基于水平井分段压裂技术的专利现状

为了提高水平井采收率,需要对石油钻采领域中占有重要位置的水平井分段压裂技术进行研究。本文重点分析全球及中国范围内有关水平井分段压裂的专利申请信息、专利布局、重点申请人的技术构成以及技术发展状况等。技术概述通常将水平井分段压裂技术分为三种:化学隔离分段压裂技术,先对第一段进行射孔,然后通过油管压裂,最后用液体胶塞和砂子隔离完成压裂;机械封隔分段压裂技术主要应用于套管井;水力喷射分段压裂技术,利用专用喷射工具产生高速流体在孔道内将动能转化为压能,形成方向单一的裂缝。

各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测模型

致密砂岩气藏具有储层物性差、孔喉结构复杂、各向异性强、初始含水饱和度覆盖范围大等特征,导致储层中流体的渗流机理复杂,为气井产能的准确预测及评价带来了巨大挑战。为此,基于气水两相非达西渗流理论,综合考虑储层各向异性、储层基质和裂缝不同程度的应力敏感性和两相启动压力梯度、高速非达西渗流效应、气体滑脱效应以及裂缝导流能力与缝间干扰等复杂因素,利用坐标变换、扰动椭圆理论、等价发展矩形理论、当量井径原理、压力叠加原理、水电相似原理等方法,建立了适用于各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测的新模型。通过矿场实例验证了新模型的准确性和实用性,并绘制了气水两相产能预测曲线,评价了敏感参数对产能的影响规律。研究结果表明:随着气体滑脱效应、裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝条数、水平井井筒与地层主渗透率方向夹角的增大,压裂水平井的无阻流量增大;而随着储层各向异性、储层应力敏感性、裂缝应力敏感性、两相启动压力梯度、生产水气比增大,压裂水平井的无阻流量降低;水相对气相的流动具有抑制作用,且驱替压差越大,抑制作用越显著,因此需提前采取防水和治水措施。该研究成果进一步缩小了致密砂岩气藏产能预测结果与矿场实际产量的差距,有助于致密砂岩气藏的参数评估、动态预测以及产能评价和勘探开发决策制定。

淮南矿区煤层顶板分段压裂水平井抽采技术及效果研究

淮南矿区为典型高瓦斯矿区,煤层碎软、渗透率低、瓦斯含量偏高、抽采难度大,为探讨地面煤层气顶板分段压裂水平井在矿区的技术可行性与瓦斯治理效果,在分析矿区主要煤层13-1煤储层特征基础上,采用应力解除法进行了煤层三向地应力测试,结果显示三向应力场类型主要为σ_(h,max)>σ_(v)>σ_(h,min),具有实施顶板分段压裂水平井技术的充分条件;利用MFrac Suite软件分别模拟了水平段距离煤层1、3、5 m时的压裂缝参数,压裂缝半长最大107.33 m、最小89.47 m,具有理想的压裂效果,说明顶板分段压裂水平井在淮南矿区具有比较好的地质适应性与可行性。以潘一煤矿13-1煤层“L”型顶板分段压裂水平井CBM01井为研究对象,采用井下钻孔检测与数值模拟等手段综合分析了瓦斯治理效果,结果显示CBM01井抽采415 d即显著降低了煤层瓦斯压力与瓦斯含量,距离水平井50、65 m处瓦斯压力由6.4 MPa分别降至2.6、2.7 MPa,降低幅度均超过55%,水平段两侧各15~20 m范围内瓦斯含量由13.5 m^(3)/t降至最大9.11 m^(3)/t、最小6.92 m^(3)/t,平均7.92 m^(3)/t,约10 m范围均降至8 m^(3)/t以下。最后,采用数值模拟方法预测了CBM01井抽采10 a的产气效果及瓦斯治理效果,气井抽采10 a累计产气约272.08×10^(4)m^(3),水平段倾向单侧约150 m范围内气含量均降至8 m^(3)/t以下、压力均降至3 MPa以下。综合研究结果表明,煤层顶板分段压裂水平井技术在淮南矿区瓦斯治理方面均具有较大的优势和应用效果。

基于分段压裂水平井的临兴区块煤层气开发数值模拟

煤层气作为非常规天然气的重要组成部分,其高效开发技术已引起广泛关注,而水平井分段压裂技术是目前非常规天然气开发的关键技术之一,因而有必要对基于分段压裂水平井的区块煤层气开发进行数值模拟,以期提高煤层气的开发效果以及实现工艺优化。基于煤层气开发流固耦合数学模型,考虑煤储层中割理系统发育与分布,以临兴区块为研究对象,建立水平井分段压裂物理模型,开展煤层气储层压力与产能数值模拟,并对煤层压力变化以及产气效果影响因素进行分析。结果表明:水平井分段压裂开发煤层气在365 d左右可实现较远区域控制,且水平井井周压力较稳定。割理条数、裂缝参数的增加可提高煤层气的产气效果,但需考虑水平井分段压裂技术的开发成本以及井间干扰等因素的影响。基于分段压裂水平井的区块煤层气开发数值模拟模型可为实现煤层气高效开发的水平井分段压裂技术提供参考与指导。

分布式光纤监测技术在水平井分段压裂中的应用

水平井分段压裂过程中,涉及大量繁杂的数据监测与处理工作,同时,压裂过程的不确定性给实时监测带来了更大的难度。传统的井下监测方式存在监测精确度低、受电磁干扰、成本高昂等问题,分布式光纤传感技术的产生,为这些亟待解决的难题提供了新的解决思路。分布式光纤传感技术以其成本低、耐高温、性质稳定、不受电磁干扰等优势,逐渐在油田得到应用。对水平井分段压裂的应用现状进行研究,分析了分布式光纤传感技术原理,总结了分布式光纤的井下安装方式,归纳了分布式光纤传感技术在水平井分段压裂中的应用现状,最后提出了分布式光纤监测技术的发展建议。研究认为:目前,分布式光纤传感技术已受到广泛关注,将成为井下监测的重要工具;分布式光纤传感在水平井分段压裂中的应用主要有压裂液注入分布诊断、人工裂缝起裂及延伸诊断、封隔器泄漏监测和DTS/DAS数据定量解释;对未来温度和声学监测数据的解释方法将向定量解释的应用方向发展。

水平井分段压裂各段产能评价技术研究进展

为更好掌握水平井分段压裂后各层段产能贡献情况,分析水平井分段压裂各段产能评价存在的问题,系统梳理现有的3种水平井分段压裂各段产能评价技术,并提出该技术未来的重点攻关方向。结果表明:水平井分段压裂产能评价主要存在测试仪器输送困难和测试资料解释困难;产出剖面测井技术的测试仪器因井身结构和井况使其适用性受限制,分布式光纤监测技术可实时连续监测压裂动态,但数据解释仍是最大的难题,示踪剂监测技术选取合适的示踪剂可弥补上述2种技术的不足;下一步攻关方向应着重于各技术的测试工艺和数据解释。通过对水平井分段压裂各段产能评价技术综合剖析,可为现场测试提供技术参考和为后续技术发展提供新视角。

致密及页岩气藏气井分段压裂返排优化模型与分析

致密及页岩气藏气井压裂后的返排质量好坏极大地影响最终的压裂效果,目前此方面的建模未考虑到返排时的井筒内气液两相流和分段压裂多段同时返排的特点。该文对致密及页岩气井的分段压裂裂缝闭合前后的返排特点进行了分析,建立了气井压裂返排、裂缝体积变化和滤失量耦合模型,进行了实例计算分析,讨论明确了裂缝闭合前分段压裂多段同时返排优化方法,并对返排率的计算和基于储层伤害的分段压裂返排优化进行了分析。研究发现:对气井,有地层气体进入返排液时,返排的时间将增长,且在返排后期排液量增幅变小,累积返排液量较大;裂缝闭合前分段压裂多段同时返排优化时,返排量、多条裂缝体积变化和多条裂缝滤失是通过最后一条裂缝出口处的压力耦合起来的;裂缝闭合前后的返排模型的衔接,主要明确了初始井底流压为裂缝闭合前的终态井底流压,初始含水为裂缝闭合前滤失进储层的返排液;将致密及页岩气储层的水锁以及在压裂返排时的水锁自解除现象和机理,与气井压裂返排过程和分段压裂水平气井返排优化结合,以进行致密及页岩气井返排伤害的模拟,但具体实现还待进一步研究。

水平井分段压裂射孔间距对煤储层压裂缝延伸的影响

水平井分段压裂射孔间距对煤储层渗透性能影响显著,为了探讨不同射孔间距下煤储层压裂缝延伸规律,以鄂尔多斯大宁-吉县矿区为例,采用扩展有限元法模拟射孔间距对压裂缝起裂压力、几何特征和延伸形态的影响。结果表明:当射孔间距较小时,裂缝起裂压力较高,高度与宽度较小,且延伸形态较为复杂,裂缝偏向最小水平主应力方向延伸;随着射孔间距增大,裂缝起裂压力降低,高度与宽度增加,裂缝延伸逐渐回归到最大水平主应力方向;射孔间距达到105 m时,裂缝起裂压力与几何形态基本不再发生变化,所有裂缝不再偏转,压裂效果最佳。现场验证表明,模拟结果与实测数据吻合度较高,各项参数误差仅2%~5%,从而证明所建数值模型的正确性。研究结果可为水平井分段压裂施工设计提供理论依据。

缝洞型油藏一井多靶分段压裂开发效果数值模拟

为了研究缝洞型油藏一井多靶分段压裂开发效果,基于离散缝洞模型,建立了考虑基质—裂缝渗流和溶洞自由流耦合的缝洞型油藏油水两相流动模型及数值模拟方法,分析了天然裂缝发育程度、底水及压裂簇数对开发效果的影响。结果表明:在无底水条件下,天然裂缝发育程度仅影响采油速度,对累计产油量影响很小;在有底水条件下,底水沿天然裂缝上升会驱替溶洞中原油,产油量会随天然裂缝密度增大而升高;溶洞尺寸和压裂裂缝对缝洞型油藏产能具有显著影响;当天然裂缝发育程度较高时,每段一簇和多簇压裂裂缝开发效果差异明显减小,即采用一簇压裂裂缝便可控制整个缝洞甜点区域。

高性能底封拖动分段压裂工具研制及试验

底封拖动分段压裂工具作为“三低”油气藏开发及低品位油气资源效益挖潜的一种利器,目前在国内油田大量推广应用取得了一定效果。但工具在长水平段中的作业性能难以满足油公司降本增效的需求。因此文章开展高性能底封拖动分段压裂工具研究,采用有限元模拟分析方法结合加工实际对喷嘴孔道参数、封隔器胶筒结构参数及卡瓦合金齿设计参数进行优化设计,数值计算结果表明喷嘴孔道长径比l/d,扩散角θ_(1),收缩角α_(1)在最优设计参数时喷嘴射流效果最佳。坐封胶筒采用“M”形结构,内外壁应力集中处设计应力释放槽,胶筒坐封时内部应力及管壁接触应力改善明显。锚定单元轴向承压70 MPa时卡瓦硬质合金齿的嵌入倾角α<27°,突出高度h<1.5 mm时套管径向形变最小。室内测试及现场应用结果表明,优化改进后的喷砂射孔器过砂能力10 m^(3)以上,封隔器胶筒反复坐封解封10次封隔压差70 MPa,作业管柱具备一趟管柱压裂10段以上的作业能力,能很好满足现场应用需求。

基于诱导应力场的井下顶板长钻孔分段压裂间距优化研究

应用二维裂缝诱导应力分析模型,对阳泉矿区井下顶板压裂裂缝诱导应力场分布规律进行理论计算,根据诱导应力作用强度将其分为强烈区和微弱区。数值模拟从裂缝几何尺寸和起裂压力差异性2方面,对比了诱导应力场不同分区内的缝间干扰强弱差异,并实现分段间距优选。当分段间距为40~60 m时,缝间干扰影响程度显著减小。在阳泉矿区进行了2个压裂钻孔的水力压裂工程试验,1#钻孔和2#钻孔分段间距分别设计为50~75 m和50 m,百日瓦斯抽采监测结果表明:2#钻孔为1#钻孔的2.74倍。

致密油藏水平井分段压裂用新型压裂液技术研究

本文以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、二烯丙基二甲基氯化铵、乙烯吡咯烷酮为聚合单体,制备出两性离子型四元共聚物DAP-4,并将其与羧甲基纤维素钠、油酸聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚、月桂酰胺丙基磺基甜菜碱以质量比11:5:2:1:1悬浮分散于白油中,制备出有效成分含量40wt%的多功能压裂液稠化剂DGN,用于实现连续混配。室内评价结果显示,DGN耐矿化度效果极佳,矿化度5×10^(4)mg·L^(-1)条件下,溶解时间小于40s,0.1wt%加量配制的滑溜水体系减阻率高于75%,破胶液对储层岩石润湿性极佳,对模拟原油的渗吸置换率达43%;0.5wt%加量下配制的胶液呈现出良好的增稠性,95℃条件下呈现出良好的耐温耐剪切性,其破胶液岩芯伤害率仅为3.24%,表面张力低至25mN·m^(-1)左右,残渣含量几乎为零。

基于神经网络模型的致密气藏分段压裂井产能预测

致密气藏储层致密,开采难度较大,应用分段压裂水平井技术可以更高效地开采致密气藏,如何准确预测水平井分段压裂井的产能也成为气藏实际生产开发的关注重点。通过对前人致密气藏分段压裂水平井解析模型的探究确定影响产能因素;运用灰色关联分析法可视化分析影响压裂水平井无阻流量的主要因素;选取不同输入层个数影响因素利用Python编程程序建立神经网络模型,对比选取高精度的训练模型结构;利用训练好的神经网络模型对实际气田待压裂井进行产能预测。结果表明,利用神经网络模型建立的压裂水平井产能预测方法具有误差小、简便高效的优点,对实际气田生产开发制度有一定指导意义。

基于井上下微震联合监测技术的地面水平井分段压裂效果分析

针对深井巨厚岩层动力灾害的防控,我国部分冲击地压矿井采用了地面水平井压裂防控技术。为了有效监测地面水平井压裂期间的压裂效果,提出了井上下微震联合监测方法,通过井上下微震联合监测台网的建设,对地面水平井分段压裂期间产生的微震事件进行有效监测、分析。结果表明,压裂施工与微震事件的发生具有明显的相关性,使用井上下微震联合监测方法,压裂时段微震事件分布在压裂缝网展布范围内的概率高达71%,微震事件分布与压裂缝网在垂直方向的展布范围具有较高的一致性;井上下微震联合监测技术的应用可有效提高微震的垂直定位精度,能够满足地面水平井分段压裂效果的观测。井上下微震联合监测技术的提出和应用可为后续地面压裂效果的观测、分析提供一定参考。

考虑应力敏感的低渗透油藏分段压裂水平井三维不稳定渗流模型

为了明确低渗透油藏在开发过程中储层应力敏感效应对分段压裂水平井流入动态的影响,首先应用半解析法推导了无限大储层考虑应力敏感的点源函数,之后通过摄动变换、拉氏变换、叠加原理等方法,构建了低渗透油藏衰竭开发过程中分段压裂水平井不稳定渗流数学模型,最后利用KAPPA试井软件在同一水平上检验模型的正确性。结果表明,随着生产时间的增加,储层应力敏感增强,在流动后期试井曲线出现明显上翘,且上翘时间提前。并对裂缝几何参数及油藏边界尺寸进行了敏感性分析。

页岩气水平井套管变形影响段分段压裂工艺研究及现场试验

页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺:(1)缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;(2)暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明:上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。

分段压裂过程中射孔段水泥环密封完整性的数值模拟

水平井射孔段井筒由于孔眼的存在,在分段压裂过程中应力集中现象极易加剧固井水泥环的破坏。此外,由于高压压裂液直接作用在水泥环孔眼壁面上,使其完整性在压裂过程中遭受的挑战更大。建立了热流固耦合数值模型旨在分析分段压裂过程中射孔段水泥环内部的温度与应力变化,研究了套管内压、压裂液排量、水泥弹性模量、孔径与孔密对于水泥环密封完整性的影响规律。计算结果表明,压裂过程中水泥环一界面、二界面以及孔眼处均会产生剪切破坏。考虑瞬态力热耦合作用时,水泥环孔眼处失封风险提高。压裂液排量、孔径与孔密对水泥环切向应力影响较小;套管内压与水泥环弹性模量的降低虽然可在一定程度降低剪切破坏系数,但难以避免射孔段水泥环压裂初期的剪切破坏。

沁水盆地郑庄井田煤层气分段压裂水平井开发技术

为实现煤层气低成本、高效开发,基于郑庄井田3^(#)煤层和15^(#)煤层特征,提出了煤层中非固井L型分段压裂水平井强化开采煤层气技术方法。数值模拟结果表明:水力喷射压裂能产生1.5~2.0 MPa的环空封隔效果和3.5~4.5 MPa的孔内增压效果,可满足非固井水平井环空防窜流和定点压裂的目的。为解决非固井煤层气水平井钻完井、压裂改造和排采技术难题,研究形成了“优质、快速、安全”钻完井,带底封的连续油管快速拖动喷射-压裂联作分段压裂,“大排量、大液量、中砂比”活性水压裂增产改造和L型水平井精细化排采控制4项核心关键技术。实践证明,煤层中非固井分段压裂水平井开发煤层气技术在郑庄井田实现规模化开发应用,并取得了煤层气开发技术和高产气量的双重突破。

东海低渗透储层水平井分段压裂实施及效果评价

受作业环境限制,海上水平井分段压裂技术仍处于探索阶段,水平井实施后的压裂效果对水平井产能有着显著影响,如何评价压裂效果以指导水平井的压裂开发,是当前急需解决的问题。首先介绍了东海平湖区块低渗透储层地质概况及该区块第1口裸眼水平井分段压裂的施工过程,其次采用SPEE(国际石油工程评价委员会)最新的压裂效果评价方法对该口多段压裂水平井的压裂效果进行评价,通过对该井压裂施工参数的分析及压裂前后EUR(最终可采储量)的对比,得出该口水平井压裂后的气采收率较压裂前提高了9.3%,油采收率提高了6.6%,证明了该压裂效果评价方法的正确性与可靠性。东海平湖区块第1口裸眼水平井分段压裂及压裂效果评价的成功,为今后海上低渗透储层水平井分段压裂开发奠定了基础。

小井眼连续油管多簇射孔填砂分段压裂技术——以百口泉油田百1断块X井为例

百口泉油田属于低渗透油藏,自然产能差,经过长期开采,能量已枯竭,储层改造可以使其得到效益开发,但目前侧钻小井眼体积压裂技术不成熟,需要开展技术攻关。通过研究分析前期侧钻水平井分段压裂工艺的适应性和不足,形成了侧钻小井眼压裂理论认识,提出一套小井眼连续油管多簇射孔填砂体积压裂分段压裂工艺。该工艺首选采用连续油管多簇喷砂射孔,然后在全通径套管内体积压裂技术改造,最后尾追高浓度砂塞在井筒内填砂分段,循环上述步骤从而逐级实现砂塞封隔、连续油管射孔、套管体积压裂一体化作业。通过在百口泉油田百1断块X井开展?101.6 mm套管侧钻小井眼水平井体积压裂实验,验证了该工艺实施的可行性,该井投产后,日产油10.23 t,超过同区块其它邻井,压裂效果显著。该工艺技术成功解决了小井眼套管体积压裂难题,实现了该区地层有效动用开发,为后续开展“侧压一体化”效益开发提供新思路。