集团公司水平井压裂情况.ppt

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1、集团公司水平井分段压裂情况,一、基本情况 二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况 三、人工裂缝监测和诊断 四、目前存在的问题及下步攻关方向,汇 报 内 容,一、基本情况,1、专业队伍：集团公司共有压裂酸化队63支，77套机组。共有压裂酸化车组56.5组，其中2000型38.5组。,一、基本情况,2、作业能力：压裂酸化2.4万层次；单机组能力：压裂酸化350层次/年。,一、基本情况,3、装备情况,一、基本情况,压裂酸化设备：2009年底压裂泵车363台，年均增长2.84%，其中2000型205台，年均增长18.43%；压裂车组56.5组，其中2000型38.5组，占车组的68.1%。2000型压裂车

2、占泵车的比例由2006年的36%提高到56.5%。说明压裂酸化设备技术性能和更新的步伐以及施工能力有了明显提高。,一、基本情况,4、工作量完成情况,一、基本情况,压裂酸化,大庆油田完成的工作量最多，占总量的36.7%；大庆、川庆、渤海、吉林四家单位完成的工作量占85.4%，工作量主要来自大庆、长庆、吉林等低渗透油气田。,4、工作量完成情况,一、基本情况,5、压裂指标,一、基本情况,6、酸化指标,一、基本情况,7、水平井分段压裂,一、基本情况,8、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用，特别是水平井分

3、段压裂技术的推广应用，在保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。较好指标：水平井压裂分段数：9段 深层气压裂最大支撑剂量：908.5t（角642H井）最大注入井筒液量：4261.1m3 最大酸压规模：1603 m3,一、基本情况,8、压裂工艺成果水力喷射分层加砂压裂在四川、长庆地区施工20余井次，平均单井次缩短施工周期20天以上；气井应用不动管柱分层压裂技术307井次，施工成功率99%；平均单井缩短试气周期20天以上；连续混配压裂施工405井次，累计配液88898 m3，累计缩短施工周期425天。裸眼封隔器分段压裂取得突破性进展。全年在苏里格等地区现场应用22井次，并取得良好效果。长城钻探在苏里

4、格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。川庆钻探与美国EOG公司合作，在角642H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术，成功完成水平井9段分层加砂压裂施工，注入液体4261.1m3，支撑剂908.5t，刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多（9段）、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录，,一、基本情况,8、压裂工艺成果2010年，国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用，打破了外国公司的垄断，取得了很好的增产效果，产量是临近直井的3倍以上。2010年，川庆钻探在合川 2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空67级分段压裂现场施工；西南油气田的威201

5、页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工，为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。,2009年，在集团公司工程技术工作会上明确提出要把水平井、欠平衡井和带压作业技术作为转变经济发展方式的三项主干技术。,七十年代，由于钻井技术得到经济解决，促使了水平井的广泛应用，但完井和增产措施是影响其发展的瓶颈技术，产量并没达到预期目标。,2007年，集团公司在成都召开水平井井下作业工作会，提出了从基础研究、完井技术、工具及装备配套等方面加深研究，为水平井的改造指明了方向。,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,1、水平井分段压裂酸化工艺发展进程,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,集团公司自1990年开始进行

6、水平井分段改造技术攻关研究，2006年规模实施水平井以来，截止2010年底水平井共计约3700余口，不足总井数的5（国际平均达到20），压裂酸化改造的井不足20。自2007年开始到2010年股份公司每年投入约2亿元组织为期四年的水平井低渗透改造重大攻关项目研究，由大庆、吉林、长庆和勘探开发研究院、廊坊分院等五家单位共同承担；其它单位也通过自主研发和与国外公司合作等方式开展技术公关。目前水平井低渗透改造技术已经取得阶段性进展，技术已基本形成系列化。,1、水平井分段压裂酸化工艺发展进程,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,2008年进行现场试验147口井，其中机械分段压裂94口井，水力喷砂分段压裂

7、29口井，限流分段压裂2口，液体胶塞分段压裂2口，均匀酸化20口。目前投产79口，压后第一个月平均产油量9.7t/d，是直井压裂的3.8倍，压后第四个月平均产油量7.2t/d，是直井压裂的3.3倍，效果分析好于第一阶段。2007以来实施并投产的265口，压后第4个月平均单井产量是直井的3.2倍。,2、增产效果情况,近年来，水平井储层改造工作量逐年增加，水平井分段压裂工艺广泛应用，已经成为井下作业专业应用新工艺新技术最突出的技术亮点，获得了良好的增产效果。,苏里格裸眼封隔器分段压裂：平均测试日产量10.5万m3，是直井的3.3倍；长城、渤海、川庆三家钻探企业平均测试日产量11万方，是直井的3.5

8、倍。最高测试日产量20.64万m3，最高无阻流量日产189.68万m3。不动管柱水力喷砂分段压裂：09年至今共完成4口井18段的压裂施工。苏平14-19-09井分3段压裂，加砂93.1m3，测试无阻流量83.3104m3/d，投产日产气14104m3。,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,经过多年技术攻关研究，在限流压裂、液体胶塞压裂和投球压裂的基础上，水平井改造技术取得突破性进展，形成了目前的机械分段压裂、水力喷射压裂、限流压裂、液体胶塞压裂、投球压裂、分段酸化等水平井增产改造工艺技术系列，基本满足水平井开发的需求。一是进一步提升了双卡单压工具的性能，承压

9、能力达到70MPa，一趟管柱拖动可分压5段，耐温性能从70提高到90，单趟管柱加砂能力突破100m3，单井最大卡距达到48m，拓展了封隔器机械分段压裂技术的适应性，同时，引进了裸眼分段压裂工具进行了几口井的35段分段压裂改造施工，为今后工作积累了经验。二是研制了封隔器三段分压管柱，实现了一趟管柱分压3段的技术要求，最大加砂量75m3，具有井下工具少、不受卡距限制、造斜段通过性好的优点，工艺管柱现场应用成功率99%。,3、工艺技术成果,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,三是在水力喷砂压裂工具系列化的同时，提高了水力喷砂管柱性能，一趟管柱可分压3段，单趟管柱加砂量达到110m3，减少了管柱起下次

10、数和作业时间，延长了水力喷砂压裂工具的使用寿命，提高了施工效率。四是形成了60成胶和破胶可控的新型化学暂堵胶塞，研制了液体胶塞置放工艺管柱，通过现场试验，验证了胶塞封堵的可靠性，为水平井分段压裂改造提供了新的技术手段。五是完善了均质条件下水平井分段压裂多段裂缝优化方法并建立了图版，为现场水力压裂多段裂缝优化设计提供了依据。通过井网与缝网的匹配关系研究，认识了水平段与裂缝几何关系对采油速度的影响，拓展了井网评价指标及低渗透油藏产能预测、井网优化设计方法。,3、工艺技术成果,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,六是开展水平井压后裂缝监测，深化了压后裂缝形态的认识，掌握了水力裂缝测斜仪测试和解释分析

11、方法，为水平井水力裂缝诊断提供了手段。七是开展了ACP材料微观结构和强度特性研究及材料合成，研制了水平井重复可调和井下伺服可调堵水两种管柱，水平井控水进入现场试验并见到初步效果。,3、工艺技术成果,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,4、工艺简介及实施情况机械分段压裂技术机械分段压裂技术包括裸眼封隔器分段压裂技术、动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、不动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、封隔器桥塞分段压裂技术等。,1、裸眼封隔器分段压裂,裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式：到目前苏里格共完成裸眼分段压裂36井（167段），占整个水平井改造总井数的81.8%。应用规模逐年扩大

12、：09年8井次、10年17月28井次。技术水平逐步提高：分段数从3段到10段（工具已下井，近期压裂施工），最长水平段1512m，最大下入深度5235m。,1、裸眼封隔器分段压裂,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,2、遇水（遇油）膨胀封隔器分段压裂,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,塔中62-7H井,完成了7口井27段，累计初测原油557.8t/d,天然气112.1104/d。,2、遇水（遇油）膨胀封隔器分段压裂,该井分段酸压4段，采用VersaFlexTM膨胀式尾管悬挂器+3只SWELLPACKER 遇油膨胀封隔器+4只Delta Stim Sleeve压裂滑套。,二、水平井分段压裂酸化改

13、造工艺情况,3、双封隔器（连续上提）分段压裂技术,封隔器参数,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,薛平1井打开套管闸门，坐封，坐封3次，最高压力达到39MPa，排量达到3.0m3/min，封隔器工作正常。,3、双封隔器（连续上提）分段压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,4、多封隔器滑套分段压裂,大庆油田研制了新型K344-110小直径扩张式封隔器，在南237-平297等3口井进行了一趟管柱压裂5段工艺实验，起出工具基本完好。,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,大庆油田分段压裂累计完成现场试验65口井104趟管柱，其中2008年完成33口井52趟管

14、柱。取得6项新突破，拓展了分段压裂技术的适应性：一是井下工具指标达到90、55MPa；二是一趟管柱压裂突破5段（一天）最大卡距49m；三是单趟管柱加砂规模突破100m3；四是泥岩穿层压裂试验获得成功；五是扩大段内限流压裂规模；六是液体胶塞压裂工艺获得成功。吉林油田进行了一口井的试验，分段压裂初期日产油13t，是限流压裂1.04倍，是直井5.7倍；目前日产油7.5t，是限流压裂1.42倍，是直井4.2倍。分段与限流法相比，措施针对性更强，其长期稳定效果明显好于限流法压裂。,4、多封隔器滑套分段压裂,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,研发了耐压差70MPa，耐温120水平井环空分段压裂封隔器。工

15、艺原理：先射孔一段，光油管压裂，再射孔一段，利用带封隔器管柱封堵下部开层，环空压裂上部层段，后续压裂依次重复进行。工艺管柱形式：井口专用短接+油管+SPAJ-103安全接头+HKYL-Y444-113环空压裂封隔器。,5、水平井环空分段压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,工艺原理为：连接管柱下井，油管加液压坐封封隔器，再提高压裂等级，打开压裂上部（下部）压裂通道，进行压裂施工；投球棒解封封隔器，洗井后起出压裂管柱。工艺管柱形式：油管+SPAJ-103安全接头+FXY444114水平井封上压下封隔器或 FX-DY-Y444114水平井封下压上。,6、封下压上和封上压下封隔器分段压裂技术

16、,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,工艺原理为：在水平井重复压裂过程中，水平段上、下都有开层，用压裂桥塞封堵下部开层，用封上压下封隔器封堵上部开层，从而对水平井中间的射孔层段进行压裂，实现了选层压裂的目的。,7、封上压下封隔器与压裂桥塞组合分段压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,吐哈油田07-08年共组织了4口井的分段卡封压裂施工，施工成功率100%，压裂射孔井段最长达90m，最高施工压力83.3MPa，最大施工排量7m3/min，平均每段入井砂量26.4m3；措施有效率100%，平均单井日增液15.4m3/d，日增油10.7t/d。,吉林油田水平井压裂施工情况,7、封上压下封隔器

17、与压裂桥塞组合分段压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,桥塞封隔分层压裂技术是运用桥塞坐封实现封隔压裂，分层改造完毕后下工具将隔离的桥塞打捞出井实现全井连通。适用于套管固井射孔完井的水平井，优点有：各段之间封隔可靠；可进行分段试油；施工和垂直井常规大规模压力相同，不受井眼方位与最大水平主应力方向限制；能按照设计规模有效控制裂缝等。缺点是施工工序复杂，作业周期长、成本高，一般的水力压裂一口井需要15天左右；对井筒状况要求高，存在卡钻风险。,8、桥塞封隔分层压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,8、桥塞封隔分层压裂技术,川庆钻探在靖安油田吴平10井使用取得成功。吴平10井共有四个压

18、裂段，共下三次可捞式桥塞。打捞第一次和第三次桥塞一次成功，但是打捞第二次桥塞，打捞了三次才打捞成功。但每一次压裂破裂压裂明显，每段施工的破裂压力、工作压力都不相同且曾无规律分布，说明每一次施工都在新层段产生了新的裂缝，裂缝间没产生突出的干扰现象，机械封隔可保证每一层的独立改造。该井试油效果也很好，日产原油35.28吨。,9、不动管柱水力喷砂射孔压裂联作工艺技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,试验20口井99井次。改造后获日产油超过100t的有3口井（高平6、高平7、罗平4），日产油在50-100t有5口井，20-50t有5口，水平井分段改造增产效果显著。,9、不动管柱水力喷砂射孔压裂联作

19、工艺技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,说明:H水平井，V直井，X斜井,9、不动管柱水力喷砂射孔压裂联作工艺技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,NDP2井日产液不足 2.0 m3/d。实施水力喷射分段加砂压裂两层段后，日产油13-19m3，是压裂施工前的6.5倍以上。,割缝管完井水平井喷射分段压裂NDP2井,衬管直井动管柱现场试验ND7-9井,ND7-9井关井前日产液0.78m3，日产油0.55吨。采用3 油管实施拖动工具两段水力喷射分段加砂压裂取得成功，日产油14t，增产效果十分明显。,套管完井水平井喷射4段压裂Z66-P21井,Z66-P21井施工前日产油4.5t，四级喷枪66

20、喷嘴，压裂4段加砂量22323222108m3，日产油8.5t，日增油4.0t,9、不动管柱水力喷砂射孔压裂联作工艺技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,10、填砂+液体胶塞分段压裂技术,应用高分子材料，以低粘状态下注入水平井筒预定位置，在井筒温度和压力下，聚合形成类似橡胶的高弹性胶塞，实现隔水平井筒的安全、有效隔离，作业后胶塞可定时软化易于清除。,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,10、填砂+液体胶塞分段压裂技术,玉门油田应用砂塞暂堵技术目前已现场应用10井次，成功率100%，单井平均增产254t。,11、投球选择性压裂,11、投球选择性压裂,分7次

21、投球共投入7/8”的球235个,角64-2h井测试产能8104/d,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,玉门油田庙平9井2007年采用常规压裂措施后增产倍数为1.15倍，2008年采用塑料球选压技术后增产倍数达到了14.3倍。,华北油田水平井投球分压效果情况,11、投球选择性压裂,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,限流压裂技术是通过调整不同层段的射孔孔数和孔径，造成不同的孔眼压差，从而使各层段获得所需的井底压力，以达到对各层段同时处理的目的。限流压裂技术适用于套管固井射孔完井的水平井，可一次改造多个层段，施工风险小，费用低。缺点是必须在新井投产时综合考虑限流压裂对射孔的要求，不适于已多段射孔

22、的老井；分段改造针对性差；改造井段长时由于施工排量和压力的要求，对施工设备的要求较高。,12、水平井限流分段压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,大庆油田早期应用该工艺较普遍，效果较好。段内限流是将分段与限流相结合，在一个卡距内通过限流布孔，实现物性相近的2-3个层段的压裂施工。通过段内限流压裂，减少分段层数，缩短施工周期，降低施工风险和成本。段内限流现场应用14口井20井次，41段压裂合并为20段，减少21个层段。统计同一区块压裂水平井，段内限流压裂与常规分段效果基本相当。吐哈油田07-08年共组织了4口井的现场施工，施工成功率100%，平均单井入井砂量47.9m3；有效率100%，

23、平均单井日增液32.5m3/d，日增油19.9t/d。,12、水平井限流分段压裂技术,XX4D,第一次六段,第二次八段,角64-2H完成了2井次14层段，获得天然气测试产能40.0104/d,13、电缆传输射孔+泵送桥塞分段压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,14、连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,完成3口井现场实验，其中合川001-25-X2完成了6层，获得天然气测试产能24.0104/d,14、连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术,合川001-25-X2,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,长庆油田、辽河油田、川

24、庆钻探等应用该工艺技术进行了几口井（筛管及裸眼完井）的施工作业，在个别井也取得了较好的增产效果。GP12-6水平井采用连续油管过27/8油管拖动布降阻酸16m3，再用降阻酸300m3酸化，获无阻流量41万m3/d，增产效果明显，该工艺目前在磨溪和川东等地区水平井中应用普遍，并成为水平井酸化改造的首选技术。,15、水平井连续油管拖动布酸+酸压增产技术,各工艺对比,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,各工艺对比,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,各工艺对比,二、水平井分段压裂酸化改造工艺情况,三、人工裂缝监测和诊断,1、连续油管井温法人工裂缝监测技术压后井温测试目的：判断长射孔井段人工裂缝产生的

25、条数；定量判断人工裂缝产生的位置；判断多段合压时每一段的相对改造程度。2、井下微地震人工裂缝方位测试和地面电位法技术获得了人工裂缝方位参数和近井筒裂缝扭曲形态，为水平井整体开发区块和单井压裂优化设计提供了依据。（1）井下微地震测试井下微地震测试目的：监测人工裂缝方位；,三、人工裂缝监测和诊断,吉林油田庙平1井井下微地震测试结果解释人工裂缝方位为N112E，人工裂缝半缝长470m，人工裂缝高度100m；通过将解释结果与庙130区块构造图叠加，庙平1井人工裂缝方位与该区块西侧断层呈接近垂直状态，按照此人工裂缝方位，对其他3口水平井进行分段大规模改造，将不会产生人工裂缝的串通。红平2井井下微地震测试

26、结果解释人工裂缝方位为N97（近井筒方位近似为N115E），人工裂缝半缝长420m，人工裂缝高度60m；通过将解释结果与红90-1区块构造图叠加可以看出，由于人工裂缝偏转的影响，可能导致该区块油水井注采井网失效。,三、人工裂缝监测和诊断,（2）地面电位法人工裂缝监测技术地面电位法测试目的：监测人工裂缝方位；评价人工裂缝发育不对称程度。利用地面电位法对红平2井第2段压裂进行监测，取得了较好的效果。测试解释结果如图所示。,三、人工裂缝监测和诊断,红平2第2段压裂地面电位法解释结果与井网关系图,长平7井第一段测试结果图,长平7井第二段测试结果图,长平7井第一二段测试结果表,四、目前存在的问题及下步攻

27、关方向,（1）压裂改造效果亟待提高 目前受储层品位越来越差的影响，各油气田的水平井压裂改造效果也越来越差，例如川庆钻探引进斯伦贝谢公司的目前最先进的裸眼封隔器分段压裂技术实施了6口井，有2口井无效，且随着时间增长，长期效果也很差，建设方组织分析认为是地层原因；长庆油田的岩性油气藏的改造效果也非常差，其它油气田也存在措施后出水而影响效果的问题，从而造成目前的工艺成功而推广极其困难的现象。并且目前各油气田开展低成本战略，各油田公司只关心如何降低压裂施工的投资；施工单位只考虑如何以最低投入达到设计要求，最重要的效果问题反而无人实抓。,1、目前存在的问题,四、目前存在的问题及下步攻关方向,（2）水平井

28、人工裂缝监测测试工作相对较少，无法形成规律性认识 各油田水平井部署基本上都存在地层和地面受限问题，虽已进行过一些水平井人工裂缝监测，但总体工作量极小，均无法形成普遍的规律性认识，尤其是在人工裂缝长度以及纵向扩展等参数规律性认识还较为欠缺，应进一步加强人工裂缝监测测试以指导水平井的压裂改造工作。（3）水平井优化设计模式以及方法需要进一步完善 经过两年多的技术攻关，基本形成了不同区块水平井的压裂优化设计模式，对影响水平井产能的因素在理论和现场方面都都进行了深入的分析研究，但是对于裂缝条数、长度、导流能力、裂缝间距以及钻井轨迹的控制等因素对水平井产能的具体影响在缺少量化指标。,1、目前存在的问题,四

29、、目前存在的问题及下步攻关方向,（4）目前由于钻井后的完井方式上储层改造的问题考虑的不够，多数水平井为筛管完井，机械封隔措施无法开展，因此局限了分段压裂改造措施的选择。,1、目前存在的问题,（1）开展智能完井工作，研究水平井完井压裂一体化工艺，提高水平井压后效果。研究水平井完井压裂一体化工艺技术，即从储层改造的角度出发确定水平井完井方式，对低渗储层采取管外封隔器封隔的完井方式来满足储层压裂改造的需求；对高压高渗储层采取裸眼、筛管等完井方式小规模解堵后投产，提高水平井的适用性。（2）开展新工艺、新材料等科研攻关，大幅度提高压裂改造效果。,2、下步攻关方向,四、目前存在的问题及下步攻关方向,（3）

30、继续开展水平井人工裂缝监测和诊断技术研究与应用；利用井下微地震、地面倾斜仪、井下倾斜仪、地面电位法和连续油管测试等技术进行水平井压裂施工人工裂缝诊断和监测，综合分析研究人工裂缝方位、长度、裂缝开启条数、水平井应力干扰和应力重新取向及纵、横向不同裂缝模式等问题，为水平井压裂优化设计提供依据。（4）继续完善水平井压裂优化设计方法；借鉴前期研究成果，深入研究压裂水平井影响产能因素研究：主要研究人工裂缝条数、长度、导流能力、与井筒夹角、裂缝间距、分布位置等对水平井产能的影响；确定每个参数对水平井产量的敏感性，完善水平井压裂优化设计方法。研究方法上必须与油藏、钻完井工程相结合，作为一项系统工程来整体优化设计。,2、下步攻关方向,谢谢！,