分层压裂技术.docx

《分层压裂技术.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《分层压裂技术.docx（20页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、分层压裂技术1、油藏开发特征文南油田属于深层、高压、低渗的复杂断块油气藏。油层埋藏深，一般埋 深范围在2210-3800m之间，平均油藏深度3100m；油层压力高，破裂压力在 45-85MPa之间，大部分油层破裂压力在60Mpa以上；油层物性复杂，渗透率低， 空气渗透率范围4.3-208 X 10-3um2,平均空气渗透率在25X 10-3um2,渗透率差别 较大；断块复杂，断层分布较多。经过多年的开发，大部分油井射孔井段较长， 油层跨度较大。由于油层跨度大，射孔段油层较多，且油层之间物性差异较大， 长期的多油层合采使得好油层大面积水淹，差油层注水开发困难，动用程度很 低，因此有很大挖潜空间。

2、2、开展分层压裂的目的意义以往的长井段笼统压裂目的层段较长，一次施工不能压开尽可能多的油层， 部分油层改造不彻底，已经不适应压裂工作的需要。而分层压裂压裂层段跨度 小且比较集中，压裂目的层比较明确，一次施工能够压开较多的油层，能有效 改造差油层，因此推广分层压裂工艺技术对于提高二、三类油层的动用程度， 提高压裂的整体效果，具有重要的意义。一、分层压裂工艺技术特点分层压裂就是针对油层跨度较大的油井，根据油层潜力及工艺可行性分析， 选出潜力较大的油层，采用限流、投球暂堵、卡单封、卡双封等分层方式，有 针对性的开展压裂施工。与长井段笼统压裂相比，分层压裂具有以下特点：1、压裂层段跨度相对较小分层压裂

3、根据压裂油层的不同情况，采用不同的分层方式，可以有效减少 压裂层跨度及总厚度，分层压裂层段的总厚度一般控制在50m以内，这样可以 比较彻底的改造油层。2、降低压裂施工风险，提高压裂成功率由于分层压裂有效减少了压裂目的层的跨度，这样在施工中就可以减少压 裂液的滤失，有利于在井底憋起高压，形成有效的裂缝，减少压裂砂堵的可能， 有效的降低了压裂施工风险。3、能有效挖掘物性较差油层的潜力由于分层压裂采用工艺或机械的方式有效分层，这样大大提高了压裂目的 层的针对性，能够有效改造物性较差油层的潜力，在一次压裂中可以压开尽可 能多的油层，是对油层物性层间差异较大油井的有效压裂方式。4、卡封分层压裂具有保护上

4、部套管的作用卡封分层压裂采用封隔器分隔油套环型空间，可以避免压裂施工中的高压 对套管的破坏，有效保护上部套管。二、分层压裂选井选层的原则选井选层就是综合利用油藏工程和压裂工艺技术，根据各单井的动态和静 态资料，油井的生产历史及井况，以改善油流渗流通道，提高裂缝导流能力， 获得最大的增油量和最大的经济效益为目标函数，优选出最适合压裂的油层。 分层压裂工艺的选井选层除满足一般压裂选井选层的要求外，还要根据压裂油 井的具体情况，优选最合适的分层方式，以获得最大的经济效益为目的，同时 尽可能简化施工工序，降低施工风险和施工成本，遵循以下原则。1、储层物性原则选井选层要综合考虑每个小层的地层渗透率、孔隙

5、度、原始及目前地层压 力、压裂层厚度、含水饱和度、油水对应关系、隔层厚度及岩性特征等因素。 根据文南油田油藏特点及近几年压裂井效果统计分析，一般要求压裂油层总厚 度在5-25m之间，层段跨度在5-50m之间，地层系数大于0.5 X 10-3um2 m；上 下隔层良好，一般要求隔层厚度大于10m，如果隔层岩性全部为纯泥岩，则隔 层厚度可以放宽到大于8m，避免压串上下隔层。2、经济效益原则在选井选层过程中，要以获得较好的经济净现值来进行选井选层，在选井 选层的的过程中，不能只是考虑最大的压后产量或最大的增油量，而是要综合 考虑压裂投入的各项费用，以获得最大的综合经济效益为目标函数来选井选层。3、扫

6、油效率原则该原则要求选井选层过程中，不能只考虑单井的增油量和效益，还应该结 合压裂井所在的井组分析，以整个井组达到较高的扫油效率和较高的最终采收 率来进行选井选层。三、分层压裂优化设计优化设计涉及的内容较多，如压裂方式选择，压裂液、支撑剂和添加剂的 优选，泵注程序及施工排量的确定，在此处就分层方式和裂缝几何尺寸的优化 做简单介绍。1、分层方式的优化分层压裂的方式比较多，针对每一口具体的油井，选择一种最合适的分层 压裂方式是十分重要的，每一种分层方式都有自己优缺点和适用范围，分层的 原则是即要满足地质要求，尽可能达到一次施工压开较多的目的层，保证压裂 效果，又要求压裂方式相对简单，尽可能降低施工

7、成本和施工风险。（1）、对于压裂目的层相对比较集中，油层跨度较小，目的层上部存在已 射开油层的压裂井，在井况及隔层厚度和岩性满足的条件下，一般选择机械卡 封压裂方式。（2）、对于新投井压裂，由于射孔方式还没有确定，如果压裂目的层物性 之间存在较大差别，跨度较大且比较分散，可以考虑采用限流压裂方式。（3）、压裂目的层段上部不存在已射开的油层，目的层之间存在较大的物 性差异且已经射孔；或者由于井况原因不能采取卡封分层的油井，一般选择投 球分层压裂方式。（4）、对于压裂目的层上部存在已射油层，目的层内部可以分层明显的两 套层段，在井况及隔层条件满足的情况下可以采取卡双封分层压裂方式。2、裂缝几何尺寸

8、的优化2.1、裂缝缝高的优化由于文南油田油藏埋藏深，压裂形成的裂缝以垂直裂缝为主，垂直裂缝的 缝高发育一旦突破了上下隔层向上或向下发展，容易造成沟通上部或下部油水 层，可能造成压后高含水。另外从施工安全角度考虑，对于卡封分层压裂来说， 如果缝高向上延伸失去控制，则容易压串上隔层导致砂埋封隔器，造成油井大 修事故。因此控制缝高对分层压裂优化设计来说具有重要的意义。分层压裂优 化设计中，最重要的是控制裂缝的高度，要求裂缝的高度既能沟通较多的压裂 小层，又保证不压串上下隔层，在控制好裂缝缝高的前提下，设计出最经济、 优化的裂缝长度及裂缝宽度，从而达到最大的经济效益。裂缝的高度与油层、隔层物性有关，同

9、时其它的施工参数对缝高也有较大 的影响，在压裂实际设计中一般通过优化其它参数来达到控制缝高的目的。2.1.1、优化施工排量控制缝高施工排量与裂缝高度的关系是排量越大，裂缝越高。根据油层物性及上下 隔层情况优化出合适的施工排量，一般情况下，为了避免裂缝过高，施工排量 控制在3.5-4.5m3/min之间。2.1.2、优化压裂液粘度控制缝高在其它参数相同的情况下，压裂液粘度越大，裂缝也越高。根据油井的目 的层及隔层的厚度、物性、应力等情况，应用三维压裂设计软件进行模拟计算， 调整压裂液粘度，优选最佳压裂液粘度值。2.1.3、优化施工规模控制缝高在其它参数相同的情况下，施工规模越大，施工时间越长，裂

10、缝高度也越 大。应用三维压裂设计软件进行模拟计算，优选最佳施工规模，确保裂缝高度 不会突破隔层向外发展。2.1.4、人工隔层控制裂缝高度人工隔层控制裂缝高度技术包括漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸，用重质 沉降式转向剂控制裂缝向下延伸和同时使用两种转向剂控制裂缝向上及向下延 伸。2.2、裂缝缝长的优化设计裂缝长度与累积增油量、压裂有效期有直接的关系。缝长的设计要求首先 分析压裂井所在的构造位置、井距、油水井对应关系等因素；同时参考邻近已 压裂油水井的裂缝监测数据，初步确定拟压裂油井的裂缝大概走向；参考对应 水井注水压力及累积注水量，综合考虑上述因素，优化出最佳裂缝长度。确保 形成有效的支撑缝长，提

11、高压裂综合经济效益，同时防止裂缝沟通注入水引起 压裂后暴性水淹。2.2.1、压裂改造井缝长的设计压裂改造井不存在对应水井，以改善油流的渗流条件为目的，设计缝长主 要以达到最大的经济效益为目的，并非越长越好。同时参考裂缝方位，防止裂 缝沟通断层造成施工困难，根据文南油田压裂的经验，一般缝长控制在井距的 1/2-2/3之间，在这个范围内优化出一个最佳的裂缝长度。2.2.1、压裂引效油井的缝长设计压裂引效油井由于存在对应注水井，在设计缝长时，要考虑油水井的相对 位置、对应水井注水压力及累积注水量、局部裂缝方位大概走向等因素，综合 分析优化出最佳的裂缝长度，达到即能引效又不压后暴性水淹的目的。压裂引效

12、油井的缝长设计比较重要，如果设计太长，裂缝沟通注水井导致 压后暴性水淹，设计太短不能达到压裂引效的目的。文南油田的经验是充分收 集尽可能多有关资料，把工作做细，综合分析对应注水井的累积注水量、邻近 压裂井裂缝监测资料、油水井相对位置及井距大小等因素，优化出最佳的裂缝 长度，文南油田的经验一般控制在井距的1/3-1/2之间。2.3、裂缝宽度的设计裂缝宽度设计与压裂液粘度、施工排量、施工砂比、油层物性等因素有关， 在设计中一般通过设计压裂液粘度及施工排量来达到控制缝宽的目的。一般的 观点认为在其他因素不变的情况下，压裂液粘度越大缝宽较大，施工排量越大 缝宽较大，施工时间越长缝宽越大，施工砂比越大缝

13、宽越大。四、分层压裂工艺技术针对大部分老井油、气层段跨度大、射孔井段长，非均质严重等特点，2003 年我们重点推广了分层压裂技术，根据具体分层方式的不同，分层压裂可以分 为限流分层、投球暂堵分层、卡单封分层、卡双封分层、大斜度井卡封分层等 方式，下面分别加以论述。1、限流分层压裂工艺技术1.1、工艺适用范围限流法分层压裂是一种完井压裂技术，主要用于未射孔的新井或新层，其 特点是射孔方案必须满足压裂施工要求，主要针对压裂层跨度较大、目的层段 各个小层之间物性及厚度存在明显差距的新井或新层。1.2、工艺要点 根据具体井的压裂要求设计射孔方案，即根据每个处理层的厚度、 物性、破裂压力和所需要液量确定

14、射孔位置、孔数及孔眼直径。 必须保证每个孔眼畅通，一般采取前置酸液预处理目的层，疏通射 孔孔眼。 为了保证一次压裂施工尽可能压开较多的油层，以及每层有足够的 排量，应在套管及施工管柱、地面设备允许的条件下尽可能提高施工排量。 在允许的最大排量下，孔眼摩阻必须大于各层间破裂压力的差值。 即保证形成的井底压力应高于所有层的破裂压力。 压裂目的层的各个小层间不能串通，以达到分层压裂的目的。1.3、孔眼摩阻计算公式限流压裂设计中，孔眼摩阻是一个重要的参数，它对射孔方案的确定具有 重要的意义。（1）Ap = 2.25 x 10-9 Q2 Pn 2 D 4a 2其中Ap一孔眼摩阻，Mpa；Q注入排量，m3

15、/min;p 一液体密度，Kg/m3;D厂孔眼直径，m;pn有效孔数。a 一孔眼流量系数，一般取0.8-0.85。（2）Ap = p - p + p - Ap其中：A p一孔眼摩阻，Mpa；ps一井口压力，Mpa；pB一井底处理压力，Mpa;ph一液柱压力，Mpa；A pf-油管或套管摩阻，Mpa.上述公式中，其中公式（1）为美国埃索公司计算公式，公式（2）为矿场 资料估算公式。1.4、射孔方案的确定对于文南油田来说，因为大部分油层比较深，水力压裂所形成的裂缝都是 垂直裂缝，因此重点介绍垂直裂缝条件下的射孔方案的确定。 压裂层段划分。首先根据中原油田的压裂设备功率条件，限流压裂井的 施工管柱及

16、目的层的跨度、层数、分布情况进行压裂层段划分。基本原则是尽 可能减少压裂层段的总跨度，原则上要小于80m，另一方面在确定的设备功率 下，尽可能压开较多的小层。 确定合理的射孔孔数和注入排量。具体步骤为：（1）根据拟压裂层的层 数和厚度，预设一个注入排量；（2）根据该区块油层破裂压力梯度计算所需的 井底处理压力；（3）根据注入方式及注入管柱计算管路摩阻；（4）根据地面注 入设备、井口、油套管强度确定一个井口压力；（5）根据矿场资料估算公式确 定孔眼摩阻，计算出的孔眼摩阻应大于射开油层的破裂压力差值，否则重新确 定井口压力；（6）用公式计算射孔孔数，并将孔眼合理分配到各层；（7）如果 计算出的孔数

17、不合理，则改变排量重新计算，直至合理。 根据各个小层的厚度、物性、上下隔层等因素，将总施工排量分配到各 小层。 确定控制裂缝扩展条件下各层应射孔数。 一般射孔位置应位于油层内储层物性较好部位。 考虑到垂直裂缝在纵向上的延伸作用，当油层较薄且两个小层之间的隔 层小于3m时，可以作为一个小层分配射孔数，射孔的位置均向隔层部位靠近。 当目的层附近有非目的层或水层时，为了防止压裂施工中串通非目的层， 应增大射孔点与遮挡层的距离。1.5、井例分析:文72387井新投压裂。基本地质情况：补孔S3上1-3，井段：3359.4-3436.5m，共计9.0m/8n，分 析该井的基础资料，小层比较分散，物性差异大

18、，油层跨度77.1m，跨度较大， 每个小层较薄，大部分在1.0m左右，上隔层厚度25.4m，岩性为泥砂岩，下隔 层厚度18.7m，岩性为纯泥岩，论证后决定采用限流分层压裂方式。根据该井的套管组合及井口情况，地面压裂设备功率情况，初步确定该井 射孔方式采用89-1枪型射孔，采用？ 89mm油管注入，施工过程中可以监测井 底压力，同时可以减少顶替量，降低施工风险，井口采用700型井口。确定射 孔方案及施工排量的过程如下： 初步设定注入排量为4.0m3/min。 根据文南油田破裂压力梯度上限值计算井底处理压力。PB=0.02Mpa/mX 3430m=68.6Mpa 计算油管沿程摩阻：根据油管尺寸、初

19、步设定排量、压裂液p、K、n 值查相应曲线模版，得出沿程摩阻为：0.665Mpa/100m. Pf=0.665X34.3=22.8Mpa 设定井口压力为70Mpa。 孔眼摩阻的计算：Ap = p - p + p -询=70-68.6+0.105X 103 X 9.8 X 3430 X10-6-22.8=14.6Mpa 计算破裂压力最大差值（0.02-0.018）X3430=6.86Mpa因为14.6Mpa6.86Mpa，即孔眼摩阻大于破裂压力最大差值，所以此 井口最大压力可行。 计算射孔总孔数：_ 2.25 x 10一 10 Q2 p _ ：2.25 x 10-10 x 4.02 x 1050

20、孔） =ApD=14.6 x 0.014 x 0.822 = 24.83（孔）设计射孔孔数为25孔，根据每个小层的厚度、相对位置、油层物性等资料， 综合考虑，每个小层的详细孔数分配如下表所示：序号3233343536373840厚度(m)1.11.00.91.21.10.70.62.4孔数443332248月1日现场施工，破裂压力67.2Mpa,停泵压力43.8Mpa, 一般排量4.03m3/min，施工压力范围51.2-69.7Mpa，施工顺利，压后日产油8.5，日产气 933 m3，截至目前累计增油524t，累计增气9.11X104 m3。2、投球暂堵分层压裂技术2.1、工艺适用范围一次压

21、裂施工中，由于井况、隔层、井斜等因素导致无法实施机械卡封分 层，目的层各个小层之间存在明显的物性差异，受层间非均质的影响，存在明 显的高渗与低渗透的差别，为了保证压开高渗层的同时压开低渗层，在压裂液 中加入一部分蜡球或塑料球暂时封堵高渗层，从而压开低渗透层。2.2、工艺技术原理技术原理：投球暂堵分层压裂的主要原理是利用高低渗透层之间吸水能力 明显不同，在压裂液中加入塑料球封堵高渗透层，压开低渗透层，达到一次施 工中同时压开高渗和低渗的目的，油井投产后，塑料球随压裂液返排而带出， 对地层和裂缝不会造成污染。技术要点：目的层之间存在明显的渗透性差异是选择投球分层压裂的前提 条件，设计的关键是投球数

22、量的确定。如果渗透性差异不大，投球就没有针对 性，同时球的数量也难以确定；如果投球量太少不能达到有效封堵高渗透层的 目的，如果投球太多则容易导致球到位后压力快速上升导致砂堵，不能有效改 造低渗透层。投球数量的确定：投球分层压裂设计时，应全面考虑压裂目的层的射孔总 厚度、有效厚度、渗透率、层间夹层厚度、层段内小层数、射孔枪型及生产数 据，以及初步确定施工管柱结构等因素。在充分分析上述因素的基础上，根据 每个小层物性及相对位置等因素，确定哪些小层先压开，一般情况下物性好、 油层厚的油层先压开，初步确定投球的个数，一般取每孔一球，最后在总量上 附加 10-20%。2.3、投球分层压裂的投球方式根据投

23、球在压裂施工中所处的时机及投球次数的不同，一般可以分为投一 压一、投一压二、投二压二、投二压三等几种类型，其中投一压一、投一压二 比较常用。投一压一：一次压裂施工中除了目的层以外，还有一套层系，其油层渗透 性远远大于目的层的渗透性，在采用机械卡封难度较大或无法卡封情况下，一 般采用在压裂施工开始时投入一定数量的球，暂堵高渗透的非目的层，从而对 低渗的目的层实施压裂施工。投一压二：压裂目的层中存在明显的高渗透和低渗透油层，其物性存在明 显的差距，施工中首先对高渗透层实施压裂，然后投入塑料球，对高渗透层实 施封堵，再对低渗透层实施压裂施工。投一压二是投球分层压裂施工中最常见 的一种方式。文南油田最

24、常用的投球方式主要有上述两种，在早期还存在投二压二，投 二压三等投球方式，因为存在投球数目难以确定及投球的针对性比较差而用的 比较少。2.4、投球分层压裂的优缺点优点：对于压裂目的层存在明显差异且无法实施机械分层的条件下，可以 实现投球分层，尽量压开渗透性较差的目的层。缺点：投球数量难以确定，受人为因素和个人经验影响较大。3、机械卡单封分层压裂工艺技术3.1、工艺适用范压裂目的层上部存在已经射开的油层，在井况及隔层条件满足卡封条件下， 利用封隔器密封油套环型空间，压裂时压裂液从油管注入地层，达到分层压裂 的目的。如果目的层上部和下部都存在已射开油层，配套使用桥塞、丢手封隔 器等配套工具，可以实

25、现封上压下、封两头压中间的分层目的。井况要求：要求井况满足卡封的需要，不存在套变、缩径等问题，确保封隔器能够顺利起下及顺利座封、解封。为了保证封隔器工作正常，要求卡封井 段固井良好，避免施工中造成管外串。隔层要求：为了保证压裂施工的安全，避免压裂施工中地层压串，要求具 有良好的隔层，根据文南油田压裂施工经验，一般要求隔层厚度在10m以上， 且保证有8m以上的纯泥岩段，这样才能保证隔层不被压串目的层跨度：为了保证一次压裂尽可能压开较多的目的层，原则上要求压 裂目的层总跨度小于50m。3.2、工艺技术原理管柱结构如右图所示，主要由？89mm喇叭口、RTTSY221封隔器、校深 短节、 89mm外加

26、厚油管等组成。管 柱下到设计位置后，上提管柱合适高度 后正转管柱10-15圈，下放管柱撑开下 卡瓦，继续加压8-12吨压缩封隔器胶筒， 达到密封油套环型空间的目的，压裂施 工时，压裂液通过油管注入目的层，实 现机械分层保护上部油层及套管的目 的。压裂放压后直接上提管柱完成封隔 器解封过程。卡封工具：根据文南油田深层、高 温、高压的地质条件，卡单封常用Y221 封隔器，其性能参数如下表：机械卡单封压裂管柱图保护层目的层 89mm油管校深短节Y221封隔器(p 89mm 喇叭口工具型号Y221-114Y221-110适用套管外径（mm）139.7139.7适用套管壁厚（mm）7.729.179.1

27、710.54工具最大外径（mm）115.0111.0工具长度（mm）11801170.0最小内通径（mm）47.545最大工作压差（MPa）80Y221型封隔器性能参数表最高耐温（0C）150推荐座封压力（KN）100 + 20该Y221封隔器操作方便，耐压、耐温能耐能满足文南油田高温、高压压 裂井的要求，是文南油田卡封压裂应用最广泛的一种封隔器。3.3、工艺优点采用机械分层，压裂目的层明确；配合 89mm油管使用，排量能够达到施 工要求（可以达到5-6m3/min），顶替量比较小，降低了施工风险；可以与反洗 井阀配套使用，一旦施工中出现异常，可以反洗井；最高耐压可以达 U80Mpa， 能够满

28、足文南油田高压油井压裂的需要。4、卡双封分层压裂技术4.1、工艺适用范卡双封压裂是一种利用封隔器，实现压裂层段内进一步分层的一种压裂方 式，适用于目的层段上部有需要分层保护的油层，或需要卡封保护上部套管的 油井，压裂目的层段内油层跨度相对较大，各个小层之间可以进一步划分为明 显的两套层段。隔层要求：要求两套层段间、目的层与非目的层段间有较好的隔层，一 般要求隔层厚度超过10m，隔层的岩性要求纯泥岩段厚度大于8m。井况要求：要求套管不存在变形、缩径、错断等问题，保证封隔器起下 顺利，密封性能良好，要求卡点位置固井合格，防止压裂施工过程中造成管 外串造成事故。目的层跨度要求：要求进一步细分的两个层

29、段每个层段跨度小于50m，两个层段间跨度10-50m之间4.2、工艺技术原理卡双封分层压裂是通过封隔器分层压裂管柱来实现，运用封隔器和喷砂器 将压裂目的层分开，实现分层压裂的目的。压裂管柱如下图所示。双封压裂的工作原理：双封分层 压裂管柱在下入后，压裂前投入 35mm钢球，正打压10Mpa验管柱密 封性，继续打压15Mpa左右完成封隔 器座封，然后继续打压18-22Mp打掉 一级滑套，割缝喷砂器通道打开，压 裂第一层。第一层压完后再投入 38mm球杆，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，直接上提管柱 完成解封过程。4.3、配套工具水力锚安全接头喷砂器：割

30、缝喷砂器 滑套喷砂 器封隔器；型号Y341-112Y341-1154.4、封隔器结构及工作原理卡双封分层压裂管柱图第二层座封球座割缝喷砂器底座人工井底安全接头水力锚Y341封隔器滑套喷砂器Y34L封隔 水力锚Y341封隔器第一层结构：主要由座封机构、密封元件、平衡机构、反洗机构、防撞机构等六部分组成。Y341封隔器性能参数表内容Y341-115封隔器Y341-112封隔器总长mm12501250最大外径mm115112最小内径mm5050坐封压力MPa1515工作压差MPa8080反洗排量m33025工作温度150150解封负荷1515工作原理：油管内憋压作用于双级座封活塞上，双活塞上行压缩胶

31、筒；同时锁紧机构锁紧，防止胶筒回弹，使其在工作中始终处于密封状态；反洗井时， 套管环空泵入洗井液，经过封隔器反洗井通道推开活塞后，到达封隔器下部环 空，可以进行大排量反洗井；解封时，直接上提管柱，通过胶筒与套管之间的 摩擦力剪断销钉，锁紧机构脱开，胶筒依靠自身弹力回收解封；封隔器下部设 计有防撞机构，可以防止下管过程中中途座封。4.5、工艺技术优点该技术解决了传统分层压裂工艺存在的弊端，具有以下优点：(1) 、可进行选择性压裂，拓宽了压裂方式；(2) 、对目的层改造的针对性强，效果好；(3) 、适用范围广，温度150C、井斜50以下，耐压差可达80Mpa，套管 内径在118.6-124.3mm

32、，单套压裂层段在50米以内的井都可以实施；(4) 、管柱结构简单，可一次施工压裂多层，解封、座封容易；(5) 、管柱具有反洗井功能，封隔器上若有沉砂可以冲洗，便于解封；(6) 、工具节流不明显，在高砂比携砂液进地层的情况下略有显示，最高砂 比可以达到48%，排量可以达到4.6m3/min；4.6、工艺技术优点该技术5、大斜度油井卡封分层压裂工艺技术随着油田开发的深入，近年来文南油田定向大斜度油井逐渐增多，大斜度油井卡封压裂一直是压裂工作中的一个难题，主要是由于井斜较大时一般封隔 器座封、解封比较困难，封隔器密封性能受到影响。我局在井斜大于45度油井 上卡封压裂一直没有获得突破。5.1、常规压裂

33、封隔器应用于斜井时存在的问题(1)座封困难。常规直井卡封压裂用RTTSY221型封隔器采用上提、旋转、 下放方式座封，由于受井斜的影响，旋转扭矩很难传递到封隔器上，不能正常 换轨道座封，座封困难或难以座封。(2)座封后密封性能差。由于受井斜的影响，封隔器存在螺旋弯曲效应，一部分坐封力分解到套管 壁上，坐封载荷不能完全作用到封隔器上，导致胶筒不能完全张开，容易导致 胶皮密封性差。5.2、大斜度井工艺技术原理采用Y341封隔器、割缝喷砂器、座封 球座、等配套工具，管柱如右图所示，管柱 下到位置后，投入(p 35mm钢球，等待 10-30min左右，待球到位后，打压封隔器 座封，达到分层的目的，再加

34、压打掉小滑套， 打开割缝喷砂器通道，压裂时压裂液通过割 缝喷砂器进入油层，施工结束后关井扩散压 力，大排量返洗井直接上提管柱解封。较好 地解决了大斜度油井卡封压裂的技术难题。5.3、工艺优点 由于Y341压裂封隔器采用水力压差 座封方式，座封时不受井斜的影响，解决了机械压缩式封隔器在井斜较大时座 封困难，座封后有效密封压差小的问题，能够满足文南油田高压、深层、大斜 度井卡封压裂的工艺需要。 封隔器设计有反洗井通道，一旦压裂施工中出现砂堵事故，可以及时大 排量反洗井，避免了砂堵后卡管柱事故的发生，降低了施工风险。 由于配套了水力锚，使封隔器的耐压差性能大大提高，能够满足深层、 高压井压裂的需要。

35、五、分层压裂配套工艺技术1、前置液加粉砂技术对于储层物性比较好，渗透率大的地层，以及井斜比较大的油井，在压裂 的过程中，在前置液中适当加入低砂比的粉砂，粉砂随压裂液进入地层，有效 堵塞微裂缝，可以大大减少压裂液滤失量，降低施工风险，另外粉砂还可以有 效冲刷弯曲裂缝，降低弯曲摩阻，降低施工压力。裂缝闭合后粉砂还可以有效 支撑裂缝，提高裂缝导流能力。2、裂缝强制闭合快速放喷技术影响油井压裂效果的一个主要因素是压后液体返排率低，压裂液滞留地层 时间长，容易造成对地层的伤害，影响压裂效果。针对这种情况，应用裂缝强 制闭合技术，采取优化压裂液配方、加大破胶剂用量，压后3mm油嘴立即放喷， 在保证不出砂的

36、前提下，快速放喷，且采用两套放喷流程，保证连续放喷，提 高压裂井压裂液返排率，减少液体对地层的伤害。针对文南油田实际情况，我 们在快速放喷中发现，采用固体胶联剂的压裂井，一般压裂液破胶时间较长， 放喷过程中地层容易出砂，一般要关井4-6小时放喷效果比较好。对于压后停 泵压力较低的油井，一般采取压后立即放喷，尽可能提高压后液体返排率，减 少地层伤害。3、压后裂缝监测及测井温技术2002年以来，为了进一步认识文南油田不同区块的裂缝走向及压裂井的压 开程度，我们有选择的在部分压裂井上进行裂缝监测及压前、压后井温测试。裂缝监测主要原理：压裂时在压裂井周围布置检波器，收集并记录地层破 裂时产生的微地震，

37、利用直达波定位原理，经过计算机处理，可以解释出裂缝 的走向、长度、宽度等参数。其结果对于以后的压裂优化设计、井组设计、设计新井等有重要的参考价 值。文南油田大部分区块的优势裂缝走向为东北-西南走向，但是在有些区块和 区块局部也存在其它方向的裂缝走向，这主要是受断层等局部应力变化的影响。井温测试原理：在压裂前和压裂后测井温曲线，比较压前压后测试曲线，根据井温异常情况，可以判断出哪些小层压开，哪些小层没有压开。井温测试结果可以有效监测压裂层的压开程度，同时对以后的压裂优化设 计具有指导意义。部分分层压裂油井井温测试结果序号井号日期压裂方式厚度层数压开厚 度压开层数厚度压开 程度层数压开 程度118

38、4-235.23限流压裂14.71012881.6380.00272-794.7混注投一压二11.259480.3680.00372-4231.1卡封合压19.61018991.8490.00472-1971.29卡封合压13.3713.37100.00100.005179-354.1大斜度卡封16.1816.18100.00100.00672-4914.16卡封合压227227100.00100.00733-3075.27卡封合压25.2923.7894.0588.89合计92.5591.27从上述部分压裂油井测试结果来看，卡封分层压裂井的整体压开程度明显高于限流压裂和投球分层压裂井的压开程

39、度。这说明卡封分层的分层效果好于 限流和投球分层压裂，具有较好的压开程度。六、压前压后管理工作压前压后配套管理对于降低压裂井的施工风险，提高压裂有效率至关重要， 今年我们主要从以下几个方面抓好压前压后的管理工作：1、前期选井工作：压裂选井直接影响压裂效果，以往压裂选井主要由地质 人员完成，工程人员参与较少，由于文南油田的井况特别复杂，射孔井段太长， 地质上选出的井相当一部分在工艺上无法实施或者实施风险很大，今年我们工 程技术人员早期参与，与地质人员充分结合论证，对压裂井的井况、构造、剖 面、固井质量、生产历史、剩余油潜力等资料进行调查分析，从而对工艺可行 性进行评价，对压裂效果进行预测。在压裂

40、选井早期就及时作出科学准确的选 择，对于潜力小、施工风险大的井给予否定，保证了压裂选井的合理化、制度 化、科学化。2、作业施工重点工序监督管理：压裂井作业施工中出现的问题都有可能影 响到压裂效果，因此我们加强了压裂井作业施工进度的跟踪，加大了重点工序 的监督力度，如通井、坐封验封等工序都有专人跟踪监督，确保施工严格按照 方案要求进行。对于在作业和压裂施工中出现的问题及时与有关人员协商，指 定出合理的补救措施，最大限度提高压裂的整体效果。3、压裂前测静压：为了减少压裂无效井，提高压裂有效率，节约压裂 成本，我们对压裂井坚持压前测静压，对于地层能量亏空，或者能量较低的井 给予否定。根据文南油田压裂

41、经验，要求油井折算压力系数大于0.75，气井压 力系数在0.55以上。2003年分层压裂井中共实施测静压35井次，其中有8井 次由于压力系数低而被否定。降低了压裂风险，提高了压裂整体有效率。4、压裂施工现场监督及压后放喷管理：压裂施工能否按照设计的泵注程序 进行对压后效果起着决定性的作用，因此我们特别重视施工现场监督工作，在 没有特殊情况或客观原因时决不允许擅自改变施工程序，保证了压后效果能够 达到预期值。另外压后放喷也会影响到压裂效果，由于今年在压裂中大范围推 广了裂缝强制闭合与快速放喷技术，为了保证压后及时放喷，我们对每口压裂 井的放喷工作都有专人负责，还专门设计了一种放压流程，在两侧生产

42、闸门上 同时装上两套油嘴系统，保证放喷连续不间断，并且能够及时检查和更换油嘴， 防止油嘴刺大地层出砂，或则油嘴堵塞影响及时放喷，确保了压裂效果。5、压后注采管理：油井压裂后，注采平衡发生变化，要抓住时机及时调整 对应注水井的配注量，实现新的注采平衡；对于压后能量充足的井，要及时调 整生产参数，放大生产压差，充分挖掘压裂层段的潜力。七、结论及建议1、分层压裂技术是低渗透油藏压裂改造的主导技术，文南油田经过多年的 开发，物性较好的油层已大面积水淹，而物性较差的低渗、特低渗油层采出程 度低，早期的笼统压裂不能对差油层进行有效改造，分层压裂技术可以有效彻 底改造低渗、特低渗油层，是提高油田整体采收率的

43、有效技术手段。2、分层压裂技术目的层跨度较小，易于形成有效裂缝，大大降低了施工难 度和施工风险。3、双封分层压裂技术在文南油田的成功应用，一次施工可以有效改造两套 层段，且油层改造比较彻底，降低了压裂的施工成本，提高了压裂的效果。4、由于文南油田地层压力高，压裂施工压力一般在50-80Mpa之间，封隔 器分层压裂可以达到保护上部套管的目的，避免了压裂施工对上部套管的破坏。5、大斜度井卡封分层压裂技术在文南油田的突破，对日益增多的定向斜井 分层压裂改造提供了有效的技术支持。6、分层压裂配套工艺技术及配套管理技术在工作中逐渐总结和完善，逐步 形成了系统化、科学化的的配套技术，为提高分层压裂效果提供了有效保证。7、建议以后在文南油田大力提高机械卡单封、卡双封分层工艺在压裂工作 中的比例，提高压裂目的层的针对性及压开程度，提高整体压裂效果。