陆相页岩油固井滑套单簇孔压裂技术与效果评价

针对渤海湾盆地沧东凹陷孔二段陆相页岩岩性变化大、非均质性强,传统压裂导致页岩油水平井产量差异大的问题,在G108-8井500m岩心精细描述基础上,通过GY5-1-9H井固井滑套压裂工艺试验、多簇孔与单簇孔对比压裂模拟实验,总结了单簇孔压裂在断陷盆地陆相页岩油压裂适应性、机理及压裂施工经验。研究表明,固井滑套单簇孔压裂的裂缝开启均匀度较桥射多簇孔压裂可大幅提升1.65~2.04倍,克服了桥射多簇孔压裂靠竞争起裂导致的有些簇孔压不开,有些簇孔裂缝突进、窜扰,以致套管变形的难题。固井滑套单簇孔压裂工艺可减少泵送桥塞和射孔环节,施工流程更加连续,单日最多连续完成11级压裂施工,施工压力低20%~30%,压裂车组也由20台减少到9台。GY5-1-9H井应用该工艺实现单簇孔压裂79级987m,滑套间距(簇孔间距)12.5m,压裂后首年累计产油10128t,预测最终可采储量(EUR)3.77×10^(4)t,创造了国内页岩油水平井归一化千米井段首年累计产油和单井EUR最高纪录,是同富集区桥射多簇孔压裂井的1.34~3.15倍。该工艺在冀中坳陷束鹿凹陷应用也实现了页岩油水平井超300天的稳压稳产。

套管固井滑套冲蚀磨损模拟分析与试验研究

为准确分析套管固井滑套长时间在固液两相流中冲蚀后的磨损情况及可靠性,在进行冲蚀理论分析和数值模拟的基础上,利用研制的冲蚀磨损试验装置,研究了特定工况下固井滑套带孔短节的冲蚀磨损情况,分析了滑套孔眼冲蚀磨损速率与孔眼数量、砂比及排量的关系,建立了冲蚀磨损速率新模型,研究了滑套带孔短节孔眼过流能力与冲蚀磨损速率的关系;同时,结合数值分析结果和试验数据,得到了A型材质滑套短节的冲蚀磨损系数。研究结果表明,当滑套孔眼为2个时,含砂流体对滑套孔眼周边的冲蚀磨损较为明显,且滑套孔眼冲蚀磨损速率与砂比呈线性关系,与排量呈指数关系。该研究结果可为套管固井滑套可靠性评估提供理论依据,且能够指导滑套压裂工具的现场应用。

套管固井分段压裂滑套关键技术分析

套管固井滑套分段压裂技术是近年来兴起的一种储层改造技术,目前国外各大公司已经在该技术的研究上取得了较大进展。概述了套管固井滑套分段压裂技术的工艺原理,详细介绍了其关键技术,包括滑套打开方式、内套定位机构、密封方式、滑套包覆层技术和胶塞顶替技术,同时通过对各关键技术优缺点的对比分析,指出套管固井滑套应朝着高开关稳定性、高密封性能和高施工可靠性等方向发展。

固井滑套分段压裂技术在大牛地气田的试验应用

大牛地气田属典型的低孔、特低渗致密砂岩气藏,前期采用水平井裸眼封隔器分段压裂取得较好效果,但该工艺压裂裂缝起裂位置不明确,压后无法实现井筒全通径,为进一步提高压裂改造的针对性,试验了固井滑套分段压裂工艺。该工艺将专用固井压裂滑套与套管连接并按照气藏分析确定的压裂位置一趟管柱下入井内固井完井,并通过分级投球、液压或者机械等方式打开固井压裂滑套,进行分段压裂作业。该工艺具有固井完井分段压裂一体化管柱、压裂级数不受限制、压裂裂缝起裂位置明确、改造地层针对性强、作业速度快、压后井筒全通径等优点。A井应用表明,固井滑套分段压裂工艺1 d可完成10段压裂,压后井筒全通径,为大牛地致密低渗砂岩气田有效开发探索了一条新途径。

基于CFD的固井滑套冲蚀特性分析

固井滑套在分段压裂过程中,压裂液排量大,固相颗粒含量高,会导致滑套喷砂口严重破坏。文中运用稠密离散相模型(Dense Discrete Phase Model,DDPM)预测了固井滑套内部颗粒运动和分布规律,利用半经验冲蚀模型求解了颗粒对固井滑套的冲蚀率,并设计了相关试验,验证了数值模拟的正确性。结果表明,数值模拟能较准确地预测固井滑套的冲蚀位置,通过对单元冲蚀率积分可以求得质量损失,与试验结果对比相差6.5%,说明该模型能够较好地运用于高砂比下的固井滑套冲蚀模拟。在此基础上分析了固井滑套内流场、颗粒的运动分布特点,解释了冲蚀破坏的原因,有望为固井滑套的可靠性评估和进一步优化提供参考。

模拟套管固井滑套工况下冲蚀实验方案设计

新研发的井下工具必须经严格实验检验才能投放现场,因此,实际工况的准确模拟显得尤为重要。针对固井滑套在压裂时具有大排量与高含砂比的特点,设计了四泵串并联方式的工况模拟实验模型。根据实验条件,先假设冲蚀实验设备连接方案为两泵并联方式,而理论计算得出泵为管路所提供的扬程需达到35.82 m,与实测单台离心泵Q H特性曲线相结合,最终确定了设备连接方案为四泵串并联方式。通过监测模拟冲蚀实验中的排量与含砂比,结果表明,所设计的实验方案能够满足模拟大排量(4.5～7.0 m3/min)、高含砂比(体积比25%)的冲蚀要求且存在较大余量;同时得出进行压裂作业时不同孔眼数的滑套对管路整体压力损耗、实验流量、泵送能力等影响明显。

国外页岩气井连续油管固井滑套压裂完井方式研究

固井滑套压裂完井是在固井技术的基础上结合了开关式固井滑套而形成的多层分段压裂完井技术。该技术利用可开关式固井滑套选择性的放置在气层位置,固井完成后,利用连续油管携带井下工具将滑套打开,然后采用环空泵注,进行压裂改造作业。该技术的创新点在它不需要依赖传统的复合式桥塞、投球系统或投球作业,因此在作业后即可进行全通径求产。文章主要将传统桥塞射孔压裂方法与利用连续油管固井滑套压裂方法进行对比,对比了固井、压裂、产量等多个方面,得出连续油管固井滑套压裂较在完井成本和效率上较传统多级桥塞射孔压裂方法有所提高,且产量更高。

固井滑套压裂起裂压力的预测及端口参数影响分析

针对国内外对流固耦合条件下起裂压力研究的不足,建立了流固耦合条件下滑套-水泥环-地层三维非线性有限元模型,基于该模型分析了水泥环起裂时水泥环及地层的应力场分布特征。结合最大拉应力准则,提出了固井滑套压裂起裂压力的计算方法,并用现场试验验证了该方法的合理性。基于该模型及方法,研究了端口的主要结构参数对起裂压力的影响规律。首先比较了端口面积相同条件下圆形端口与矩形端口对起裂压力的影响,认为矩形端口有利于降低起裂压力;其次,对矩形端口研究了端口长度、端口个数及端口宽度对起裂压力的影响,研究结果表明,端口长度的增大及端口个数的增加可明显降低起裂压力,端口宽度对起裂压力的影响较小。该项研究结果为固井滑套工具的端口设计提供了理论依据。

套管滑套完井固井胶塞研制与应用

为了实现高效分层压裂、提高单井产量,采用114.3mm(4英寸)套管+滑套工具串固井完井工艺。与常规的固井工艺相比,套管滑套内径变化大,现有的固井胶塞无法满足其固井要求。研制的新型固井胶塞采用不同外径的胶碗,且为分体式结构,满足85～140mm超大变径套管的固井要求。试验表明:该胶塞的耐磨性能、密封性能好,强度高。

多级滑套固井分段压裂技术研究与应用

与直井相比,利用水平井技术能产生更好的经济效益。但水平井水平段压裂与直井压裂改造的过程有所不同,在对低渗透油田的水平井进行增产改造,容易导致较低的施工成功率,通过对水平井固井分段压裂技术的研究和成功应用,实现成功率更高的压裂完井施工,对提高水平井开发效果有显著作用。

水平井有限级次套管滑套固井工具研制与应用

为了实现高效分层压裂、提高工具可靠性,需开发水平井有限级次套管滑套压裂工具。与常规固井相比,存在现有胶塞无法满足超大变径条件下水泥封隔、水平段难以有效碰压及单流阀断流等难题。经过室内评价试验及工具结构改进,研制了适合水平井工况的固井胶塞、碰压短节、浮箍浮鞋等装置。结果表明:顺利完成了SP42H套管滑套固井试验,碰压正常,通井发现人工井底符合设计要求,后期压裂施工顺利,可以满足水平井套管滑套固井要求。

套管固井滑套工具现状及发展趋势

非常规油气资源丰富,开发潜力巨大。但因其渗透率低、渗透阻力大导致水平井单井产量低,难以满足经济开发要求。为提高储层改造效率实现有效增产,中外形成了水平井分段压裂的主体技术。作为水平井分段压裂的新兴技术,套管固井滑套分段压裂具有井眼适应性强、过流面积大、适合大排量压裂的优点。概述了各类套管固井滑套分段压裂工具现状,指出了工艺技术背后的缺陷与难点。通过对各类工具优缺点对比分析,提出了套管固井滑套未来的发展建议。

固井滑套多簇体积压裂在大牛地气田致密砂岩气藏的应用

随着大牛地致密砂岩气藏规模开发,可动用储量区的储层逐渐变差,呈现出砂体变薄、物性变差、非均质性变强等特点。为了探索既能满足储层变差后气藏的改造要求,又能大幅提高压裂作用效率的工艺,在大牛地气田致密砂岩水平井中开展了固井滑套多簇体积压裂先导试验。现场试验表明:①先导试验井一天顺利完成8段压裂施工,较可溶桥塞工艺作业效率提高了86.5%;②压裂施工过程中各段投球打开滑套显示明显,固井滑套工具可靠;③在物性及钻遇显示差于邻井,压裂段数少于邻井的情况下,采用固井滑套多簇体积压裂工艺后可获得和邻井相近的产量。综合分析认为,固井滑套多簇体积压裂技术具有转层快、易操作的特点;同时配套一球打开多个滑套的多簇设计,可提高裂缝的复杂程度,增大改造体积,压后效果较好。

固井滑套多层压裂工艺在LS307井的应用

介绍了YT断陷营二段火山岩气藏LS307井的固井滑套多层压裂工艺、参数确定和施工过程,该井的成功压裂表明:固井滑套工艺技术是一项新型多层分压工艺技术,可实现一次改造多层动用,提高了储层动用程度,且分层针对性强;采用套管压裂方式,有效降低了施工压力,满足深井多薄层储层分层压裂需求;完井、压裂、投产一体化,缩短了作业周期。该工艺解决了YT断陷多薄层火山岩气藏储层改造难的问题。

致密砂岩气藏水平井固井滑套分段压裂工艺

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,水平井分段压裂是经济高效开发气田的关键技术。针对现有水平井裸眼封隔器分段压裂工艺无法控制裂缝起裂位置、二次改造困难等问题,探索了固井滑套分段压裂工艺在大牛地气田的适应性,阐述了该工艺的技术原理、工具组合和工艺特点,并开展现场应用和压后分析。现场应用情况表明:固井滑套分段压裂工艺不仅能够实现水平井定点压裂,而且施工效率高,能够实现一天压裂改造10段。此外,该工艺采用环空压裂施工,施工摩阻低,工具性能好,施工成功率高,在大牛地气田以及国内其他致密低渗油气田具有较好的推广应用价值。

吐哈油田无限极固井滑套连续油管环空加砂压裂技术试验获得成功

2014年9月23日，吐哈油田在三塘湖牛东平28H井成功试验无限极固井滑套连续油管环空加砂压裂技术。压裂后该井自喷完井，日产原油12．4t，含水率13．3％。自2013年在吐哈油田三塘湖牛东平2井水平井采取10段压裂获得突破以来，相继在该井试验了水力喷射、套内封隔器、双封单卡、速钻桥塞等分段压裂工艺。至目前已实施21口水平井，效果显著，一举打破火山岩储量难以动用的难题，但因成本和技术适应性问题而没有找到一种适应性强的分段压裂工艺。

固井滑套端口参数对压裂影响的试验研究及模拟分析

为了解固井滑套端口参数对裂缝起裂压力和裂缝形态的影响,利用全尺寸水力压裂模拟试验系统,进行了168.3mm固井滑套不同类型端口下的滑套固井地面压裂试验,采用有限元数值模拟方法对试验结果进行了分析。结果表明:在端口面积相同的条件下,槽型端口与翼型端口的起裂压力相差较小;随着端口角度的增大,起裂压力呈升高的趋势;端口长度与端口数量对起裂压力的影响较大,随端口长度的增大及端口数量的增多,起裂压力降低;翼型端口及角度为0°槽型端口的试验样本,压裂后形成了较宽的单一对称裂缝,带角度端口的试验样本破裂后形成的裂缝较为复杂。研究表明,端口角度及端口长度与起裂压力分别满足二次函数关系;端口数量与起裂压力呈线性关系。研究结果可为固井滑套端口参数的优选提供理论依据及参考。

页岩气水平井固井趾端压裂滑套的研制

为了减少页岩气水平井完井压裂过程中使用连续油管进行第一级射孔的工作量,避免该项作业所带来的各种风险,解决长水平段、上倾井、深井、套变井等水平井首段射孔连续油管及后续作业工具无法下至井底的问题,采用流体隔离屏蔽爆破技术,成功研制出DRCFT型固井趾端压裂滑套,并在昭通国家级页岩气示范区进行了现场推广应用。室内实验结果表明,该固井趾端压裂滑套具有良好的密封性能,并且在井下环境被水泥浆凝固条件下仍可正常开启,开启压力精准,能够满足固井及压裂施工要求。该固井趾端压裂滑套现场应用于30余口井,成功率达100%,表明所研制的固井趾端压裂滑套性能可靠。结论认为,DRCFT型固井趾端压裂滑套解决了长水平井射孔枪、连续油管等后期作业工具无法下至井底的问题,可以有效替代水平井首段连续油管传输射孔作业;该工具降低了页岩气等非常规油气水平井压裂作业成本,为低渗透气、致密气、页岩气等非常规气藏的有效开发、降本增效提供了技术保障。

固井滑套体积压裂技术在致密油水平井的应用

致密油水平井投产前需要进行体积压裂,目前应用的压裂工艺主要为单段多簇复合桥塞压裂,但该工艺存在施工效率低、费用高、裂缝改造不充分及全井压裂后需要钻塞等问题。针对复合桥塞压裂存在的问题,在致密油扶余油层选取YP42-P1井开展固井滑套体积压裂试验,采用连续油管打开滑套进行单段单簇压裂改造。通过深化水平段储层品质认识及缝间距优化,共部署33条裂缝(即部署33段固井滑套),平均缝间距35m。结合地震属性预测图、砂体平面发育情况及邻井测井综合解释成果等,对缝长、施工排量及压裂液等参数进行优化,实现储层动用最大化,保证改造规模。从现场应用情况看,下入一趟压裂管柱按设计完成33段压裂施工,33级滑套打开成功率为100%、施工效率显著提高、施工费用大幅降低,且每条裂缝均得到充分改造,取得了较好的效果。该技术可为致密油水平井科学高效压裂开发提供技术支持,同时为同类型油藏压裂开发起到一定的借鉴作用。

固井滑套多级分段压裂完井水泥环对地层破裂影响研究

固井开关滑套多级分段压裂完井工艺是为解决胜利油田低渗透难动用储量和非常规油藏的新技术,在非射孔条件下水力能量是否能突破水泥环并成功压裂地层是该工艺面临的主要问题。通过数值模拟结合室内试验,评价该完井工艺中水泥环弹性参数的影响。研究表明,水泥环强度降低过程,储层井周地层最大主应力呈增大趋势,有利于岩石起裂。但增大滑套通道口与原始最大水平地应力间的方位角时,井周地层最大主应力会降低,降低了压裂的进程,使得井周地层应力处于临界应力状态。水泥环胶结强度的数值模拟研究表明一旦突破水泥环后,压开地层效果显著,水泥胶结强度的影响是可忽略的。室内实验证实固井开关滑套压裂完井工艺水泥环在较低的压力下即可破裂,对压裂时压开储层影响不大。研究结论对优化和改进固井开关滑套多级分段压裂完井工艺及其在低渗透储层油藏应用提供了理论支持。