泸州地区深层页岩气水平井套变成因机理探讨

四川盆地南部泸州地区深层页岩气储量丰富,是继长宁、威远等中浅层页岩气之后重要的天然气资源接替领域。但在泸州地区深层页岩气开发过程中水平井套管变形(以下简称套变)频发,对水平井压裂施工产生明显影响,制约了该区深层页岩气的规模建产。业内普遍认为套管变形是地层中的断裂发生滑移并对水平井产生剪切和挤压作用引起的,但基于该理论的套变模型与诸多实测数据不相吻合。为了进一步明确套管变形机理,提高套变的防控效果,以泸203井区18口套管变形水平井为对象,基于多臂井径成像测井,逐个对比套变形态、套变层位以及平面断裂发育情况,建立了断裂滑移和层理面滑移2种地质模型,并分析了2种地质模型下的不同套管变形特征。研究结果表明:(1)断裂滑移诱发的套变具有以下规律,即平面上套变仅出现在水平井与断裂带的交会处;套管的变形长度理论上应在10 m以内;套管的变形程度应呈近似对称关系,中部变形强,向两侧逐渐减弱。(2)该区多数套变不在预测的断裂带内,且部分套变段变形长度与形态不符合断裂滑移的特征。(3)层理面滑移可诱发多个相似的套变,在该机制下套管变形长度等于井筒与滑移面相交的距离,且层理面滑移的垂向分布与地层的页理发育程度一致。(4)层理面滑移与断裂滑移具有相似的力学机理,通过三维莫尔圆可以分析钻井和压裂过程中诱发断裂/层理面滑移的关键参数变化。结论认为,除断裂滑移外,层理面滑移是诱发页岩气水平井套管变形的另一重要机理,该研究成果可为深层页岩气规模效益开发的套变防控提供理论指导。

川南泸州深层页岩气井套变主控因素与防控对策

基于四川盆地南部(简称川南)泸州区块构造展布特征和断裂发育特点,应用微地震、测井、地应力等资料,总结深层页岩气井套变特征,明确套变机理与主控因素,建立套变风险评估图版并提出针对性的套变风险防控对策。研究表明:压裂激活断裂滑移是川南泸州深层页岩气井套变的主控因素,工区断裂逼近角主要为10°~50°,占比65.34%,临界激活孔隙压力增量为6.05~9.71 MPa。对于地质因素导致的套变,防控措施主要有避让风险断裂、选择应力机制因子低值区布井两个方面。对于工程因素导致的套变,防控措施主要有4个方面:①布井时尽量避让高激活风险和高滑移风险断裂,无法避开时尽量选择远离断裂中心位置的区域;②优化井筒参数,调整井筒方位可在一定程度上降低作用在套管上的剪应力,降低套变程度;③优化井身结构设计,在不影响优质储集层钻遇率的基础上,确保水平井弯曲段曲率半径大于200 m;④优化压裂施工参数,增大避射距离、降低单次施工压力、增加段长等是降低套变风险的有效措施。

套变分注井小直径可丢可钻封隔器设计及试验

随着吉林油田开发时间的延长,偏/同心分注井因套管变形、井筒结垢缩径造成卡井,由此大修井作业占比43%。外径114 mm的Y341型封隔器因其外径及解封机理的限制,无法满足套变井分层注水工艺的要求。设计了一种Y341型小直径可丢可钻封隔器,合理布局、严格选材,在保证内通径及性能指标的情况下最大外径缩小至102 mm,能够满足油田大部分套变井分注管柱下入通过要求;可丢手设计,上提遇阻工况能避免强拔而造成井筒情况复杂化;可钻除设计,通过小修钻捞一体工艺钻除、打捞,解决分注井运行一段时间后出现卡井问题。室内试验表明:研发的封隔器耐压差20 MPa、耐温120℃,达到设计要求。吉46-014井应用中,密封有效期2.5 a,安全丢手与可钻除设计工作性能可靠稳定,在套变分注井中具有良好的应用情景。

柔性暂堵绳结在套变井压裂中试验应用

体积压裂已经成为非常规储层有效开发主体技术,暂堵压裂可以促使裂缝转向,增大水力裂缝波及范围,提高改造体积,成为体积压裂改造重要手段。目前国内采用的暂堵剂材料品种多样、性能差别较大,封堵压力上升不明显。川南页岩气,在长段多簇或套变无法下入桥塞多段射孔合压井中多采用暂堵球+暂堵剂复合暂堵工艺,暂堵材料到位压力反应0.4~8.8MPa,平均2.4MPa,暂堵前后延伸压力上涨0.5~9.6MPa,平均3.6MPa。有大部分压力反应在3MPa以下,说明暂堵材料封堵效率较差。针对此问题,研究出柔性绳结暂堵材料,该材料具有对不规则射孔孔眼的自适应性、优越的封堵性能和完全降解性能,室内实验和现场应用表明,该材料在今后的压裂过程中应加大推广应用力度。

水力压裂致套管剪切变形机理及套变量计算模型

针对天然裂缝滑移导致页岩气井压裂易出现套管变形(简称套变)问题,在应力分析的基础上建立了裂缝面受力模型,并采用复变函数建立了套变量计算模型,开展井筒剪应力、套变量的影响因素分析。研究表明:(1)裂缝逼近角与井筒逼近角对井筒剪应力影响显著,在威远页岩气田现场常见井筒逼近角(近90°)条件下,裂缝逼近角为20°~55°(或其补角)时,井筒剪应力大,套变风险高;(2)当裂缝未完全撑开时,井筒剪应力与缝内流体压力正相关、与摩擦系数负相关;当裂缝完全撑开时,井筒剪应力与天然裂缝面积正相关;(3)弹性模量越低,裂缝越长,套变程度越严重;泊松比对套变量影响较弱;套变量随裂缝逼近角增加先增大后减小,裂缝逼近角为45°时达最大值;(4)裂缝逼近角一定时,可适当调整井筒逼近角以避免井筒受到高剪应力,合理控制缝内流体压力可以降低套变风险;套管所受剪应力通常远大于套管抗剪强度,提高套管强度或固井质量对降低套变风险作用有限。经现场井径测井数据验证,套变量计算模型可靠,可用于建立套变风险程度分析图版及计算套变量,为压裂设计中快速预判水平井套变风险提供参考。

多级液压变径滚珠胀管工艺在阿南油田套变井上的应用

阿南油田为低渗透砂岩油藏,油层物性差,断层十分发育,层间矛盾突出。受“双高”注水、断层导水因素的影响,该油田套管变形损坏严重。经多臂井径仪测试,套变井套管最小通径为90~110mm,影响了注采井下一步措施的实施。为此,引进了一种多级液压变径滚珠胀管工艺,可通过一趟管柱对套变段进行多级扩径整形,首次成功应用于阿南油田2口井,取得了良好效果。

套损套变井机械整形工艺

针对常用套管整形器的特点及所存在的问题，研制开发了整形效果好、施工工艺简单、可操作性好、对套管外水泥环有保护作用的球面整形器。该工具整形范围为Ф85mm～Ф120mm，且具有以下优点：操作方便，现场适用性强；结构设计合理，使套损面的整形覆盖率达100％；一次整形量20mm以上，不用多次起下钻柱，劳动强度大幅下降；与其它类型的整形器相比，将原先的面接触改为多点接触，增大了单位面积上的作用力，有利于提高整形效果；球面体与套管的硬度差大，更有利于提高整形速度。由于该整形器的球面体采用固定的方式。因而不会造成脱粒现象。现场应用结果表明，该整形器可以满足内凹形套管变形整形扩径的需要。

二连油田套变井分注工艺

阿南油田为低渗透砂岩油藏，油层物性差，层间矛盾突出，油田受“双高”注水、断层导水因素的影响部分水井相继发生了套管变形，经40臂井径仪测试，套变井套管最小通径100—122mm，普通Ф114mm的封隔器无法坐验封，影响了分注工艺的实施。为改善层间矛盾，提高开发效果，研制出K341—95型扩张式水力密闭小直径封隔器、KHD-92型空心配水器、投捞器等分注工具，现场实施投捞成功率100％，测试成功率100％。

小井眼及套变井压裂工艺研究与应用

小井眼及套变井压裂与常规井眼压裂不同,需要配套相应的小直径井下工具和抗高压的井口装置,对压裂液的携砂性、抗剪切性及降摩阻性能都有更高的要求。为解决小井眼及套变井的压裂难题,针对小井眼及套变井的特点和目前小直径工具的实际情况,研制和改进了Y341-70和K341-98小直径封隔器,完成了Ф89mm、Ф127mm套管小井眼井和Ф139.7mm套变井的压裂工艺管柱设计与配套,优化了压裂液体系和压裂工艺,成功完成了40多井次的现场施工,见到了良好的压裂效果。

套变井封隔作业技术

针对套变老井的井下封隔作业难题,设计开发了能够穿过上部套管变形井筒,而对下部较大尺寸的井筒进行封隔的大膨胀比系列井下作业封隔器,并形成了一套套变井封隔作业技术,解决了由于上层套管变形造成作业管串无法下入条件下对指定的下部较大尺寸的井筒进行封隔作业难题,从而能够完成对油层酸化、测试、卡水、堵水、分层开采等改造作业,使套变严重井的井下作业成为可能,充分发挥了老井潜能,对油田后期开发具有重要意义。

神泉、雁木西油田注水井套变分析与治理

雁木西油田注水开发9年以来,随着注水井以及注水强度的增加,套变井越来越多,为油田开发带来诸多不利因素,对此我们从现场收集第一手资料,经过整理、查阅相关文献,分析确定出套变的相关因素,并针对性的总结出预防及治理套变的几点认识,为后期油田注水井管理提供理论参考。

套损套变井加固补贴工艺

针对目前套管加固补贴工艺存在的密封性差、工艺复杂、施工强度大等问题,研制了水力机械式加固补贴工具。该工具由液压机构、加固补贴机构和丢手机构3部分组成,密封结构中采用了倒齿结构,因而密封可靠。工具操作简单,补贴后内通径较大。试验表明补贴完成后套管耐压能力及锚定力均可满足现场应用条件。

威荣页岩气田水平井套变段暂堵分段压裂工艺技术研究

威荣页岩气田页岩气井套变频发,2017~2020年采用泵送桥塞分段压裂19口水平井,有9口井发生不同程度套变,导致桥塞不能被泵送到设计位置,严重影响改造的充分程度和压后产能,为此急需开展新技术攻关,解决套变后的分段改造难题。文章通过一系列技术攻关形成了暂堵分段压裂工艺技术,该技术将套变段一次性全部射开,采用多次暂堵工艺,实现分段压裂。以套变井WY43-1井为例,通过数值模拟和裂缝起裂规律研究,明确了合理的射孔簇数和暂堵压裂次数。通过暂堵参数优化和室内实验,明确了暂堵材料的用量和性能要求。WY43-1井套变段共开展18次压裂,12次暂堵,从压裂施工特征和裂缝监测来看,套变段获得了较为充分的改造,压后取得较好产能。该技术对套变复杂井具有较强的针对性,可有效提高储层的改造充分程度,可在威荣气田进一步推广应用。

K344B—95新型套变井封隔器的研制与应用

为了适应套损井及复杂结构井现场酸化的需要,优化设计了K344B—95型封隔器。这种封隔器的内通径大,与开关相组配,可实现多级酸化;耐温耐压高,且设计有防中途坐封机构。8井次的现场应用表明,该工具消除了中途坐封现象,可实现正替工艺,工艺成功率100%,有效率100%,并取得了较好的经济效益和社会效益,为套变井分层酸化提供了技术支撑。

冀东油田套变井分注技术研究与应用

为了解决套管变形井分层注水管柱解封解卡困难、遇卡大修率高、小直径胶筒密封大尺寸套管承压低以及套损井利用率低等问题,研究了适用于大斜度井和套管变形井的分层注水管柱及配套工具。该分层注水管柱主要由小直径逐级解封注水封隔器、油管锚定器、桥式偏心配水器及解封安全接头等组成,打捞时上提油管实现管柱的油套连通、逐级解封解卡,下部管柱遇卡时实现遇阻丢手、分段打捞,管柱解卡力小且不受压差影响,降低了深斜井分注管柱解卡提拉载荷,提高了套损井的利用率及修井效率。该工艺在冀东油田现场应用8口井,最小套变内通径96 mm,施工成功率100%,投捞测试成功率100%,注水最高压力30 MPa,最长服役时间740 d,累计增注6.17万m^(3)。该套变井分注技术实现了精细分注,提高了水驱动用储量,具有良好的推广应用前景。

套变井分注工艺研究与应用

针对套变井分层注水工艺的需要,研制成功Y221-105GX小直径封隔器、地面多功能配水器等套变井分层配套工具,设计了套变井地面油套分注、两级两段等工艺管柱,形成了适应不同套变井段分注的工艺管柱。

小直径插管封隔器在套变井压裂工艺中的应用

压裂是油气井增产的一项重要手段,直接关系到油气勘探开发的效果和经济效益。为了恢复套变井的产能,实施压裂增产增注工艺,避免因套管变形导致井下作业管柱遇卡阻而无法实施技术开发措施方案,采用小直径插管封隔器和工艺管柱,对套变井压裂工艺进行了研究试验和应用,结果表明以小直径插管封隔器为核心的压裂管柱具有承高压、耐高温、内通径大、插管密封好等特点,一趟管柱可完成验封、压裂、排液三项工艺,达到了极好的压裂工艺效果。现场试验和应用结果证明小直径插管封隔器结构紧凑、成本低、操作简便、风险小,更容易在套变井上推广应用。小直径插管封隔器和工艺管柱为套变井压裂提供了一种全新的工具和工艺方式,可有效解决套变井影响原油生产和开发技术措施实施的矛盾。

胜利油田油水井套变预防措施研究

胜利油田自二十世纪七十年代初全面投入开发以来,截止到2002年底,已累计油水井套变井为2539口,严重制约了油田的发展。套变类型主要有两大类:一是套管变形,二是套管破裂损坏。其套变机理主要是岩层滑移、泥岩吸水蠕变,造成非均匀应力作用套管,使套管产生变型或损坏。针对套变套损原因制定了相应的预防措施,一是防止外挤力超过套管屈服强度,二是提高套管强度。近两年来,通过对560口油水井应用了上述措施,油井套变率小于1.5%,水井套变率小于5%,取得了明显的防套变效果。

K344-98扩张式封隔器在套变井分层酸化中的应用

目前,分层酸化是解决层间矛盾井油层污染最有效措施之一。部分套变井无法使用常规Y221、Y341等大直径封隔器实施分层酸化,针对这种现状,研制了K344-98型扩张式封隔器,通过现场试验,应用效果良好。

普光气田套变井完井投产工艺

"5.12"汶川地震期间,普光气田膏盐地层蠕变导致多数气井发生套管变形,其中部分井变形严重,已经不能下入酸压生产一体化完井投产管柱,无法进行正常的投产作业。气田投产建设面临十分严峻的形势。针对这种情况,提出了"分类投产"的投产思路,按照套变程度,将套变井分成轻度、中度和严重套变三种类型,分别设计出不同的完井投产管柱,特别针对严重套变井,创造性地提出"遇油膨胀封隔器+永久式封隔器"的管柱结构,满足了酸压作业与长期生产的需要。各种投产工艺在现场得到了较好的应用,为普光气田产能建设提供了技术保证。