耐 温性 及抗 压
工艺 设备 蕤
Ｃｈｉ ｎａ Ｃｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔｒ ａ ｄ ｅ
中国化工贸易
第１ １期
２ ０ 年１ １月
双 封 单 卡压 裂 工艺 技术 探 讨
张 群双
水平井压裂工艺介绍(3)
2）、封隔器分段压裂为了解决段塞分段压裂工艺可靠性的问题，研究形成了封隔器分段压裂工艺。
主要有单封隔器+桥塞分段环空封隔器分段2种。
1)单封隔器+桥塞分段其基本步骤是先射开第1段，通过油管进行压裂；射开第2段，上提桥塞封堵已压开井段通过油管压裂，根据需要重复该步骤。
优点是：①工具简单，具备双封分压的能力；②对水平井筒的封隔有效可靠，能够保证形成相互独立的裂缝系统；③封隔工具性能良好，操作简单。
缺点是：①施工周期长，每次施工后需下入工具打捞桥塞；②封隔器存在砂埋或砂卡的风险。
2)环空封隔器分段将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，从油套环空注液完成施工解封时，油管加液压剪断解封销钉同时打开洗井通道，确保洗井正常后能起出管柱，该管柱一次只能压开一条裂缝。
大庆油田在环空封隔单压管柱的基础上，通过优化封隔器结构和性能，形成了环空单封双压管柱，实现了从油管油套环空一次压裂两层目的。
（3）、封隔器+滑套喷砂器水平井分段压裂其基本步骤是一次射开全部待压裂井段，利用导压喷砂封隔器的节流压差坐封封隔器首先通过油管直接压裂下层，滑套喷砂器处于关闭状态；下层压裂后，停泵由井口投球，待其落到滑套喷砂器位置后，向油管加压，液压推动钢球打开滑套喷砂器喷砂孔，进行第2段压裂。
根据需要重复上述步工艺优点是：1）一趟管柱可完成多段的定点改造，针对性强；2）井下工具少，工序简单，作业效率高，工艺管柱性能可靠；3）可以同时满足浅中深水平井分段压裂的要求；4）工艺管柱和封隔器不受卡距的限制，可同时满足短射孔井段长射孔井段多裂缝的改造要求。
缺点在于：1）要求井径规则固井质量好；2）封隔器易砂埋管柱上提困难；3) 分段数受到压裂管柱通径的影响，分段数一般小于4级。
低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用
低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用低渗油田在我国油田开发中，具有极为重要的价值。
而对于低渗油田来说，随着建设时间的延长，其普遍出现原油产量下降以及综合含水量上升等问题，这将直接导致低渗油田的开采成本不断提升，最终严重影响了我国低渗油田开发的经济效益。
经过实践证明，将水平井分段压裂技术应用在低渗油田开采过程中，能够有效提高我国低渗油田开发的经济效益。
因此，在接下来的文章中，将以低渗油田开发中的水平井开发以及低渗油田开发中水平井压裂造缝原理为切入点，重点对低渗油田开发中水平井分段压裂技术及应用做出深入的剖析。
标签：低渗油田；开发；水平井；分段压裂；技术运用0 引言在进行油田开发工作中，储油层的渗透率是直接影响油田产量以及开采率的重要因素。
而对于石油储油层的渗透率来说，主要包括高渗透油田、中渗透油田和低渗透油田三种类型，其中低渗油田的开发，具有极为重要的研究意义。
1 低渗油田开发中的水平井开发以及低渗油田开发中水平井压裂造缝原理1.1 低渗油田开发中的水平井开发在实际低渗油田开采工作中，水平井技术是应用最多，且开采效果最为理想的开采技术。
将水平井技术应用在低渗油田开采过程中，在钻孔施工中，按照石油与天然气储层进行，从而促使实际单井的开采量不断提升。
但是，将水平井技术应用在低渗油田开采过程中，同时出现了很多有待的解决的问题，比如说，水平井技术中水平段储层的延伸长度和扩展的具体方向，一定程度上给油层的开采工作造成些许阻碍。
1.2 低渗油田开发中水平井压裂造缝原理所谓的水平井压裂技术，简单来说，就是在低渗油田开采过程中，对其进行储层改造，从而达到提高开采量目的的一种技术方式。
在进行水平井压裂过程中，其产生的裂缝主要包括轴向缝、横向缝和斜交缝三种形式。
其中，轴向缝的产生，主要是由于水平井的水平段方向，与最小水平主应力方向形成垂直状态而产生的；而横向缝主要是因为水平井的水平段，与最小主应力之间形成平行状态，从而产生的横向缝；最后斜交缝的产生，主要是因为水平井的水平段，与最大水平主应力方向存在一定的空隙。
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。
页岩气水平井分段压裂增产技术
膨胀率大，长 度2m以上,耐 压52MPa,适 用于井眼扩张 大的非标裸眼 井、套管井
适用于层间段 长井况，长度 50-500m,适 用于裸眼、套 管、筛管井
遇油、遇水封 隔器，长度 5.2-5.3m,耐 压70MPa,适 用于裸眼、套 管井
液压传统封隔器 高压扩张式封隔器
超长隔离段
遇烃（水）膨胀封隔器
一、水力喷射分段压裂技术案例分析
割缝管完井水平井喷射分段压裂－NDP2井
➢NDP2井是吐哈三塘湖盆地一口割缝管 水平井，割缝管长度596m。施工前产液 不足 2.0 m3/d。难以实施常规压裂。 ➢水力喷射分段加砂压裂，分别在21032105m、1989.6-1991.6m两层段加入陶 粒18.1m3和17.8m3，日产油13-19m3，是 压裂施工前的6.5倍以上。
压裂液 喷射压裂
工具
喷砂射孔 参数效率
一、水力喷射分段压裂技术
1.水力喷射分段压裂机理
• 射孔过程：Pv+Ph<FIP，不压裂
环空加压：Pv+Ph+Pa≥FIP，起裂 • 射流在孔底产生推进压力约2～3MPa，
调整Pa，与推进压力叠加>FEP，
裂缝持续延伸，适应不同地层压裂 • 射流孔口抽吸作用，强化封隔效果。
一、水力喷射分段压裂技术
5.低伤害压裂液配方优化
水力喷射压裂要求：高速剪切后仍有携砂能力； 配伍性好；易破胶；摩阻较低。
表面活性剂浓度优化
稳定剂(EDTA)用量的优化—最佳用量0.3% 氯化钾用量优化—最佳用量6% 氢氧化钾用量优化—最佳用量0.6%
7%氯化钾VES浓度影响
140
120
4%
1.水力喷射分段压裂机理
水平井分段压裂技术
混合管直径 靶件渗透率
一、水力喷射分段压裂技术
喷嘴压降(MPa)
5、喷嘴压损与排量关系
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0
Φ=5mm Φ=6mm Φ=6.35mm Φ=5.5mm
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
喷嘴排量(m3/min)
0.6
0.7
0.8
• 随排量的增大，喷嘴压损急剧增加； • 喷嘴直径的增大，喷嘴压损降低。
26 22
钢球
55 49 46 43 40 37
34
31
28 25
➢喷枪结构及滑套材质——硬质合金 ➢销钉剪切力提高
一、水力喷射分段压裂技术
现场施工情况：
➢油管排量2.6-3.4 m3/min，套管排量0.5-1.0 m3/min，油管压力40-50MPa， 套管压力12-20MPa ➢单枪最大过砂量45m3，8层共加砂340m3，使用原胶液2800m3 ➢ 东平2井: 单段（6×Φ6.0mm喷嘴）过砂量55+2＝57 m3 ➢最后压了8段，其中第3段和第7段地层亏空严重，没压成。
井斜，°
83.2 81.9 83.1 81.6 81.5 82.3 81.9 82.7 82.6 75.2
狗腿度， °/25m
0.76 1.66 2.6 2.65 1.29 0.77 0.9 3.27 3.77 1.38
套管接箍数据，m
2364.11 2353.38 2139.08 2128.17 2106.58 2095.76 2019.32 2008.5 1997.59 1987.0 1965.25 1954.44 1932.6 1922.67 1824.54 1813.52 1792.07 1781.05 1693.54 1682.53
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段上进行多段压裂操作，改善油气藏耐流性能，提高产能的方法。
在实际作业中，我对水平井分段压裂技术进行了总结和总结。
水平井分段压裂技术的优点是能够增大有效压裂面积，提高油气生产能力。
通过对井段进行多次压裂操作，可以将多个井段连接起来，形成一个更大的生产面积，从而提高油气产量和产能。
水平井分段压裂技术可以更好地控制压裂位置和压裂厚度。
通过对井段进行分段压裂，可以根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行有针对性的压裂操作，从而更好地控制油气的产生和流动，提高开采效果。
水平井分段压裂技术可以降低压裂风险和成本。
通过对井段进行多次压裂操作，可以充分利用现有的井眼和压裂设备，减少额外的钻井和压裂作业，从而降低了成本和风险。
水平井分段压裂技术也存在一些挑战和问题。
水平井分段压裂技术需要对井段进行多次操作，对现有的压裂设备和作业人员的要求较高。
水平井分段压裂技术需要精确计算和调整井眼参数、压裂剂浓度等参数，对作业人员的技术和经验要求较高。
水平井分段压裂技术需要研发和使用更先进的工具和技术，以适应复杂的地质条件和井眼要求。
针对以上问题，我个人总结了一些经验和技巧。
在选择水平井分段压裂技术之前，要充分了解油气藏地质特征和井段情况，评估技术可行性和效果。
要合理设计井眼参数和压裂剂浓度，根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行精确计算和调整，保证压裂效果。
要做好作业计划和安全措施，确保作业过程安全和顺利。
在作业过程中，要密切监控井段的压力和产能，及时调整作业参数和方法，以获得最佳的压裂效果。
水平井分段压裂技术是一种先进的油气开采技术，在实际应用中已经取得了很好的效果。
通过总结经验和技巧，可以更好地应用和推广水平井分段压裂技术，提高油气产能，实现经济效益和社会效益的双赢。
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累 积 产 油 (104t)
20
01
( )
大庆油田水平井分段压裂主要历程
阶 段 时 间 199111 199410 历 程 备 注 “八五”试 验 “十五”试 验 树平1井实现3段21孔限流压裂 茂平1井实现4段20孔限流压裂 肇57-平33单封单喷管柱4段20孔限流压 裂试验 肇78-平67采用常规双封单卡管柱分4段 清水不加砂压裂 南230-平257采用小直径双封单卡管柱分 3段加砂压裂 芳146-平138单趟双封单卡管柱压4段加 砂61m3 朝平1井国产机械桥塞3段压裂试验 首次采用插入式管柱完成水 平井套管压裂 采用单压下层管柱和机械桥 塞进行水平井压裂试验
• 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
100
完 钻 井 数 (口)
75
50
80 50
47 5 2
02
52
13
7
04
15
0
”
03
05
06
07
08
09 20
五
20
20
20
20
20
20
20
“八
20
10
时间(年)
大庆油田历年完钻水平井柱状图
• 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
基本情况
茂平1井开发目的层为FII1层，砂岩厚度8～12m 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
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°
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
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
大庆油田水平井分段压裂主要历程
阶 段 时 间 历 程 备 注 双封单压技术现场试验41口 井195段，耐温90、耐压差 50MPa，加砂量100m3 ，5段/ 趟 200806 2008年 攻关阶 段 200810 200812 200903 2009 年 攻关完善阶 段 2010 年 攻关完善阶 段 南219-平292泥岩穿层试验 杏8-4-L503井液体胶塞压裂试验 肇54-平26井单趟双封单卡管柱加砂 100m3 深层裸眼分段滑套压裂 杏5-4-平丙092井不动管柱压3段水力喷 砂分段压裂现场试验 朝100-葡平35井单趟双封单卡管柱压8 段，加砂105m3 州扶51-平52采用双封单卡管柱一次压 15段 贝301-平1单趟双封单卡管柱加砂160m3 双封单压技术耐现场试验43 口井226段，耐温100、耐压 差70MPa，加砂量145m3 ，8 段/趟 双封单压技术耐现场试验40 口井226段，耐温100、耐压 差80MPa，加砂量160m3 ，15 段/趟
• 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
茂平1井完井压裂示意图
施工简况及改造效果 现场最高施工压力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
水平井套管限流压裂：
水平井双封单卡分段压裂技术
大庆油田有限责任公司采油工程研究院 二○一一年六月
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，
200908
200908
201009
201009
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 树平1井基本情况
树平1井开发目的层为杨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
200312
2006年 双封单卡工 艺探索阶段
200606
压后管柱拔不出，采用井下 增力打捞器打捞成功 初步验证了小直径双封单卡 工艺管柱的可行性 双封单压技术现场试验32口 井153段，耐温70、耐压差 40MPa，加砂量65m3 ，4段/ 趟
200612
2007年 攻关阶段
200705 200706
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
一、大庆油田水平井压裂工艺发展历程
• 截止2010年底，共完钻各类水平井346口，平均水平段长525m， 平均钻遇率72.8%
微地震监测
• 树平1井压出了3条与井筒两侧不对称的垂直缝
• 裂缝方向近东西向，总长约620m
改造效果
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
1994年在茂平1井进行了套管限流压裂施工
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
144.1
30050 0
101.9 278 69.3
212 42.2 30.1 100 10.7 11.8 13.3 16.4 153 23 5 7 23 33 50 93 17 0