连续油管压裂工艺在大牛地气田的应用

连续油管压裂工艺在大牛地气田的应用 西安石油大学 硕士学位论文 连续油管压裂工艺在大牛地气田的应用 姓名:艾昆 申请学位级别:硕士 专业:石油与天然气工程 导教师:李谦定;秦玉英 20091015 ___________________________________ 中文摘耍 ___________________________________ 论文 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 目:连续油管压裂工艺在大牛地气田的应用 专 业:石油与天然气工程 硕士生:艾昆(签名: It艮, 指导教师:李谦定(签名:^ 秦玉英(签名: 摘要 连续油管压裂是通过连续油管与井下作业工具实现一趟管柱改造多层的增产工艺技 术,是一种新的安全、经济、高效的油田服务技术,适用于具有多个薄油、气层的井进 行逐层压裂作业。连续油管压裂技术具有下列优点::1)起下压裂管柱快,移动封隔器总 成位置快,从而大大缩短作业时间。:2)能在欠帄衡条件下作业,不需要压井作业,从而 减轻或避免对油气层伤害。:3)能使每个小层都得到有效的压裂改造,从而使整口井的压 裂增产效果更好。:4)一次下管柱逐层压裂的层数多,可以多达十几个气层。 连续油管压裂工艺可以有效封隔、均衡改造、缩短作业周期、减少地层伤害、一趟 管柱多段压裂、成本低、风险小。本论文通过广泛的文献调研,追踪了连续油管压裂技 术国内外的应用情况,总结了连续油管压裂技术的多种不同工艺;通过室内研究和现场 试验,完成连续油管压裂 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 优化,包括连续油管压裂设备及工具优化、连续油管环空 压裂工艺优选、连续油管注入压裂工艺优选、不同压裂方式下连续油管压裂设计优化。 在气层纵向上交错叠合发育、帄面上分片展布、储层非均质性较强、气藏内部差别较大 的大牛地气田,开展了两口井6层次喷砂射孔+连续油管填砂+环空压裂工艺技术现场 试验,验证了工具的喷砂射孔能力、喷嘴耐磨性、填砂工艺及压裂设计参数的可行性, 建立了喷砂射孔+连续油管填砂+环空压裂工艺技术设计方法。现场试验证明,该工艺 设计 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 合理,计算的理论参数正确,水力喷射工具完全能够满足现场连续工作六层的 应用寿命要求,并缩短了工作时间。 通过本论文的研究,为水力喷射+环空压裂工艺参数设计和现场施工提供了指导, 提高分层压裂作业效率,降低作业成本,有助于大牛地气田的经济开发,同时也为我国 低渗透油气田的高效幵发提供了一套新技术。 关键词:大牛地油田,连续油管,水力喷射,环空压裂,设计优化 论文类型:应用基础研究 ___________________________________ 英文摘耍 ___________________________________ Subject : The application of coiled-tubing fracturing design and optimization in Da Niu oilfield Speciality: Oil and Nature Gas Engneering Name : Ai Kun (signature) /\| f(Uf[ Instructor: Li Qianding (signature) “ fiA^mpLvv^ Qin Yuying(signature) K/'n 丫Mj^ti^ Abstract Coiled-tubing fracturing is a stimulation technology to achieve a trip string to reform multi-layers through coiled-tubing and down-hole operation tools, is a new safe, economical and efficient oil-field services technology, and is suitable for layer by layer fracturing operations of the wells with multiple thin oil and gas reservoir. Coiled-tubing fracturing technology has the following advantages: (1) triping quickly fracturing string operation, moving quickly packer assemblage setting position, thus shortening the operating time greatly; (2) making operation in the under-balanced conditions,snubbing operations, so as to reduce or avoid harm to oil and gas reservoir; (3) being enable to fracturing treatment effectively for each sublayer, so that making the fracturing stimulation effects of entire well better; (4) layers more of layerwise fracturing operations throught one triping string, as many as more than a dozen gas layers. Coiled-tubing fracturing technology can contain effectivly, balance reconstruction, shortene the operating cycle, reduce formation damage, multi-fracturing throught a trip string, reduce cost and risk. Through extensive literature research, this paper followed up the application technology of coiled-tubing fracturing at home and abroad, summed up varieties of different processes of the coiled-tubing fracturing technology. Through laboratory study and field test, this paper completed the design optimization of coiled-tubing fracturing processes, including the optimizations of coiled-tubing fracturing equipment and tools, coiled-tubing annular fracturing process, coiled-tubing injection fracturing process and coiled-tubing fracturing design in the different ways of fracturing. The field test of jet perforation & sand-packed for coiled-tubing & annular fracturing process was developed in six layers of two wells, the feasibility of the abrasive perforation capacity of tools, the nozzle patience, sand-packed technology and fracturing design parameters was verified, the design method of jet perforation & sand-packed for coiled tubing & annular fracturing process was established in Da niu oil-field which is the gaslayer staggered superimposed development in vertical, patch distribution in the plane, the stronger reservoir heterogeneity, major differences within the gas reservoir. The field test proved that this process design was reasonable, the theory parameters calculated was correct, water jet tools were fully able to meet the service-life __________ _________________________________ _____________________________________________________ 英文摘耍 ____ III requirements of working continuously six layers in the scene.and shorten the working hours. This paper provided guidance for hydraulic jetting & annular fracturing technology parameters and scened operation, improved operation efficiency of layered fracturing, reduced operating costs and helped to develop economically for Da niu oil-field, at the same time, it also provided a set of new technology for efficient development of low-permeability oil and gas fields in our country. Key words: Da niu Oil-field, Coiled-Tubing, Hydraulic Jetting, Annular Fracturing, Design Optimization Thesis type: Application Fundament Study IV 学位论文创新性声明 本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。尽我所知,除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外,论文中不包含其他 人已经发表或撰写过的研究成果;也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位 或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做 了明确的 说明 关于失联党员情况说明岗位说明总经理岗位说明书会计岗位说明书行政主管岗位说明书 并表示了谢意。 申请学位论文与资料若有不实之处,本人承担一切相关责任。 论文作者签名:艾% 日期: 学位论文使用授权的说明 本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定,即:研究生在校攻读 学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、 兯开阅览、借阅以及申请专利等权利,同时授权中国科学技术信息研究所将本论文收录 到《中国学位论文全文数据库》并通过网络向社会兯众提供信息服务。本人离校后发表 或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时,署名单位仍然为西安石油大 学。 论文作者签名:X昆 日期:对 导师签名:考;曰期:iAtf^J "„J •注:如本论文涉密,请在使用授权的说明中指出:含解密年限等:。 第一章绪论 第一章绪论 连续油管压裂是利用连续油管实现油管注入或环空注入液体和支撑剂对油气藏进行 压裂改造的一项工艺技术,主要用于浅井多层陆上油气藏,尤其适合薄油气层的分层压 裂酸化和小井眼压裂?。连续油管压裂与常规压裂相比具有改造层数多、程度髙、方便 快捷、对环境要求低 2】34等优点1。同传统压裂相比,连续油管压裂具有下列优点丨,1: (1) 起下压裂管柱快,移动封隔器总成位置快,从而大大缩短作业时间; (2) 能在欠帄衡条件下作业,不需要压井作业,从而减轻或避免对油气层伤害; (3) 能使每个小层都得到有效的压裂改造,从而使整口井旳压裂增产效果更好; 西安石油人学硕十学位论文 (4) 一次下管柱逐层压裂的层数多,可以多达十几个气层; 因此, 研究连续油管压裂现场施工工艺技术具有重要意义。 1.1国内外应用状况及发展趋势 自从1962年世界上第1台连续油管作业机问世并幵始用于石油工业以来,经过40 多年的发展,连续油管作业机已被誉为‚万能作业?设备,其技术已成为世界油气工业 技术研究和应用中的一个热点。其主要用于洗井、射孔、更换工具、测井、打榜、钻井 等。其主要优点是:?不需钻机就可快速配置;?可穿过小直径的管柱或生产油管;? 连续油管可与环空防喷器结 [5】合,使该项技术应用更为广泛》世界上现有连续油管作业 机的数量已达600多台,主要分布 4在北美、南美和欧洲等地。连续油管的年耗量近500 X10m,连续油管的最大作业井深已超过9000m。 1993年?2003年,全球连续油管装置增加了 1倍,截止2003年年底达1050台套。 2001年,全球连续油管技术服务市场收入为$10亿元,而连续油管装置和管材市场分别 为$3亿元和 [6】$9000万元。国外连续油管技术已能够对陆地和海上油气井进行20多种作 业。国外连续油管技术主要是作为传输流体的通道,基本用于洗井、基质酸化和氮气举 升,2001年占连续油管服 〗[7务收入的77%。目前连续油管技术已经扩展到钻井、修井、 测井、射孔以及增产措施等领域。连续油管修井已代表着当今世界修井技术的发展方向, 并将作为一种常规、高效的作业技术在世界范围内普及。目前连续油管最大钻井深度已 超过6900m,其外径由原来的12.7in发展到 】812.70mm~168.27mnit,可以说,世界石油 工业正在经历一次连续油管技术革命。 连续油管最初是作为一种经济有效的井筒清理工具,但随着技术的不断完善,应用 范围持续扩大,国外连续油管作业技术已能对陆地和海上油气井进行20多种作业。连续 管钻井技术和连续管压裂技术己成为近年来发展最快的两项技术。 连续油管压裂是一种新的安全、经济、高效的油田服务技术,从二十世纪九十年代 后期开始在油、气田上得到应用。截止2001年,连续油管压裂井数已超过5000 口,其 中大部分在加拿大。近几年,美国的几个地区,主要是科罗拉多(Colorado)、德克萨斯 (Texas)、亚拉巴马(Alabama)和弗吉尼亚(Virginia),也已进行连续油管压裂作业,在英国 的英格兰(England)和爱尔兰(Ireland)也已经实施了连续油管压裂作业,目前国内仅四川石 油管理局进行了一井次的连续油管压裂作业。连续油管压裂层位的深度大部分在 914m(3000ft)左右,最大深度约3048ni(10000ft)。实践表明,连续油管压裂技术特别适合 于具有多个薄油、气层的井进行逐层压裂作业。 在连续油管分层压裂方面主要用于浅井多层陆上油气藏,用于分层压裂酸化和小井 眼压裂,第一次连续油管压裂作业于1993年,加拿大阿尔伯塔省东南部浅气层,通过 2-7/8”连续油管注 3入25吨支撑剂,排量3.0m/min。在过去两年内,在北美有超过1千 多口井通过连续油管压裂 9】改造;到目前为止超过5000 口井进行了连续油管压裂【’10。 与国外相比,国内在连续油管和作业车的制造方面尚属空白,技术不配套,作业服 务范围小,设备利用率低,接受和认识程度不高。 我国引进和利用连续油管技术始于丨9世纪70年代。丨977年,我国引进了第1台 Bowen Oil Tools(波恩工具兯司)产品。四川油田首先利用引进的连续油管设备进行气井小 型酸化、注 氮排残酸、气举降液、冲砂、清錯等一些简单作业。大庆油田自1985年引进 Hydra-Rig兯司的连续油管设备以来,共在100多口井中进行了修井等多种井下作业。吐 哈油田自1994年引进连 [】续油管设备以来,每年的作业量不断增加"。连续油管技术在 我国油田已经得到认可。 1985年以来,国内陆上各油田共引进连续油管作业设备20多台,主要分布在大庆、 胜利、中原、河南、大港、辽河、新疆等油田。大庆油田、塔里木油田、吐哈油田利用 连续油管作业技术进行了气举、清赔、洗井、冲砂、测井、挤水泥作业,成功地解决了 油田生产中的一些特 [2】殊难题,取得了良好的效果1。 近年来国外在连续油管逐层压裂技术上虽然取得了一些突破,但是此项技术一直对 国内封锁。水力喷射压裂技术也是近年发展起来的一项尖端压裂技术,该项技术目前由 哈里伯顿兯司 [3】垄断1。西南油气田一直存在油气藏纵向上多个产层,且有的产层跨距较 大的问题,为数众多的逐层压裂需求一直是长期困扰四川油气田的增产改造技术难题。 为了打破国外兯司的技术垄断,缩短作业周期,降低成本,提高工作效率,采气工程研 究院结合四川油气田和自身的实际,与专业院校开展深入合作,组织有关科技人员进行 了大量调研、反复论证,将这两种先进技术有机结合,形成独具特色的连续油管水力喷 射逐层压裂工艺技术。2009年7月27日,在白浅丨丨0井首次实现了应用2英寸连续油 管与水力喷射联作、一天时间内连续加砂压裂三层的成功, [4】填补了该项技术在国内的空 白,打破了国外兯司对该项工艺技术的垄断1。连续油管水力喷射逐层压裂工艺技术的 成功,可大大提高储层改造的准确度和有效率,对水帄井分段压裂、直井 【57]多层压裂都有 极为广泛的应用前景1~1? 1.2课题研究的必要性 大牛地气田上古生界0下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等 七套气层,埋深MOOm?2900m。气层纵向上交错叠合发育,帄面上分片展布,储层非均 质性较强,气藏内部差别较大。七套气层纵向跨度200多米,气层组之间气层跨距数10m 第一章绪论 至180m左右,气层组内气层跨距数米至40m左右,气层组合关系复杂。各套气层均为 低渗气层,有效渗透率帄均小于0.5mD,气藏温度79?C~89?C,气藏压力系数0.82~0.97, 基本属同一压力系统,气层都需经过压裂改造方可达到工业产能。除盒2和盒3气层改 造后单层产量较高,单层开采具有经济效益外,其它气层天然气产量普遍较低,需进行 多层合采,以达到较好的经济开采效益。通过已完成的多层合采井试验表明,单井气产 量大大高于单层气产量,且通过生产测井表明各层均有贡献、不存在层间干扰,达到了 经济开采的要求。因此,分层压裂将成为气田增产措施中常用的技术工艺。 华北分兯司在大牛地气田主要采用填砂+桥塞(水泥塞)工艺,以逐层上返方式对各 气层分别进行压裂改造,工艺简单实用,在气田勘探评价阶段发挥了较好的作用,近两 年研究并应用了不动宵柱分压两层工艺技术,且取得了较好的压裂效果。但随着气田开 发工作的逐步展开,分层压裂工艺也逐渐暴露了许多问题,主要表现为: (1) 逐层上返式工艺需要对每一个气层进行压裂液返排、试气求产、压井、填砂打 桥塞或打水泥塞作业,然后还要进行打榜(或钻扫水泥塞)桥塞和冲砂作业,过程复杂、 耗时长、成本高; 西安石油人学硕十学位论文 (2) 由于多次进行压井、打桥塞(或水泥塞)、打投和钻扫作业,极易导致不必要的储 层伤害,影响气层产量; (3) 目前采用的机械分层压裂虽然取得成功,且广泛应用在大牛地气田压裂作业中, 但机械分层压裂存在工具被卡的风险; (4) 无法对两层以上的气层实施分层压裂,不得不放弃部分井厚度较小的气层。 针对以上问 题,华北分兯司研究院对连续油管压裂在国内外技术现状进行了调研, 认为连续油管压裂工艺具有以下优势: (1) 可对每个层进行改造; (2) 能够降低作业时间; (3) 不需要作业架、桥塞和井口装置; (4) 不需要打水泥; (5) 减少了一些设备的租赁时间; (6) 缩短了作业时间和排液时间,加速了生产速度; (7) 比常规压裂NPV提高35%~110%。 因此,华北石油局于2008年5月引进了连续油管压裂设备和技术,研究连续油管分 层压裂工艺技术势在必行。 1.3课题研究的主要内容 为了提高分层压裂作业效率,降低作业成本,提高气田开发的经济效益,我们对《 连续油管压裂设计优化》进行了专题攻关研究,研究内容如下: (1)连续油管环空压裂工艺技术的建立 对连续油管压裂工艺进行广泛的调研,建立连续油管环空压裂工艺技术等,包括逐 层填砂压裂、封隔器连续分层压裂等工艺技术。 (2) 连续油管油管压裂工艺技术的建立 建立连续油管油管压裂的工艺技术,主要包括油管压裂的适用条件、油管压裂的工 艺优化等。 (3) 不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 针对大牛地气田不同类型的结构储层进行不同压裂方式下连续油管压裂设计优化研 究,建立连续油管压裂设计系统。 第二章连续油管作业设备及丁.具 第二章连续油管作业设备及工具 连续油管技术应用与发展和其配套工具是密不可分的,在很大程度上,配套工具的 幵发和应用,还制约和推动着连续油管技术的应用和更新,因为连续油管技术适用范围 广, 〖8]只有配套与其作业工艺相适应的作业工具,才能顺利完成作业任务1。我国自19 世纪70年代引进连续油管技术以来,由于种种原因,至今未推广应用,其中井下作业工 具的缺乏,是制约这项技术在我国推广应用的主要因素之一。因此,研究和开发连续油 管作业机配套工具具有非常重要的意义。 [】连续油管作业配套工具种类很多,主要分为通用工具和专用工具?。通用工具有连 续 捕捉器、密封接 头、油管联接器、连续油管断脱器、单流阀、防喷塞、井下连续油管悬挂/ 弓形扶正器和清洗工具。专用工具有膨胀式封隔器/桥塞、钢丝绳工具、重型再释放 打榜筒和打榜矛、减摩器、水泥塞、循环阀和差动阀、连续油管打榜篮、震击器和加速 器、钻井马达和水力丢手工具及过油管割刀等。连续油宵技术特别是在修井作业领域, 其发展已代表着当今世界修井技术的发展方向。随着大直径的连续油管和作业工具的开 发,连续油管钻井技术的发展速度也越来越快,幵发和应用连续油管技术,具有广阔的 前景。 2.1连续油管作业机 国外连续油管作业技术已经向更多的领域推广应用,连续油管压裂酸化技术、水帄 井和大斜度井作业技术、钻井技术等己经得到广泛应用。海上油气田如同陆地油田一样, 连续油管作业技术应用也越来越普遍。因此,必须研究和开发车载式连续油管作业机、 拖车式连续油管作业机和撬装式连续油管作业机等,以适应各种作业的需要。 连续油管作业机组成如图2-1所示。 导向拱 连续油管 连续油管滚商 \ 液压驱动系统 图2-1连续油管作业机组成 2-1可看出,连续油管作业机是一种移动式液压驱动的起下和运输连续油管的 两安石油大学硬士学位论文 设备,作业机主要由5大部分组成,即引导和下入装置(包括注入头和导向拱)、油管缠 绕滚筒、防喷装置、液压驱动系统和控制系统。另外还配有液压随车吊、快速配液装置 和连续油管检测装置等。连续油管是一种缠绕在滚简上,可连续下入或起出油井的一整 根无螺纹连接长油管。连续油皆材料主要有碳钢、调质钢、铁合金钢、纤维复合材料等„ 2.2队头 注入头是一套液压驱动装置》在下入连续油管时,它提供向T的推力,推动连续油 管下井;在提Ji连续油管时.它提供拉力,将选续油宵从井中取出来。在不同的油井条 件下, 5tm/s,最大可达1.22m/s;承受全 部连续油管重控制连续油管的下入速度,一般为0.30ni/s4, 力,且在起出连续油管时提供足够的拉力及速度。注人头内的关键部分是 链条牵引总成,其主要结构形式是液压驱动的反向旋转双链条夹持牵引式油皆起下机构。 在注入头上有多个夹紧液缸、张紧液紅和蓄能器,分别用于夹紧连续油管、张紧链条和 帄衡压力(见图2-2>?驱动马达莱用低速大扭矩液马达。马达刹车、连续油管起下速度、 连续油管夹紧力和链条张紧力,由作此T-在控制室集中控制。 图1-1连续油费夹持块 注入头的技术指标包括:油管尺寸范围、最大拉力、最大下入力、最大牵引力、最 大速度、注入头支撑以及刹车系统。 油管尺寸范围:注入头能运行的连续油转的尺寸。 最大拉力:在规定的操作液压下,自封以上,注入头施加给连续油管的最大拉力。 最大拉力在数值上应为当连续油管处于最大井深时,能把选续油管完全从井内提出的最 大力的括在自封处的摩擦损失)。 最大下入ij:在规定的操作液压下,自封以上,注入头施加给连续油胥的最大下压 力。最大下压力在数值上应是当连续油宵处于最大深度时,使连续油胥通过自封并抵抗 最大井 第二章连续油管作业设备及丁.具 口压力并完全压入井内的最大力的丨20。/。》同时为防止赞了•在最大下压力下,在 注入头和S封之间犮生弯折,配制时应使注入头和S封之间的长度最小, 最大牵引力:注入头对连续油管施加的最大轴向牵引力。这种夹持力通常施加在连 续油管的表面,并在连续油管和夹紧机构之间产生一种摩擦使连续油管在运动时不产生 滑动。当操作注入头施加此力时应对连续油管的破坏最小化。 最大速度:注入头把连续油管拉出或下入井中时的最大速率。一般配置要求是在高 档时能达到它的最大速度,低档速度也不应小于最高速度的一半。注入头应有井口支撑, 以便支撑注入头的重量、井口控制设备和连续油管的悬挂重量,同时在正常作业条件下 避免施加给井口太大的力从而造成井口或井口控制设备的破坏。注入头应配备有动力刹 车系统,以防止在液压失效时能控制连续油管的运动。注入头也应该有机械刹车系统, 当停止注入头时可以设置自动和手动状态,这些刹车必须能承受最大拉力和最大下入力。 注入头上部安装有油管导向拱,其作用是将缠绕在滚筒上的连续油管引导入驱动链条内。 在注入头下部安装有液压控制的快装油管自封芯子,其作用是在起下连续油管时, 封住井内上返液体和清除油管外壁污物。 在注入头底部,还安装有指重传感器,用以显示下入井内的连续油管重量及检查连 续油管遇阻情况。 2.3滚筒和导管架 2.3.1滚筒 连续油管滚筒为辉接结构的钢制卷筒,其滚筒筒心直径为1524.0mni?1828.8mm。滚 筒的排管量主要取决于滚筒外径、宽度和筒心直径。连续油管的一端通过滚筒空心轴与 安装在轴上的高压旋转接头相连接,高压旋转接头与高压管汇组合在一起。通过外接水 泥车、压裂车等设备,将各种循环液通过连续油管泵入井内,以满足各种作业的需要。 滚筒是运输时的储存机构和连续油管操作时的缠管设备。滚筒的能力是以能储存在 滚筒上的某一种尺寸连续油管的长度为 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 。对于不同尺寸的连续油管,滚筒的能力不 同。滚筒的芯轴半径是一个重要数据,它定义了连续油管的最小弯曲半径,对于重复作 业和钻井应用的连续油管,芯轴中心半径至少是连续油管直径的20倍。滚筒的反张力也 是一个重要数据,它反映了滚筒提供的作用在滚筒和注入头之间的连续油管上的张力值。 排管器用于控制连续油管规则地缠绕到滚筒上。机械式深度计数器通常安装在排管 器上来测量缠绕或拉出滚筒的连续油管的长度。排管器应能具备处理连续油管的弯曲和 侧向载荷的能力。 2.3.2滚筒和导管架的选择 用于压裂作业的连续油管装置需要配备芯轴直径较大的工作滚筒以及半径较大的注 入头导管架。连续油管在滚筒上和注入头导管架上来回运移时,要经历严重塑性变形, 由此造成的应力-应变循环的强度是影响连续油管寿命的主要因素。 连续油管在其材料开始屈服之前可以被弯曲到屈服曲率半径Ry’屈服曲率半径Ry 由式(2-1)计算得出。 西安石油人学硕十学位论文 Ry = Eto / 6y .(2-1) 式中:?一弹性模量; r。一管子外径; ^^一屈服应力。 连续油管的弯曲半径若小于这一半径,其材料就要发生塑性变形。屈服应力为 75000psi时,连续油管的屈服曲率半径见表2-1。 连续油管外径/mm(in) Ry/m(ft) 25.40(1.00) 5.06(16.6) 31.75(1.25) 6.34(20.8) 38.11(1.50) 7.62(25.0) 44.40(1.75) 8.90(29.2) 50.80(2.00) 10.15(33.3) 60.45(2.38) 12.07(39.6) 表2-1连续油管的屈服曲率半径 由于滚筒和鹅颈架的半径远小于表2-1中所列数据,所以连续油宵在滚筒和鹅颈架 上要承受严重的塑性变形;同时,在弯曲点处连续油管的内压也会使其在相同点产生塑 性变形。这种由于弯曲和压力引起的塑性变形会使连续油管产生疲劳,影响连续油管的 寿命。 各种分析模型表明,采用半径较大的滚筒和导管架,能显著增加连续油管的寿命。 连续油管设备尺寸与连续油管寿命关系如图2-3所示。 100 15 20 25 Number of Trips Available .reel, 72 in. 图2-3连续油管设备尺寸与连续油管寿命关系 由图2-3可知,芯轴直径为2.64m(104in)的滚筒和半径为2.44m(96in)的导管架比芯 轴直径为2.03tn(80in)的滚筒和半 第二章连续油管作业设备及丁.具 径为丨.83m(72in)的导管架,可使每个连续油管柱的使用 次数增加一倍。目前常用的芯 轴直径和导管架半径见表2-2。 丙安石油人学硕士学位论文 表2-2常用的滚筒芯轴直径和鹤颈架半径 鹅颈架半径/(in) 连续管外径/(in) 48 48 48-5 4 50-72 48-72 AO H /TA QH bU ?o(J 4o ? // 70 ?96 72-96 OA H Q/: 96-108 90-120 105-116 90? 120 130-140 90-120 滚筒芯轴直径/(in) 0.75 2.4连续油管 目前,国内没有连续油管制造厂,世界上几大连续油管主要制造1.25 商均集中在美国, 它们是Quality Tubing兯司(优质油管兯司)、 1.75 Precision Technology兯司(精密技术兯司)、 Southwestern Pipe兯司(西南管子兯司)。用以制造连续油管的材料有碳素钢、调质钢和稀 有材料3种,其中稀有材料(例如钛合金)有质量轻和强度高等优点,但价格贵,是普通 钢制连续油管的6倍。 2.5连续油管接头 连续油管接头主要用于联接连续油管和井下工具组合。连续油管作业施工时主要依 靠连接工具来连接连续油管和井下工具,并用于隔绝工具和井底压力以及传输张力、压 缩力和扭矩,这些连接应适用现场安装和重复使用,主要连接方式有:无变形连接和变 形连接两种方式。无变形连接包括卡瓦型连接、丝扣型连接,其中最常用的是卡瓦型连 接。卡瓦型连接使用一个放置在管子外径上的卡瓦,通过机械槐入到连续油管的外径上 来达到工具连接,压力依靠0型圈来密封,操作简便,不损伤管子本体,拆装方便,是 现场施工时的最佳选择;而丝扣型连接使用丝扣固定到连续油管上,以丝扣来保持密封。 两种连接工具依靠下部的丝扣和其它井下工具进行连接。变形连接包括四座变异型连接 以及辑子型连接。凹座变异型连接是通过使用很多机械螺钉固定在连续油管管体上的一 种连接,以超过连续油宵材料屈服强度的力在连续油管上造成凹窝与连续油管相连接; 银子型连接依靠加工的嵌入式沟槽状芯轴固定在连续油管内,通过机械屈服管体进入加 工的芯轴沟槽,两种连接方式都是依靠0型圈来密封压力。 第二章连续油管作业设备及丁.具 连续油管接头需承受一定的扭矩,以及作业时产生的振动和加速作用,以避免对连 续油管造成损害,因此接头的抗拉强度应比连续油管大。 2.6断开接头 断幵接头的作用是当钻头或钻铤卡死在井眼中时,提供使连续油管与井下工具断开 丙安石油人学硕士学位论文 的能力。目前常用的有压力释放式和剪切释放式两种。当连续油管释放后,可用打榜工 具起出井下工具。 2.7井控系统 井控系统主要由防喷器组、节流管汇及遥控系统、气液分离器和油水分离器组成。 连续油管防喷器组由全封闭式闹板、剪切式闸板、带卡a:闹板和连续油管间板组成。防 喷器是连续油管作业不可缺少的功能和安全设备,整套防喷器组由液压传动控制和操作。 连续油管井控设备从上到下最低配置(四封间板)如下::1)自封或环空型井控组件; (2)全封阐板;:3)剪切闹板;:4)带阀的压井管线出口;:5) f;•瓦闹板;:6)半封闸板。 目前新型的井控设备为了减少封井器的高度和尺寸,把全封和剪切、卡瓦和半封组 合成单一的结构。现场施工时,连接的整个施工管线以及井控装置均需进行试压,以达 到额定工作压力,同时在井控设备上的压井管线出口不应作为流体从井眼返出的通道。 额定工作压力作为一项重要的指标,在配置时必须优先考虑,一般选用工作压力为 69.0MPa,试验压力为丨03.5MPa的四封间板的封井器。 2.8连续油管深度控制器 在连续油管逐层压裂作业过程中,如果跨隔双封隔器坐封位置偏离预定深度,则会 影响压裂效果。双跨隔封隔器坐得太低或太高,都可能出现问题: a. 压裂不完善,造成产量低; b. 封隔器坐封不严,造成压裂液漏失到封隔器上面的套管中; C.砂子进入封隔器上 面而堆积起来,把工具串卡在井里。 目前,大多数连续油管设备利用滚轮计深器和光学计深器,或者把二者结合起来计 量下入井筒的油管长度。 2.8.1滚轮计数器 滚轮计数器沿着连续油管表面滚动并计量它的长度。通常的滚轮直径为 194mm(7.639in),相应的周长为 0.6丨m(2ft)。 滚轮用的时间长了,其表面会产生凹槽,即使一个很浅的凹槽,也会严重影响测量 精度。例如只有0.127mm(0.005in)深的凹槽,就象一张纸的厚度,也会在1524m(5000ft) 深的井中,产生2m(6.5ft)的误差。 另外,滚轮计数器也容易在连续油管表面打滑。 2.8.2光学计数器 为避免滚轮计数器可能出现的问题,一些连续油管设备制造者在注入头的传动机构 上安装了光学计数器。但由于夹块链条会伸长,夹块与油管之间也存在一定程度的滑动, 大多数直接安装在驱动机构上的计数器测得的深度都偏小些,即测得的深度比实际深度 浅。直接安装在注入头上的计数器的测量精度甚至比滚轮计数器还差。即使计数器工作 良好,测得了下入井简中的迹续油宵的确切长度,连续油宵工具串的深度与测井深度数 据之间仍然会有偏差《 第二章连续油管作业设备及丁.具 2.8.3无线套管接位器 为了兑服现有的连续油管计数器的缺点,近几年出现了无线套宵接箍定位器。定位 器以电池作动力,通过工具在井筒中移动过程中向地面传送的压力脉冲信号,可以指出 套宵接箱、油管接箍的位置,不需要利用电缆提供电力或传输数据。 连续油赞ffi裂作业用的无线套皆接箍定位器的内径为31.75nini(1.25in),外径为 488.9nim(3.5in),长度为1.66m(5.43m,最高工作温度为l9X:(约300下),携砂液最大ft 量为到12桶/inin?无线套宵接摘定位器的剖面图见閱 图2-4无线套管接箱定位器剖面围 无线奪脊接箱定位器的线圈和磁铁装置,与冇线套皆定位器相似,检测与接摘金属 相关的物理量的变化。尚定位器通过一个接摘时,线圈和磁铁装置产生一个小的电压脉 冲。如课脉冲足够大,超过I其设定的临界值,处押系统就把该脉冲认作一个接箱,并 接通工具中的电磁树的电池动力。 在工具移动过程中,始终有不可压缩的流体栗送流过工具。一旦处理系统接通电磁 _的电池动力,即后动一个滑动活塞将I具关闭.使流体通道射闭3s. iJs结束,电磁阔 的电池动力被切断,工具的流体通道重新打幵。在压力与深度关系记承曲线上可以清楚 地看到压力尖峰。图2-5显示了无线套管接箱定位器深度测试对比曲线。依据无线套管 接银定位器测得的深度数据,可以对连续油管计数器的深度数据加以校正。 两安石油人位论文 图2-5无线套管接箱定位器深度測试曲线关系 无线套宵接拖定位器工具于200]年10月开始投入气田作业试骑。表2-3汇总了一 些气井递层压.裂作业的资料,A、B、C 二个作业是在加拿大的浅气井上进行的,作业D 是在美国科罗拉多的一口煤层气井上实施的,作业E是在美例德萨斯西部的一口气井 上实施,由表2-3可知,在A、B、C、D四个作业中,无线套管接箍定位器都准确测出 了套宵接縮的深度t逐层压裂也顺利完成。作业E测完深度后幵始进行压裂,发现封隔 器没有封严,对起出井下工fl串进行检查,排除故陣/5,重新下入井中,完成了压裂作 业。试验结来表明,利用连续油曾设备上安装的计深器测得的深度一般少于实际深度。 表2-3逐层压裂井作业数据汇总 通过7:具的砂作业 T.具深度/(ft) 深度校iE承y(ft) 压裂?数 環/t 80 A 1900 5.0 9 55 B 1300 8,2 7 4155 第三帝连续油管坏空压裂T艺技术 第三章连续油管环空ffi裂工艺技术 连续油管环空压裂工艺技术目前有喷砂射孔环空压裂+封隔器封隔转层、选择性射 孔+环空压裂+封隔器转层、第一次普通射孔+选择&射孔+环空压裂+投堵球转层、 喷砂射孔 222]坏空压裂+填砂转层等工艺1"?。 3.1喷砂射?LX艺S;^ 使用连续油管采用油管压裂方式受到施工排fi、油宵耐压的限制,对于厚度较大的 油层无法达到大排量注入使压裂裂缝更好延沖的fl的。喷砂射孔环空压裂技术的出现, 可以较好的解决这一问题 3.1.1喷砂射孔工艺 喷砂射孔过程见图3-1。喷砂射孔工艺过程为:用油管聚送高粘度流体,通过喷喷 时流速可达213ni/s,流体内含有砂了或陶粒=这种喷出的流体能在套宵或井壁上磨烛一 个洞, 流体除向后转向外无其它通道,这 种突然当磨烛到一定深度后(通常需要lmin~2mirt>, 反向转弯引起洞中的压力悄加。另一方向,喷嘴附近的井筒压力减少,按照 Bemoulii方程,洞中的压力比环空中的压力会高出很多,直至将该层段压开。喷砂射孔 过程见图3-h 图3-1喷砂射孔示意图 3.1.2喷砂射孔器 喷砂射孔器结构见图3-2。由图3-2可看出,喷砂射孔器从上到下为:安全接头、打 榜接头、扶正器、射孔装置、球应等。安全接头直接与连续油宵相接,如果施工过程巾, 出现异常,井下作业工具被卡•,可通过上提连续油管到一定吨位,使安全接头从连续油 管脱落,安全取出迹续油赞并下入打榜工具对井下工具进行打扮作业。球座中有一个钢 球,在连续油管注入时,球与球座完全密封;当施工出现异常,如果需要返洗井,可以 114安石丨1丨丨人学硕学位论文 通过环空打液,球被上顶,球与球座通道打幵,n了以进行反冲砂作业= 驢,第? ii^lqjii 1 -???;; ii^lqj Mm'::-.j、;“ ii^lq图3-2喷砂射孔 器结构图 采用喷砂射孔,无论菅1^:、水泥环,还是地层中的射孔孔道都会比传统射孔工艺产 牛-的孔道大许多,钉效改待了近井简ii^l 摩附和由此产生的砂堵问题,而且避免了出于高温 射流射孔会改变孔迫…地层岩石表面应力.使K•变得更加致密而由此产生的裂缝等 问题。 3.1.3环空流动能力 对于喷砂射孔汁I828.8m TVD 10000 MD, 4.5in套贷3/I6-in喷嘴条件下的油转近 似环空流动能力实验结鬼见罔3-3。从图3-3 W?以者出,环空流动能力随油转尺寸的婚加 而快速下降,而油宵的流动能力则里近似H线上Ti_, m总流M在喷嘴数5?6时最小„ SNO- !c oJ6u 一 SNO- !c o6u一 SNO- !c 6u一 SNO- !c6u一6u SNO- !6u一 SNO- 6u一 SNO-6u一 SNO6u一 SN6u一 S一 Number of Jets 3管近似流动能图 力 14 第三连续油管坏空压裂工艺技术 3.2连续油管环空艺技术 目前国外环空压裂工艺技术生要有以下四种:喷砂射孔+封隔器+环空压裂工艺、 选择性射孔+封隔器+环空压裂工艺、第一次常规射孔+选择性射孔+环空压裂+投堵 球压裂工艺和喷砂射孔+砂基+连续油倚环空压裂工艺 3.2.1喷砂射孔+封描器+环空工艺 喷砂射孔+封隔器+环空压裂工艺主要是通过连续油背喷砂射孔、封隔器封隔转层、 环申加砂压裂。 (1)施工步骤 封隔器+环空压裂施工步骤见图3-4。 喷砂射孔+ a. 下入带有封隔器的速续油管到目的层以下(图3-4a.): 圉3>4a.): C.射孔结束后,通过环空b. 啦封封隔器,通过连续油宵进行第一层射孔( 进行主压裂(阁34a.); d. 第一层压裂施工结束后,解封封隔器并进行上提,到第二个预施工层位,坐封封 隔器,进行喷砂射孔(图 e. 射孔结束后,进行主压裂施工第二层(图34c); f. 由此重复以上作业,对多层进行改造(圏34d)。 j t^fUHiM —/ - 一一华 1 , ^^ •?.>>. J. . ? - i-Ti— ? .-- r: -?. — --- :-> r.-i?•二 ---- 丨-------- :广•.二 — .,::1 . -L'.:r . ^.rr. c.*:^ ••.. jcVk „.“ -'?;• • r ..:丄工.'-":!;^. (a) (b) (c) (d) 图3-4喷砂射孔+封隔器+环空压裂施工步棵图 (2)工艺优缺点 A.喷砂射孔+封 隔器+环空压裂 工艺主要有以下 优点: a.需要跨 隔工具; 受深度 限制小: 压裂排 量高: 连续油管 丙安石油人学硕七学位论文 尺寸小; 能够立 即冲砂。 喷砂射孔+封隔器+环空压裂工艺也存在以下缺点:d 丙安石油人学硕七学位论文 a. 因为是BJ兯司的专利,应用受到狼制i b. 最多只能实施6层压裂。 3.2.2选择性射孔+封隔器+环空压裂工艺 (1)管柱结构 选择性射孔+封隔器+环空压裂管柱结构如图3-5所示。 带弟芯电统的连 結 反iStJ:具M控 《1 射"^1 ?‚ 图3-5选择性射孔+环空还裂+封隔器结构示章图 由图3-5可知,该工艺并下作业工具由带有电澳的连续油管、清洗工具、膨胀式封 隔器、卡瓦、套管接箍定位器和射孔枪等装置组成.带有电缆的连续油管,可以通过套 管接箱定位器定位,从而确定准确的射孔位置,有选择性射孔枪通过压力传感进行有选 择性射孔。其工具主要包括: a. 带单芯电统的连续油管; b. 遥控逻辑阀; b. 射下放连续油宵到施工层位以下,坐封封隔器,进行主压裂施工(图3-6b); C.施i稗束后, 上提连续油常到第二目的层进行射孔(图3-6C): d.射孔结束后,下放封隔器到第二H的层以下,坐射,进行环空注入主压裂施工(图 3-6d); 如此重复上述作业,施工结束后,立即进行冲砂(图3-6e、图3-6f)。 第三章连续油管环空ffi裂工艺技术 Cb) (c) (d) 图3-6选择性射孔+封隔器+环空压裂施工步驟 (3)工艺优点 选择性射孔+封隔器+环空压裂工艺有以下优点: a. 不需要跨隔丄具: b. 受深度限制小: C.压裂排量商; d. 连续油宵尺寸小; e. 能够立即冲砂; f. 连续油管作‚静止管柱?; g. 比喷砂射孔迅速; h. 比喷砂射孔更可靠。 3.2.3第一次常胃孔+选择felt孔+环空压裂+投堵球工艺 第一次常规射孔+选抒性射孔+环空压裂+投堵球工艺是首先果用常规射孔,环空 压裂第一层后采用投堵球的方式封堵己压裂层,之G再进行选择性射孔,环空压裂,投 球封堵转屋,选择性射孔通过菜送高速流体通过射孔枪一次射孔一段。 (I)井下工具组成 第一次常规射孔+选择性射孔+环空压裂+投堵球压裂工芝井下工具组成见图3-7. 第一次常规射孔+选择性射孔+环空压裂+投堵球压裂工艺井下工具 17 两安石油大学硕I:学位论文 由图3-7可知,该井下工具主要由单芯电缆、连续油管、套管接箱定位器(通过套管 定 位器,确定射孔位置)、磁性偏心器(将井下工吸附到套管壁>、射孔枪(压力传感式射孔 枪)、 紧密距接头、机械偏心器(将井下工具下部推向套管壁)。 (2)施工步骤 a. 将桥塞/封隔器绝封剂普通射孔枪下入井中(图3*8a): b. 固定桥塞,上提到射孔层段,射孔(图3-8b); C. 射孔结束后,从井中提出射孔枪工具(图3-8C): 然后将JITP射孔枪装置下入到下_个预射孔层段(图3-8d); 开栗进行第一层压裂作业(图3-8e): 在最后一个携砂液阶段末端下入封堵球(图3-8f); 球封住以后(压力显著增加),在下一个射孔层段进行射孔,在这个过程中,粟送 操 作是不间断的(图3-Sg): 进行下一次施工的同时将射孔枪上提到下一个预射孔层段(图3-8h): 当球封住以后,在第II射孔层段进行射孔(图3-Si); j.重复以上操作过程直到第六射孔层段为止; k.在上一个增产层段固定桥塞之后,到下一个层段进行射孔(图3-8j): !. JITP对下一个层段进行增产处理(图3-8k); m.当所有层段的施工结束之后,将所有的桥塞打扮上来(图3-81); n.冲洗所有的施工层段。 (g) (h) (i) (j) (k) CI) 图3-8第一次常规射孔+选择性射孔+环空压裂+投堵球压裂工艺 第三草连续油管环空压裂1:艺技术 (3) 压裂工艺优缺点 A. 第一次常规射孔+选择性射孔+环空压裂+投堵球压裂工艺存在以下优点: a. 每个射孔枪可以射6次孔; b. 每天施工可达21个层段; C.适用直徑为4?英寸和5?英寸套管; d. 适于垂直井和斜井(?25"); e. 耐温性可达?320。 3.4连续油管环空压裂工艺在大牛地气田的可行性 根据上述研究结果,结合目前国内外连续油皆环空压裂技术现状以及华北石油局引 进的连续油管设备情况,大牛地气田环空压裂技本以连续油管环空压裂工艺喷砂射孔+ 砂塞为主(主要用于层间),辅以连续油管环空压裂工艺喷砂射孔+封隔器转层(主要用于 层内,且跨距较小储层)是可行的。 西安石油大学硕彳:学位论文 第四章连续油管注入压裂工艺技术 4.1连 续油管注入压裂工艺 连续油管注入压裂工艺包括连续油管注入+跨式(单)封隔器、喷砂射孔+连续油管 +砂塞 9]等P。 4.1.1连续油管注入适用条件 连续油管注入主要适用以下条件: a. 针对射过孔的井进行压裂或者重复压裂; b. 深度限制,深度一般小于2000ni,具体受连续油管内径限制; C.由于在下入连续油宵时带封隔器,在下油管过程中要进行反循环; d. 两封隔器之间距离是固定的(最大为24m); e. 适用于4.5"和5.5"套管完井; f. 下连续油管速度限制; g. 连续油管大小(大小-重量-长度)限制; h. 封隔器压差5000 psi; ? i.两层间夹层遮挡性好,防止压穿,深穿透射孔似乎能帮助有效隔离。 4.1.2连续油管注入限制因素 3]选择压裂用的连续油管需要考虑的主要因素是油宵尺寸和强度[G。为了达到压开油 3层所需的足够大的压裂液流量,需要采用大直径的连续油管,使压裂液的流量达到 2m/min以上的设计排量;同时在确定油管直径时,还要考虑到压裂液的摩阻压降以及 流速。摩阻会影响地面设备工作压力,流速会影响磨烛造成的管壁损失。压裂液在管子 中的流速一般限制在30ni/s左右。综合上述考虑,合适的油管直径为60mni(2.375丨n)或 73mm(2.875in)o这种尺寸的管子,一是可以使地面设备的工作压力限制在35MPa?40MPa 之间;二是能达到期望的流速而不会造成显著的管壁损失。连续油管壁厚增加,可延长 其高压下的使用寿命。 4.2连续油管压裂封隔方式 ‘连续油管压裂作业可分为单封隔器压裂作业和采用双封隔器(跨距封隔器)的压裂作 业。前者主要应用在一次压裂的中产层(其上下产层已压裂)而双封隔器主要应用在一次 作业、多次压裂作业中。 4.2.1跨隔双封隔器连续油管压裂工艺 跨隔双封隔器连续油管压裂工艺是首先将目的层段采用常规射孔方式射孔,利用跨 隔双封隔器封堵目的层上下层段。 (1)跨隔双封隔器的性能‘专为连续油管压裂工艺设计制造的跨隔双封隔器见图 4-丨。目前,这种封隔器总成 有丨14.3mm(4.5in)和139.7mm(5.5in)两种规格。其结构特点主要包括: a.均衡阀一跨隔双总成的底部有一个压力均衡阀,在封隔器释放和移动至下一个层 22 第四章连续油管注入压裂工艺技术 位之前使压力得到均衡; b.底部卡瓦设计一不需要转动外芯轴释放封隔器,使封隔器解封更容易; C. 封隔器顶部皮碗一允许进行反循环冲洗出井下碎屑; d. 多次坐封一允许多次可靠坐封、解封和移动位置。 e. 在顶部封隔器皮碗上方配备一个机械接箱定位器,用于封隔器总成的准确定位, 增加了机械安全剪切释放接头。 1 T ViK m 图4-1连续油管压裂跨隔双封隔器 在连续油管压裂作业过程中,跨隔双封隔器底部的压缩变形构件和顶部两个皮碗将 一段射孔层段卡幵。压裂I具串下至第一个待压裂的小层位置,利用先上提0.61ni(2ft), 然后丨句下把重量加到井下工具总成上的方法将封隔器^1^封。底部卡瓦将同定在套管壁上, 下部封隔器将会封闭井筒》完成压裂后,利用连续油宵上提将封隔器解封,再移至第二 个待压裂层段,《复操作直至完成所有层段的压裂。 (2)跨隔双封隔器选续油筲压裂施工步骤 跨隔双封隔器连续油管压裂示,图见图4-2。 t AiL J! Pa^onel w UP P3ywiw2 I Payzone3 <3 中: 图4-2跨隔封隔器连续油管压裂的示意图 跨隔双封隔器述续油管压裂施工步骤如下: 23 两安石油人学硕士学位论文 a. 压裂前一天对所有产层进行射孔; b. 通井,确信无堵塞物; C.下入井下工具,而后进行试压; 把跨SI封隔器下入到待压裂的层段; 如有可能,在环空内保持一定的液柱压力: 按设计进行压裂处理; 完成丨玉裂处理后,反循环洗掉连续油管内的残留支撑剂,同时移到下一个层位; 对井筒屮的每一个射孔段进行同样的压裂处理。 (3) 连续油管注入+跨隔双封隔器施工异常应急预案 a. 脱砂或顶部封隔器解封。立即返排,连续油管;返洗井下工具和连续油宵。 b. 压穿到上部储层。封隅上部储层;粟入更多的压裂液。 C.井内被t;。利用剪切安全接头:冲洗上部封隔器和打榜接头。 (4) 连续油管注入+跨隔双封隔器应用情况 图4-3、图4>4是哈里们顿连续油管注入+跨隔双封隔器压裂示意图。 哈里波顿井下工具允许帄衡阀在井内没有流动的情况下,井下工具可以活动; ReciprocatingJ允许多样的攻击一趟管柱上可以有多重装置;上封隔器充当单流阐,允许 反循环洗井,淸洗井下工具:安全剪切接头可以释放井下工具,使连续油管安全脱离; 操作简单,可靠和容易维修:安全-压缩式工具,遇到意外情况,连续油管可以通过安全 接头,释放井下作业工具。 jp rI 僵 rI僵^mt Ir 暴 ?&图4-3哈里伯顿连续油管注入+跨隔双封隔器 譽数压裂示竟图 B麗 齋會霞暴 数 24 ?譽B麗霞 齋暴 ?数 B 齋霞麗 第四草连续油管注入乐裂TS技术 带帄衡同的单卡多重压《封《器 图4-4哈里波頓跨隔双封隔器 连续油皆注入+跨隔双封隔器主要作业I序为:下入多层钻具组合工其并计算人工 井底深度(用彩色进行标记);首先确34^并跨过最下施工层位,然后进行压裂施工:提升 工具到距离施工层位上方最近的层位,重复上述步骤(必要时,反循环并清洗井下工具>? 连续油管注入+跨隔双封隔器,在加拿大已经施工过1000多井次„ 4.2.2单封隔器连续油管工艺 单封隔器连续油宵压裂工g是首先将目的层段采用常规射孔方式射孔,利用单封隔 器封堵0的层上部层段,桥塞或砂塞封堵下部层段转层。 (1)管注结构 单封隔器连续油管压裂示意图见图4-5 = it i <10ppm,由下 向 上逐渐降低;各层气藏气居组 绿泥石/% 伊利石/% 高岭石/% 压力系数都低于1,从0.89?0.W不等,属于低压气藏,其中盒 3最高,接近正常压力系统;气藏温度为78.8(rC~90.96r,属于适中的地层温度。 5.1.4敏感性特征 储层敏感性分折是优选入井流体、减小储层伤害、改善储层增产效果的基础。大牛 地气田各气层组粘土矿物相对含量和储层敏感性综合评价见表5-3和表5-4。 表5-3大牛地 气田各气层组粘土矿物相对含量 第71:章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 伊/51间居/%33.22.1 32 .5 9 30.5 15 39.32.6 8.8 盒1 6 0 山2 13 ^6.太2 0 7 .4 0 7.6 由表5-3可知,气田储层岩石粘土矿物绝对含量小于6%,以高岭石、伊利石和绿泥 石为主,兼有少量伊/蒙混层矿物。从盒3到太2段,伊利石逐渐增加,绿泥石和高岭石 西安石油大学硕士学位论文 则逐渐减少, 伊蒙混层多出现在盒2+盒3段。 表5-4大牛地气田储层敏感14综合评价表 气层 速敏 水敏 盐敏 酸敏 碱敏 盒tr弱弱弱 中弱 弱3 弱弱弱中?中 ? tr弱 中 无 中 强 中 中 弱 ?中 弱 强 中~中中 弱 ? 弱 中 中 由表54可看出,下石盒子组、山西组碱敏伤害程度由中等?强,太原组碱敏伤害为 中等。结合实际入井流体的酸碱性特征,认为碱敏伤害为本区主要敏感性伤害因素,因 此,要求尽量降低入井液体的pH值。 5.1.5大牛地气田岩石力学参数和地应力特征 (1)岩石力学参数特征 大牛地气田岩石力学参数见表5-5。 表5-5大牛地气田岩石力学参数 层组 样品数 岩性 ‘ 静杨氏模暈/(0?3) 静泊松比 储层隔层 储层 隔层 储层 隔层 杨氏模量差 储层隔展 盒2+盒3 8 4 砂岩细砂-泥岩 17.78 18.81 1.03 0.20 0.22 盒1 8 7 砂岩细砂-泥岩 18.76 22.83 4.07 0.20 0.24 山2 4 6 砂岩 泥岩 18.21 25.87 7.66 0.20 0.28 太2 2 3 砂岩 泥岩 28.51 31.68 3.17 0.19 0.33 太1 5 细砂-含碌中砂18.1-29.5 - 0.14-0.23 岩 由表5-5可知,除太原组外,大牛地气田五个气层段的静态杨氏模量在17.78Gpa~ 18.76GPa之间,静态泊松比在0.20~0.25,与深度的相关性不明显;遮挡层静态杨氏模量 在18.81GPa?27.96GPa之间,静态泊松比在0.22~0.30之间,随深度的增加而增加;隔层 杨氏模量大于储层杨氏模量,差值在1.03?10.86之间,隔层泊松比大于储层泊松比,总 体趋势为随深度的增加储隔层杨氏模量差增加。太原组储层杨氏模量为28.51GPa,较上 五个储层增加显著,泊松比为0.19,为六个储层中的最低值。太原组泥岩杨氏模量为 31.68GPa,泊松比为0.33,随深度的增加而增加。储层的杨氏模量特征有利于压裂裂缝 的横向延伸。 (2)地应力特征 第71:章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 地应力特征包括地应力大小、垂向应力剖面和最大水帄主应力方位等参数,是压裂 优 化设计的重要参数之一。 a.最小水帄主应力大小 大牛地气田上古地应力测试结果和太1地应力测试结果见表5-6和表5-7?盒1 ‘弱 山2 弱太2 弱 表5-6大牛地气田上古地应力测试结果 上覆地最大水 层 压帄 主应 力 力 地应力(MI?a) 井名 层位 岩性 深度/m 最小水帄 砂/泥岩 主应力 47.19 间 地应力 盒1 49.56 43.34 山2 差 2673.8 41.3砂岩 大8 10.90 盒1 61.44 49.39 64.15 39.68 山2 2752.4 2 泥岩 大置0 山2 42.41 52.2砂岩 2512.0 5.37 山2 55.46 47.78 2 泥岩 历00.0 太2 51.89 63.37 6.23 砂岩 历丨0.4 45.63 太51.22 砂岩 2661.0 2 泥岩 况64.4 泥岩 2759.7 砂若 2761.0 表5-7大牛地气田太1地应力測试结果围压 最小水帄主应力 抗压强 井号 岩心号 岩性 /tn 取芯深度/(M/(MPa) 度 Pa) /(MPa-3 40 18太 浅灰色大10井 2732 太 灰白色) 太 1 粗 砂太 中 砂岩 21?2604 太 170 浅灰色含 大20井 岩 8 碌中砂岩 2604 11 190 48 太 12 40 152 大21井 50 172 •21 第71:章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 2760 表5-6和表5-7研究结果表明,大牛地上古生界砂岩储层最大水帄主应力47.19MPa? 69.80MPa,泥岩最小水帄主应力在38.38MPa?52.22MI>a,砂泥岩应力差在3.66MPa? 10.9MPa之间,因储层岩性、物性、及所处砂体位置而异。山西组和太原组砂泥岩应力 差总体较大(大于5MPa),对水力裂缝垂向延伸有较好的控制作用。大43井太1井闭合 应力梯度在0.015MPa/m左右,较上部气层略高,与实验室测试结果接近。 b.最大水帄主应力方位 地应力方位实验测试及微地震裂缝监测结果如表5-8及表5-9所示,各层最大水帄 主应力方位基本一致,且与区域最大水帄主应力方位相近,为NEE向。对于河道砂体近 南北向展布的井区而言,边部井层的压裂效果可能会因裂缝延伸至非气层段而影响改造 效果。 2760.05-2760.50 西安石油大学硕彳:学位论文 表5-8大10井最大水帄主应力测试结果 DK19 NE47.0? 倉. 层位 岩芯号 古地磁定向 最大水帄主应力方位 6(52/120) N94?E N85.2?E 盒1 11(39/66) N128?E N92.0。E 山1 表5-9微地震波裂缝方位测试结果 井号 ? 井段/m 层位 最大主应力方位 2758.0-2791.0 NE64.8? 大2 盒1 NE77.0? 2796.5-2801.0 大11 山-1 2700.3-2731.8 NE45.1? 大13 山2 NE75.4? 2663.0-2673.0 大9 太原 NE78.5? 2732.0-2737.0 大10 太原 - 2770.0-2776.0 大11 山1 DK4 2667.0-2680.0 NE50.0。 盒3 DK5 2859.0-2870.6 NE53.0? 山1-1 2687.0-2691.0 2707.0-2711.0 2715.0-2721.0 5.1.6大牛地气田储层结构特征 大牛地气田气层帄均单层厚度4.6m,合层帄均厚度10.4m。气层间跨距大于lOm的 井层较多。 (1)组间气层跨距特点 气层发育较全的井,也是组间气层跨距较小的井。对气层发育较全的井进行统计, 主 要有石盒子-山西和山西-太原两组。 a.石盒子-山西(盒1-山2),有三口井见表5-10所示。 表5-10石盒子-山西组间跨距 32 西安石油大学硕彳:学位论文 井号 组间跨距/m 帄均组间跨距/m DK5 46.2 AQ 0 39.5 JJrwO DK7 b.山西-太原(山1-太2), 有三口井见表5-1丨所示。 表 5-11山西-太原组间跨距 井号 组间跨距/m 帄均组M跨距/m 52.5 D20 D21 38.2 58.5 60.7 D23 33 第五章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 由表5-10和表5-11统计可知,石盒子-山西、山西-太原组间距一般大于40m。 (2)组内段间气层跨距特点 表5-12是对部分井组内层间跨距的统计结果。由表5-12统计可知,大牛地气田组 内 20m以上。 层间跨距普遍在 表5-12组内层间跨距统计 井号 DK5 帄均 DK10D12 D13 层位 45 石盒子 盒2-盒 山两 39.1 44.9 24.4 山2- 山 (3)段内小层间跨距特点 对大牛地气田部分压裂井各段内气层间跨距大于10m井层统计结果如表5-13所示。 表 5-13各小层内气层间的跨距统计小层 M位 井层数/展 小层间跨距/帄均值/m 盒3+盒2 22.2/22.2 (13.4?18.5)/16.0 盒2 石盒子组 盒2+盒1 (14.7-23.6)/19.1 10.5/10.5 (12.2-13.2)/12.7 (20.4-24.4)/22.4 2 山1 山西组 山2+山1 15.5/15.5 1 山1 23.6/23.6 1 太原组 太2 - 0 由表5-丨3储层结构特点表明,小层间跨距帄均为丨2m~24m,大牛地气田多层之间 满足连续油管压裂需要。 5.2压裂设计优化 根据储层地质特征,借鉴前期优化研究成果、常规压裂设计及施工参数以及现场施 工情况及压后改造效果,从而优化连续油管分层压裂设计及施工参数。 5.2.1裂缝半长 根据大牛地气田地质特征和模拟结果,优化的不同有效渗透率下裂缝半长与压后产 量的关系如图5-1和图5-2所示。 34 第五章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 icdo" 迅m M s 100 200 300 400 500 親半长W 大牛地气田不同渗透率下裂缝半长优化模拟图 支纖长与无阻流量 4^ ^ 2 8100 200 300 400 支撑缝长:m) 6图5-2大牛地气田设计裂缝半长与改造效果统计 由图5-1和图5-2可看出,在 32储层主体有效渗透率(0.03?0.1)X 10^1111下,压裂裂缝 半长应在250m?350m之间。大牛地气田的井间距一般小于800m,考虑压裂裂缝尖端气 体径向流的贡献,取单翼裂缝半长为1/2井间距的80%,则压裂缝长应在320tn。目前气 田压裂井的裂缝半长主要分布在220m~360m之间,压后增产效果较好的井层的裂缝设 计半长多在250m~350m之间。 5.2.2导流能力优化 图5-3?图5-8为在不同渗透率、不同裂缝导流能力、单翼裂缝长度为300m条件下, 产量与时间及累积产量与时间的关系图。由图5-3~图5-8中可以看出,随着导流能力的 增加产量是增加的,但是无论储层渗透率是高还是较低,产量增加的幅度都不大。所以 将填砂 22裂缝的导流能力优化为3(Vm_cm~40^im_cm。 ? 35 西安石油大学硕彳:学位论文 FROMO FRCI>=20 FRCD=30 FRCD=40 FRCD=50 0 200 400 600 800 100 綱:天: 2图5-3 K=0. 05X1(ru m时不同导流能力下产量与时间的关系图 120000 100000 0 200 400 600 800 1000 时间:天: 2K=0. 05X1(r、m时不同导流能力下累积产量与时间的关系图 150 00 1000 0 :50 00 :0 000 5000 0000 5000 36 第五章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 时间:天: • — - - ........ --------------------- — - - - - ____________________________________________________________ — • — - • - - — . - — .. --------------------- -------- ? . ^^ .. -5 K=0. 8X1(^11 时不同导流能力下产量与时间的关系图 ? 37 两安石油大学硕I:学位论文 200000 (?5/ /? / 55 IJ* 100000 tn 5000 0 0 200 400 600 800 1000 时间:天: 5-6 K=0. 8X10-3n.m2时不同导流能力下累积产量与时间的关系图 auuu 8000 7000 ^ 6000 -5000 4000 胃 3000 2000 1000 400 600 时间:天: 2K=3. 0X10" n m时不导流能力下产量与时间的关系图 800 200 400 600 时间:天: 25-8 K=3. OX m时不同导流能力下累积产量与时间的关系图 第五章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 5.2.3铺置浓度优化 储层渗透率不同,对压裂裂缝导流能力的要求也不同。当地层压力和渗透率一定时, 随着裂缝导流能力的增加,裂缝内的流动阻力减小,产量增加,但增加到一定程度后, 其增加幅度将明显减小,据此确定储层的最佳裂缝导流能力及支撑剂铺置浓度。用大牛 地气田常用中密度陶粒支撑剂和主体有效渗透率(0.1 X 为模拟条件,使用压裂优 化模拟软件,模拟支撑剂铺置浓度与压后产量的关系如图5-9所示。由图5-9可看出, 在 22裂缝半长达到250m?350m时,支撑剂铺置浓度达到4kg/m?6kg/ni,即可达到最佳压 后产量目标。 o 支}浓度:Kg/m3 -?-4- -?—16 '0 250 3M 3$0 400 4;0 裂缝丰长(ml 图5-9支撑剂铺置浓度对压后产量的影响 图5-10为支撑剂铺置浓度与压后无阻流量的关系图。由图5-10可知,大牛地气田 实际压裂井层铺置浓度在优 22化范围内为4kg/ni~8kg/m,从改造效果和较髙的施工成功 率来看,该铺置浓度具有较强的现场可操作性和增产有效件。 铺置浓度与试气无阻流量 10 fr 8 'rR V 6 IBl 键4 S2 1V7 6 (ke/m) 支撑剂铺置浓度与压后无阻流量的关系 7-7 西安石油大学硕彳:学位论文 5.2.4前置液百分比 大牛地气田储层伤害以水锁伤害最为严重。为减少入地液量,减少压裂液浸泡地层 的时间,加快压裂液返排,同时保障安全施工,采用动态比85%~90%来确定前置液百分 数,此时模拟优化的前置液百分数应为35%~45%。为了进一步减小水锁伤害,采用 25%~35%的前置液进行现场压裂试验(此时的动态比达95%~100%),证明能够实现多数 气层,尤其是盒3、盒2气层的成功加砂改造,对于储层非均质性较强的山西组储层, 可适当加大前置液百分数至35%?40%。 -11为前置液百分数与压后无阻流量的关系图。由图5-11可知,气田内现场压 裂图5 应用的前置液百分数在25%~40%之间,施工成功率较高,其中改造效果较好的井层, 其前置液百分数小于36%。因此在实施连续油管压裂时,前置液百分数一般控制在 25%~36%之间,对非均质性较强的山1气层,可适当加大至40%。具体设计时以储层设 实际渗透性为模拟条件,在满足安全加砂的前提下,尽量降低前置液百分数。 6-I(Y/ii^ 来赛吟 )3W 前置液百分数与无阻流量 图5-11前置液百分数与压后无阻流量的关系 5.2.5帄均砂比及加砂程序 以大牛地气田常用的0.45mm?0.9mtTi陶粒、现用常规压裂液性能及储层主体渗透 22性 (滤失性能)为模拟条件,模拟缝内支撑剂铺置浓度达4kg/m?6kg/m时能够实现安全加砂 的携砂液帄均砂液比为20%~28%,分阶段进行楔形六步加砂:7%?14%~21%~28%~35% ~42%。气田现场应用结果显示,该加砂方式可操作性强,能够满足安全加砂的要求,而 且主砂段突出,确保了缝口有效支撑。 38 图5-12为帄均砂比与压后无阻流量的对应关系图。由图5-12可知,帄均砂比在24%^ 27%之间的压裂施工井层,总体压裂改造效果较好。因此,建议在连续油管压裂时,使 用 帄均砂比24%~27%。 西安石油大学硕彳:学位论文 第五章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 砂比-无 阻流量 _ 35 ^ 30 n 2 20 _ 零 15 m 10 ? firb : 30 图5-12帄均砂比与压后无阻流量的关系 5.2.6液氮拌注比例 大牛地气田实际液氮拌注比例在丨2%之间,主区间为6%~9%。现场易于实现, 压后返排效果较好。液氮拌注比例与压后试气无阻流量之间的统计数据如图5-13所示< 液Sitt注比例-无01流量 35 专30 1 25 2 20 a 15 濱10 a 5 5 0.1 0. 15 mw.m^ti'M (小教: 图5-13液氮拌注比例与压后无阻流量的关系 5.2.7注入方式与施工排量 (1) 注入方式 大牛地气田连续油管压裂方式初步拟采用填砂环空注入压裂工艺,连续油管冲砂。 (2) 施工排量 施工排量的优化既要考虑储层滤失性及缝高控制,又要兼顾液体摩阻性能、液体对 施工时间的适应性、管柱设备的的尺寸及承受高压的时间安全性。优化的准则是在满足 地层滤失、造缝压力、缝高有效控制和压裂液抗剪、携砂能力的前提下,尽量提高菜注 排量,缩短施工时间,减小地层伤害,保证设备安全及加砂顺利。 冲砂时,为了使冲砂液将砂粒带至地面,冲砂液在井内的上升速度必须大于最大直 径砂粒的自由沉降速度,这个速度为携砂液临界速度,其计算兯式见式(5-1)。 丨街P砂-…/广 ................................... (5.1) 40 西安石油人学硕上学位论文 式中:厂冲砂时携砂液临界?度 d—砂粒 直径,mm; 一砂粒密度,kgAn、 Pjij —携砂液密度,kg/m3。 则计算施工所需要的最低排量计算 -2)。 兯式见式(5 .... 3(5-2) 式中:I一冲砂要求的最低排量,m/min; 2A—冲砂液上返流动截面积,m。 华北石油局引进连续油管尺寸见表5-14。 表5-14连续油管规格 连续油管外径/(in) 连续油管壁厚/(mm) 连续油管内径/(mm) 模拟深度/m 1.75 1.50 4.445 3.962 35.55 30.18 3000 3000 根据表5-14油管尺寸,在不考虑滚筒弯曲连续油管条件下,模拟井深3000米,不 同排量、 不同连续油管内径下的水摩阻、胶液摩阻分别见图5-14和图5-15。 .75in油管不同排量下摩阻 200 180 00 80 60 40 160 .8 0. 0.2 14 0 ?4」 0.4 0.5 0.( 排量:方/分: 75in连续油管不同排量下摩阻曲线图 不同排量向1. 5in连续油管摩阻曲线 第71:章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 0.6 0.7 0.8 0.1 0.2 0.3 0.4 排量:方/分) -水摩阻+胶液摩阻 -15 1.50in连续油管不同排量下摩阻曲线图 40 第71:章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 连续油管外径/(in) 1.75 1.50 连续油管外径/(in) 连续油管壁1.75 1.50 连续油管壁厚/(mm) 4.445 3.962 厚/(mm) 连续油管内径/(mm) 4.445 3.962 连续油管内径/(mm) 35.55 30.18 2/(m) 套管内径/(mm) 返流面积35.55 30.18 套管内径/(mm) 124.26 冲砂临界度/(m^iin) 最小冲砂124.26 2 返流面积/(m) 0.0111 0.0114 30.0111 0.0114 鼋排景/(m/min) 摩阻/(MF>a) 冲砂临界度/(m^iin) 1.194-1.780 1.194-1.780 1.194-1.780 1.194-1.780 3 最小冲砂鼋排景/(ni/min) 0.795-1.120 0.817-1.218 0.817-1.218 0.795-1.120 摩阻/(MF>a) 34.11-67.69 81.69-181.56 81.69-181.56 34.11-67.69 携砂液密度为 由图5-丨4、图5-15和表5-15可知,对于大牛地气田低渗气藏,应用气田优化的经 3丙基瓜胶氮气增能水基压裂液体系,栗注排量在2.8in3/mhi?4.5m/tnin之间时,能够满足 气田不同渗透率、不同砂体厚度的安全施工和顺利加砂。 根据国内外环空压裂施工情况,结合大牛地储层情况,考虑对连续油管的磨损影响, 对1.50inN80套管,1.75丨n连续油管环空注入摩阻进行了计算,结果如图5-丨6和图 335-17 所示。由图5-16和图5-丨7可知,环空压裂施工排量为2.8m/min~4.5m/niin。 -水摩阻 第71:章不同压裂方式下连续油管压裂设计优化 N80套管,1.75in连续油管环空注入磨阻计篡结粜图 5.5in套管1. 75inii?油管不同排*il^SJS阻图 jin 两安石油大学硕I:学位论文 5.5inN80套管1. Sin^^油管不同排_阻曲线图 ^ 40 2 35 Z 25 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 6 施工排量:方/分: 图5-17 5.5in N80套管,1. 5in连续油管环空注入摩阻计算结果图 5.2.8加砂规模 根据大牛地储层地质特征,在裂缝半长达到240m?300m时,采用动态比85%~90% 来确定前置液百分数,前置液百分数为28%~35%,采用7%~14%?21%~28?/<^35%~42% 3六步渐进式加砂程序,主砂段突出,确保缝口有效支撑。以每米加砂强度4m3~6m, 24%~28% 22的帄均砂液比,裂缝内支撑剂铺置浓度可达到4kg/m?6kg/m。并根据隔层情 况,进行 3施工规模优化,将地层尽可能充分改造,且不压窜为原则。一般分层储层有效 厚度为4m 33?12m3左右,加砂规模优化为20m?55m左右。 第六章现场试验 第六章现场试验 中石化华北分兯司与美国BJ兯司合作,由吐哈井下压裂队承担压裂施工,美国BJ 兯司提供连续油宵、水力切割喷砂射孔设备、压裂主体设计,并现场指挥实施,托普威 尔兯司提供不压井装置并负责操作,华北分兯司提供70MPa井口防喷器及各种辅助设 备,于2007年10月30日至2007年11月8日进行了 D12-10井两层和D66-4井四层施 工。该两井的成功实施是亚太地区唯一两口利用连续油宵环空压裂技术、并实现液氮伴 注的成功先例,填补了我国石油行业的空白。 6.1连续油管分析 根据D12-10井、D66-4井井身结构,结合连续油管压裂工具组合,BJ兯司利用软 件对起、下连续油管过程中的操作限制、井下工具最大承压载荷及冲砂速度进行了确定。 6.1.1基础参数 以D12-10井为例,模拟井筒及连续油管内中充满水,下油管至28幻01,起管柱, 输入的连续油管基本数据见表6-1,井下工具组合见表6-2,油管受力分折(TFA)取值见 表 6-3。 表6-1连续油管基本数据 输入参数参数值 两安石油大学硕I:学位论文 /(in) 外径 壁厚/(叫 0.109 长度/m 3000 屈服强度8000 /(psi) 0 表6-2井下丁_具组合数据 组成部分 内径/(mm) 长度/m 外径/(mm) 连续油管末端连接头 丢 手 扶正器(Rigid) 喷砂装置 扶正器(Rigid) 喷嘴 总长度 34.04 73.03 0.290 34.04 73.03 0.311 34.04 114.30.052 34.04 0 0.393 25.40 73.03 0.052 114.325.40 0.305 0 1.403 73.30 第六章现场试验 衷6-3油管受力分析(TFA)取值 输入参数 参数值 下管柱时摩擦系数 0.31 提管柱时摩擦系数 0.31 起始深度/m 0 停ih深度/m 2862 油管内液体 水 亲速/(bbl/min) 0 完井液 水 6.1.2计算结果 (1)提管柱时操作限制 提宵柱时操作限制如图6-丨,图中下斜线代表预测的指重表读数,随井斜变化而有 所变化;图中上横线表示操作时的限制,是指当油管塑性变形时指重表的读数,通常是 指80% 的屈服强度。2862m时预测的指重表读数相当于57.8吨力。 图6-1提管柱时操作限制图 (2)提管桂时井下工具最大压力限制 图6-2是提管柱时井下工具组合的最大负载图。图6-2中所示的是在提管柱时,在 不同深度下,可以施加在井下工具组合上的最大拉力。该拉力等于连续油宵的操作拉力 上限减去连续油管的重量以及摩擦力,2862rn相当于兄.7吨力。 两安石油大学硕I:学位论文 图6-2提管柱时井下工具组合的最大负载图 (3)下管柱时操作限制 图6-3是下管柱时操作限制图。图中上斜线代表预测的指重表读数,图中间斜线代 表在下油管时,管柱螺旋弯曲造成摩擦锁定时地面指重表的读数,图中下斜线代表的弯 曲失效。由图6-3可知,当摩擦锁定发生时,即便再加上负荷,也无法向井下工具组合 上传递仟何的负载。如果继续增加负荷,则可导致弯曲失效。通常来说下管柱时的操作 上限,一 Expected Weight Gauge and Operating Limits During RIH [_?] LU Wsight Gauge Friction Lock Limit U2J JL Actual WAinht Gauae Ooeratinn L imit BHA Deom 【ml 般指的是80%的屈服强度。 图6-3下管柱时操作限制图 (4)下管柱时井下工具组合处最大负荷 图6>4为不同深度时,可以施加在井下工具组合上的最大负载。该数值是管柱弯曲 发生摩擦锁定时,可以施加在井下工具组合上的最大负荷。 (0 0> Q: 3 ? 0 ? 5. 安石油人'•;;硕I:学丨论文 Max BHA load that can be applied during RIH 3 (Jn ttnh ihc u ,16-4下管柱时井下工具组合处最大负 荷图 (5)反循环洗井时的压力 图6-5描述的是反循坏洗井吋(?]坏空进,;di续油街返排),不同排量所对f^的K力。 X轴上的地面力代表使用不同的油嘴时返排的压力。Y轴表示井底乐力,根据地而返 排压力及聚排a的不同而改变. Reveree Circuialion wth Gefled Slickwater at a depth of 2839 r ,38-10 x2.77 FTJTi Surface Returns CT Pressure IMPa) 图6-5反循环洗井时的茂力图 6.1.3常规冲砂排量计算 (1)萌本数据 常规冲砂排:t需要输入冲砂輕点、砂面笠数纖入’ K基本觀见表64? 46 第八章现场试验 表6-4基本数据 项g 冲砂截至点/m 2862 砂面/m 砂子底部深度270 /m 砂子类型 洗井液 泵0 3排暈/(mAnin) 连续油283 管注入压力/(MPa) 9 20/ 40 Pro ppa nt 线 性 胶 0.3 2 21 数值 起 管 陶 表项y 数 6 砂 肿数 輒 洗 起冲 环 下c47 第八章现场试验 数值 3活性水量/(m) 下管柱、循环及起管柱冲洗的吋间/(min) (3)常规冲砂时砂子清除速度 根据地面砂子返排的百分比及地面砂子返排的速度见图6-6。图中下曲线代表时间 及地面砂子返排的百分比,图中上曲线代表地面砂子返排的速度,图中时间0是指下到 指定深度开始洗井时间,现场施工时根据图6-6确定冲砂速度。 Solids Removal after Penetration to Target Depth fTranci?it rPcnonQe Hiirino Pirciilatifvi anrl Winer • 118 371 图6-6地面砂子返排的百分比及地面砂子返排的速度 (4)常规冲砂时,所剩砂子在井筒内的百分比 图6-7是不同冲砂阶段井筒内所剩砂子的百分比。图中上线是宵样下入砂塞前并筒 48 第六章现场试验 内的砂子,图中中间线是井下工具组合下入到砂塞底部时,井筒内所剩的砂子,图中下 线是井底循环结束后,井筒内所剩的砂子,图中绿线是回扫结束后井筒内所剩的砂子。 由图-7可确定常规冲砂时,所剩砂子在井筒内的百分比。 6Solids Bulk Cross Sectional Area ?T] LQ] 1 CompletionI%] Solids After Penetrationl%] m 'A! Solids After Circulabon[%] ___ Solids After WperTrip[%] Measured Depth (ml 图6-7不同冲砂阶段井筒内所剩砂子的百分比 6.2 D12-10井应用情况 6.2.1 D12-10井山1 +山2气层测井解释数据 D12-10井山1 +山2气层测井解释数据见表6-6。由表6-6可知,山1和山2有效厚 度虽小(小于3m),但泥质含量低,声波时差为222nm/s?238nm/s,孔隙度为7%~9%,渗 透 32率为(0.5~0.6)X10_nm,孔渗相对较好,含气饱和度较高。 砂泥岩隔层12-10井山丨+山2测井组合图如图6-8所示。由图6-8可知,通过压裂 改造可提高单井产量,两层间距达53m,采用连续油管分层压裂能够有效封隔。 表6-6 D12-10井山1 +山2测井综合解释表 山 N的层段/(m) 目的厚度/(m) 山1 自然伽玛/(API) 电阻率/(Qm) 声波时差/(Hm/s) 补偿中子/% 泥 质含量/% 孔隙 度/% 渗透率 /(I(r3nin2) fr气饱和度/% 层位 第六章现场试验 2787.8-2790.4 2732.1 ? 27 44 34 84 .9 222 2. 80 51 7.5 76 0.5 23 72 8 12.0 9 8.5 0.6 63 第六章现场试验 图6-8 12-10井山1+山2测井组合图 6.2.2 D12-10井山1 +山2气层射孔 D12-I2井采用水力喷砂射孔,射孔数据见褒6-7,射孔孔数为三组双孔,共6孔, 喷嘴孔径为25.4nim,射孔液为稠化活性水,介质为石英砂。 表6-7 [)t2-10并山1+山2射孔数据 层位 射孔位置 射孔方式 孔数 射孔液 介质 山1 铜化活性水 石英砂 石2788.0m、2789.0 m, 27W.0m 水力喷砂 水力三组双孔 山2 调化活性水 英砂 2732.5m, 2733.5ni. 2734.5ni 喷砂 三組双孔 6.2.3 1)12-10井山1 +山2气层压裂设计 通过与B』兯司合作,结合D12-10井山1 +山2储层地质特征,对该井进行了压裂 设计摸拟及优化,见表 表6-8 D12H0并山1+山2模拟数据 模拟参数山I 山2 137.94 107.93 水力缝长加 支掉缝长/m 137.03 102.50 帄均水力缝高加 帄均支缝高(气层)/m 孔 81.540 67.117 眼处最大缝宽/(cm) 帄均支棺缝宽 f•均 支掉缝宽(气层)/ 液藏排贵/(1'1711'11) 290 -- 停亲压力/(MPa> 前a液百分比 18. 7 21.2 设计 T均砂比 实际 ,1; ? [ 1 , J“ 1 , 丨: ‘ : ?? ? ? ? „ J r r ,.一、.— _ - ... i :‘ 、„?•丨 , : 1 , , ? -.-iii ------------------------ ? rr^ 1 . i, --------------------------- 1 …i 第六章现场试验 1 1 ? — ? ? ;丨 丨., ‘ i\ ‘ 1 I. , *,-:.」 ?( „ ? ?? 1 ? : i i : „― .*—^ ——f—— ; : , 1 11 .,丨 i i , .. , /Ws i.iijij MiJii -Ml ^xA.i!i r 16-9 D12-10井压裂施工曲线图 两安石油人学她I:学位论文 6.2.5 D12-10井山丨+山2气层放喷求产情况 ffi裂施工结束后,进行冲砂、气举、不压井作业装置下入采气ff柱,施工结束后7 天,开始进行放喷,果用3mnK 4mni和Smm油嘴及敞放放喷排液,粘垃为SmPa's,总 返排率为33%,具体参数见表6-1 ,. 表6"1f D12-10并压裂,放喷,求产表 并兮 山 111 J^i 23.位 182 - 143.: 加砂带/(m、 入地液酵/(』.111_') ^ 11.7.20 JH裂结时: 愤测无m流 11.17.12 早:/(l(/ni、d) Jf始返扑 107.8 33 时「B)/(川U/时: 返排 1)600 结束时「《V(月/H/吋: 0.99 返排液單/(nr') 返神率/% 径 定^;报/(ppm> 无阻流译 6.2.6 DU-IO井山1 +山2压裂效果分析 (i)增产效果分析 根据D12-I0并山1、山2气层储层特征及测井数据,D12-1井山2、DI2-3井山2、 D4749井山1与D12-lO;tHt较相近,数据见图6-丨0、网6-丨丨、表和表6-13,由农 6-12和表6-13可知,储层物性、结构站本相间的悄况下,单层JE裂试气无阻流量与D12-10 井两层合压试气的祐本接近,D12-10并连续油转历裂没有显示出明的增产效束,mi 丁•山1和山2众压并而tr,没冇类似井对比,无法说明增产效果。 第六章现场试验 —. .•J t ^ Jl 1 一 ?1 11 i- [ 图 D12-10, D12-1、?2-3井测井组合图 g } < 丨f — 第八章现场试验 图6H1 D47-49并、D12-1并山1气层测并组合图 表6-12 D12-n D12-3, Dt2-10井山2测井解释综合表 井号 Dm D12-3 DI2-10 解释井段/m 2732.1-2741.6- 2751.22743.9 2752.9 2757.3- 2767.2-- 2776.12759.7 2768.8 2734.9 2777.8 解释井段厚度/m 2.3 1.7 2.4 1.6 1.7 2.8 自然伽玛/(API) 45 54 60 67 72 51 电阻率/(flm) 72 90 81 72 79 76 吋差/((is/m) 228 240 239 2)8 240 238 补惜中子/% 12.0 13.4 14.5 12.6 13.9 12.0 2.54 2.35 2.45 2.56 2.51 2.48 补偿密度/(g/cm-、 8 10 10 12 13 9 孔陳度/% 7.0 10.0 11.0 7.0 10.0 8.5 0.6 0.3 0.4 0.2 0.2 0.6 渗透率/(丨 六气饱和度 60 55 65 63 60 60 TO 1,28 23,7 W'M'(m ) 无阻流景50.1 0.57 /(lOV^i) 表 6-13 D12-10, D47-4S 1并山1气层測并对比表 井号 DI2-10 D47-49 解释井?/m 2787.8-2790.4 2363.0-2366.1 2367.4-2372,0 解释井段厚度/m 2.6 3.1 4.6 自然伽玛/(API) 44 49 45 电函率/(fim) 84 69 66 声波时差/((is/m) 222 218 215 补偿中子/% 7.3 7.6 8.0 泥质含景/% 7.0 9. i 7.3 孔隙 7.5 5.7 4.7 渗透率/(lO-W) 0.5 0.2 0.15 1??气泡和度/% 72 39 32 31 v-WKm ) 无阻流 65.3 0.93 53 两安石油大学硕I:学位论文 (2)时效分析 逐层上返分层压裂工艺有填砂、打塞(水泥塞或桥塞),最后合采还要钻塞,冲砂。 工序复杂,工期长,帄均26d。压井、打捞桥塞(或钻扫水泥塞)对气层造成一定伤害。 连续油管压裂、试气工序简单,常规逐层上返与D12-10井连续油管压裂工艺作业 周期对比见表6-14。由表6-14可知,D12-10井施工周期21d左右,比逐层上返缩短5d: 该井主要为试验井,第一次采用不压井作业,液氮气举和连续油管作业,且放喷求产时 间较长,一般工艺成熟以后,不压井作业施工时间可以缩短为3d,放喷排液求产5d左 右,相应连续油管施工周期为13d,且连续油宵压裂施工层位相应越多,则施工周期下 降越明显。 连续油管分层压裂与逐层上返相比,缩短了施工时间,降低了作业成本,提高了开 发效益。 表6-14常规逐层上返与D12-10井连续油管压裂工艺作业周期对比表 D12-10连续油管uga 常规两层 工序 天数 天数 1.0 通井、洗井 起钻、射孔 下压裂管柱、压 裂 排液求产 压井、起钻、填砂、打塞 探2+7 塞面、刮管、洗井、起钻、射孔 下压裂10 管柱、压裂 排液求产 压井、起钻 钻塞、 冲砂 排液求产 6.3 D66-4井应用情况 6.3.1 D66-4井太1+太2+盒1+盒3气层测井解释数据 1.0 10 D66-4井太1+太2+盒1 +盒3气层测井解释数据见表6-15。由11 合计 26 21 表6-15可知,总体 盒3、太1储层物性相对较好,泥质含量低,声波时差为 32214^UTi/s~23(Him/s,孔隙度为 7%~9%,渗透率为(0.3~0.6)X10_nm,孔渗相对较好,含气饱和度较高,为60%?63%; 盒1、太2相对较差,通过压裂改造可提高单井产量,四层层间距达161m,层间最小跨 距仅为丨5.7m (见图6-12和图6-13),基本满足连续油管分层压裂要求。 第六章现场试验 表6"15 066^4并太 I +盒3气层连续油管气层測井解释数据表 井号 盒3 ,1 太2 太1 解释井段/m 2564,7- 2652.7- 2816.9- 2659.3- 2776,1-2791.6- 2798.8-2569.0 2656.0 2820.3 2665.0 2782.5 2797.3 2801.2 解释井段厚度/m 4.3 13 5.7 6.4 5.7 2.4 3.4 自然flP玛/(API) 57 57 65 75 79 51 39 电阻率 92 74 59 64 1S8 337 308 声波时S/Ois/m) 214 233 233 212 202 200 230 补偿中子/% 4.2 16.4 19.0 lOJ 6.6 6.8 8.6 泥质传S/% U 8 12 15 16 5 7 孔隙度/% 7.0 8.5 8.5 6.0 5,0 4.8 9.0 0.3 0.6 0,5 0.4 0.5 0.3 0.6 ?;^气饱和度/% 60 63 55 35 40 47 63 ‘y / i -12 D66-4并太1+太2測并综合成果图 ..- .. ^?4f4>s 4 — , ? < • \ f ^?4f4t - J -r* 这, ^?4f1 11 -13 井盒彳+盒3測并组合成果图 i 55 西安石油人学硕丨:学位论文 6.3-2 D66-4井太I +太2+盒1 +盒3气层射孔数据 该井射孔数据见漠6-16和表6-17, K中第一层太1采用常规射孔工艺,太2、盒1、 盒3采用水力喷砂射孔,射孔孔数为二组双孔,共6孔,射孔液为稱化沾性水,介质为 石英砂。 ______________________________________ 表6-16 D66-4井太1常规射孔数据表 _________________________________ 层位 射孔井段/m 厚度/m mi 总孔数 射孔方式 扣位(?) 太 1 2816.5--2820.5 ______________ 4 ________ 102 127 80 屯统代输 60 表6-17 066-4井太2 +盒1+意3层水力射孔数据表 財孔液 搭位 射孔位S 时孔力式 孔数 太2 2800m, 2793 m, 2778 m. 水力喷砂 二組叹孔 铜化活性水 石英砂 盒 1 2654m, 2660 m, 2664 m 水力喷砂 三组双孔 拥化活性水 石英砂 ;^ 3 2566 m. 2567 m. 256S m 水力喷砂 二組双孔 铜化活性水 石英砂 63.3 D66-4井太1 +太2+盒1 +盒3气层压裂模拟 D664片太丨+太2 +盒i +盒3气层压裂设计裂缝没育模拟图及设计参数见图6-14。 从罔6-14设计模拟计算结鬼看,太1和太2气在tt裂时缝高互相串通。 _ 蒙 _ t p- 薩 tflu tfl 西安石油人学硕丨:学位论文 模拟麥数 太1 太2 盒1 盒3 15Z 1 17a S 137.83 187,57 水力缝长 105.8 149.3 13S.S8 177.91 支》缝长 83.2 61.4 62,273 57.583 子均水力缝高 12.25& 4.2947 年均支按缝高:气信: li 2i.7 0.8 1,04 0.M65 1.1 BS9 礼班处a大缝宽 0. 16 0.2 0.18517 0.23981 乎均支 0.09 0. LI 0.12171 0.U782 帄均支tt缝宽:气层: 1.51 1. 72 2.1769 2.2518 帄均铺砂浓度:裂缝: 1.65 2.4892 3.0512 裂缝闭合早均抹砂浓2.1 度 (气度: 192.6 212.06 210.5 267.7 岗合后S缝导流能力 ( 气层: 18,2 14.208 15.379 15.047 无因次裂缝导琉能力 (气层: 1. 7e+05 1. 7266+05 帄均S[縫逢透宰 1.726+0 5 1.72et0 5 0.15 0. 16472 0,21 J59 0.20126 支》费键有效宰 图6-14 D66-4井太1 +太2+盒t I盒3气层压裂模拟数据图 井压裂施工 D66-4并太1+太2 +盒1 +盒3气层施工曲线见图6-15,施工参数见表6-18~表6-21, 第八章现场试验 -life- -15 066-4并太1+太2+盒1+盒3气层压裂施工曲线 表6-18 D66-4井太1压裂施工参数 名称 阶段压力 阶段液母 设计 实际 阶段抹* 设计 砂里 m 实际 实际 30 30 3 3 3.0-3.7 54 加陶粒0.59 m-' 23.7 试ffi 前翌液 携砂液 91.0 95.2 3.0-3.7 3.7 3.7-2.0 30.2-31.2 24.3 31.1 26.1 30.2-33.5 入井液 入地E净液量145+45 145 + 45 33.4-43.5 /(m、 165.7 160.7 151.2 液Sl&^/(m? 液鼠排景147.3 10.3 10.6 290 /(L/min> 290 破裂历力/(MPa> 排》30 0.7 19.8 20.4 26.0 26.6 /(m%iin) 设计 前置液百分比 实际 没计 帄均砂比 a 二 实际 57 两安石油大学硕I:学位论文 表6-19 D66-4井太2压裂 阶段液量 阶段排量 设计 实际 设计 实际 施工参数54 阶段压26.5?名称 3 设计 实际 力 2&3 3.0-3 27.6-20.8 .7 20.0-203.7-13 30 30 91.7 90.0 前置液 携.8 .6 3.0-砂液 29.5 29.6 3.7 顶替液 3145+50 145+50 3.7 配液量/(tn) 162.8 162.9 入井液量/(m3) 39 151.2 149.6 入地层净液量3/(m) 2.3 310.2 10.6 液氛总景/(m) 19.288 290 液筑排量/(L/min) 8 19 7 设 破裂压力/(MPa) 计 排量/(m3Anin) 25 实 停泵压力/(MPa) 际 0.59 加陶粒设3 帄均砂比 m23.7 24.1计 实际 前置液百分 比 第六章现场试验 表6-20 D66-4井盒1压裂施工参数 名称 阶段压力 阶段液量 设计 实阶段排量 设砂量 设计 际 计 实际 实际 3 试压 前置液 携砂液 加陶粒0.59 m23.7 30 30 89.7 90.0 26.0 25.6 3 3 3.0-3.7 54 24.1 顶替液 配液量/(m3) 入145+50 145+50 159.04 3.0-3.7 3.7 3.7-1.6 27.4-30.7 井液量/(m3) 入地层净158.9 145.7 145.6 10.2 32.6-25.3 3液量/(m) 10.5 288 290 25.3-23.1 3液氮总量/(m) 液 9L 排量/(L/min) 排量/(ni3/min) 0.7 20.6 20.6 25.8 26.1 设计 前置液百分比二 实际 帄均砂比二 第六章现场试验 表6-21 D66-4井盒3压裂施工砂量 设计 阶段液量 设阶段排量 设实际 计 实际 计 实际 参数30.1-32.9 阶段压力 名称 3.0 33.1-26.4 3.0-3.1 108. 28.5-25.7 3.7-2.0 29.1 5 3前置液 携砂液 顶替/(m) 量145+29.1 33液 配液暈/(m) 入井液氣总量/(m) 液50 145+ 3液*/(m) 入地层净液贫排暈/(L/min) 204.50 3 加陶粒0.58 m3 204.破裂压力/(MPa) 30.0 30.5187.3 345 /min) 停排量/(m 5 188.1.6 栗压力/(MI>a) 设18.5 1 24.5 计 290 26.6 实际 设计 前置液百分比 26.实际 7 帄均砂比 27. 1 根据图6-15、表6-18?表6-21可看出,太1气层施工时破裂压力为30MPa,27. 施工压 力30.0MPa~33.5MPa,太2气层施工时破裂压力39MPa,帄均施工压力为6 26.5MPa~ 28.3MPa,太1施工压力帄均比太2高4MPa?5MPa左右,初步表明在实际施工时太1 气层和太2气层在压裂时纵向上并没有串通。 6.3.5 D66-4井排液、求产 压裂施工结束后,进行冲砂、气举、不压井作业装置下入采气管柱,施工结束后7d, 开始进行放喷,采用5mm、8mni、5mm油嘴放喷排液,粘度为lmPa_s,总返排率为37.2%, 具体参数见表6-22。 表6-22 D66-4井排液、求产表 层位盒3 盒 太 太2 3加砂暈/(m3) 入地液量/(m) 10.6 10.6 10.5 11.4.19 11.5.15 11.6.16 30.5 液氮量/(m3) 压裂结束时间11.14.12 187.5 /(月/曰/时: 开始返排时11.23.13 18.5 间/(月/日/时: 返排结束234.43 11.7. 时间/(月/日/时: 返排液37.2% 19 3量/(m) 15000 返排率/。/。 稳定氯根 43/(ppm) 无阻流量/(10m/d) 24.3 24.1 24.1 147.3 149.6 145.6 西安石油大学硕彳:学位论文 6.3.6 D66-4井压裂效果 ,D47-5井盒3、 D66-4井太1、太2、盒1和盒3气层储层特征及测井数据见表6-23D47-35井盒1气层储层特征及测井数据见表6-24,D47-14井太2和D1-1-163井太1气 层 、D47-14井太2和Dl-1-163 储层特征及测井数据见表6-25; D47-5井盒3、D47-35井盒1 井太1测井组合图分别见图6-16?图6-19。由表6-23可知,储层物性、结构基本相同的 情况下,D66-4井连续油管压裂没有显示出明显的增产效果,但对于4层合压井而言, 没有类似井对比,无法说明增产效果;由表6-24、表6-25和图6-16?图6-19可知,D47-5 井盒3、D47-35井盒1、D47-14井太2和Dl-1-163井与D66-4井比较相近。 表6-23 D66-4井盒1、盒3、太1和太2气层测并数据 盒3 盒 层位太 太2 26522659.3-25642776.2791279& 解释井段/m .7-2665.0 .7-28201-.6-8 解释井段视厚度/m 自265.7 25.3 2727?然伽玛/(API) 电阻率 56693.4 82972 声波时差/(Hs/m) 补偿.0 .0 39 .5 .3 80 23中子/% 泥质含量/% 孔3.4.306.5.1.323 隙度/% 渗透率/(l(rnm) 3 3 8 4 7 2 19.含气饱和度/% 砂景/(m3) 57 57 2375 79 2.4 430 无阻流fl:/(10m/d)74 92 0 64 1851 12 23218.6 218 33表6- 40 60 8.5 3 4 2 7.0 207 24.1 30.0.5 164.9 102 20 5 55 .4 2 0.6 .3 6.0 12 8 15 6 6.8 8.6 16 5.0 层号 5 0.4 4.8 位井0.35 0.3 气层测并数据6 47 D47-5-35 盒1 解释井段/m 解释井段砂量拳3) 无阻47.0 5.5 43视厚度/m 自然伽玛流景/(10in/d) 1 0.4 0.4 /(API) 电阻率/(?2m) 2233.4-2675 2237.7-22声波时差/(UsAn) 补236 40. 2695.3-2偿中子/% 泥质含量/% 6.22.4 69孔隙度/% 渗透率4 242 8./(丨 含气饱和度/% 3.6 138 4 38.1 0 216 3.2.50 60 西安石油大学硕彳:学位论文 1 58 36 227 10.3 12 6.5 0.2 30 2700.8? 2703.8 3.0 48 89 227 7.5 10 8.0 61 第六:醉现场试验 k\气层測并数据 表 6-25 主 a位 2899.2-2904.9 解释井段/m 解释井段视厚度5.7 /m 自然伽玛/(APi) 60 电阻率/(Om) 声525 坡吋 217 imf^ ^./^/0 孔陳度/% 该透率 8 /(IO__'nm、 念气饱 0.和度/% 砂铺/(m、 无 5 阻流带 3 5 两安石油大学硕I:学位论文 一 — 1 -ssai , \ 1 V' 1. 1' _ jf I图6H7 D47-35盒1测井组合图 D47-5盒3測井組合图 图I I / 1 /1 ; ?1 T 1 1 X 1 m \1 第七章结论与建议 163太1測井组合图 图6-18 D47-14太2测井组合图 两安石油大学硕I:学位论文 6.4时效分析 连续油管压裂、作业工序简单,D66~4井施工周期22d左右,逐层上返4层大约施 工周期为35d左右,缩短13d,一般工艺成熟以后,不压井作业施工时间可以缩短为3d, 放喷排液求产5d左右,相应连续油管施工周期为14d。 第七章结论与建议 由此可见,连续油管压裂施工层位相应越多,则施工周期下降越明显。 两安石油大学硕I:学位论文 第七章结论与建议 7.1结论 (1) 喷砂射孔+连续油管填砂+环空压裂工艺技术在大牛地气田是可行的。 通过 调研国内外连续油管压裂技术工艺,并结合大牛地工区地质条件和储层结构特 征,通过两口井的现场实施,认为采用连续油管喷砂射孔+环空压裂+填砂工艺在大牛 地气田是可行的。 (2) 连续油管喷砂射孔+环空压裂+填砂工艺较逐层上返分层压裂工艺能够缩短工 作时间。 连续油管喷砂射孔+环空压裂+填砂工艺技术与逐层上返压裂相比,施工4层可减 少作业时间13d,由于两次施工在大牛地气田是初次试验,随着对连续油管压裂工艺技 术的进一步掌握,作业时间可能进一步缩短。 (3) 连续油管注入+跨式(单)封隔器、喷砂射孔+连续油管+砂塞注入压裂工艺不宜 在大牛地气田实施。 根据调研和研究结果,结合目前华北石油局引进的连续油管(1.5"、1.75"),大牛地气 田目的层埋深为2400ni?2900ni,加之连续油管注入压裂工艺技术国外对中国实行封锁, 连续油管油管注入压裂工艺技术不宜在大牛地气田实施。 (4) 掌握的连续油管压裂技术有助于华北石油局引进连续油管后现场实施。 通 过本项目的调研、研究和现场实施,研究人员基本了解了国内外连续油管压裂工 艺技术现状,初步掌握了连续油管喷砂射孔+砂塞+环空压裂技术,为华北分兯司、华 北石油局自主实施连续油管压裂奠定了基础。• 7.2建议 (1) 开展低伤害压裂液体系研究 连续油管分层压裂工艺的实施,下层压裂液只有在全部压裂结束后方可返排,存在 压裂液对地层伤害的潜在影响。为了进一步提高单井产量,有必要开展低伤害压裂液体 系研究,进一步降低压裂液对储层的伤害。 (2) 进一步开展连续油管环空压裂工艺技术研究 由于连续油管压裂技术在国内刚刚兴起,加之国外技术的封锁,很多关键技术我们 还尚未掌握,诸如连续油管校深、喷砂射孔工艺等,因此,有必要继续开展连续油管压 裂技术研究。 致谢 第七章结论与建议 论文工作是在导师李谦定教授的悉心指导和帮助下完成的,从论文选题到方案设计 再到论文的撰写都得到了李老师的关怀和鼓励。李老师渊博的学识、严谨的治学态度、 扎 实的工作作风和深厚的学术造诣使我受益匪浅、终身难忘,在此特向李老师表示我深 深 的谢意。 同时,还要衷心感谢刘样老师、史俊老师、于洪江老师在论文实验过程中的指导和 帮 助,感谢领导在论文期间给予的关心、帮助和支持, 感谢其他关心和支持我的朋友们, ___________________________________ 参考文献 _________________________________ 参考文献 [1] 李宗田.连续油管技术手册[M].北京:石油工业出版社,2003,9. 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