大牛地氣田常用壓裂工藝技術(shù)的優(yōu)化分析(202--王群來)

1、大牛地氣田常用壓裂工藝的優(yōu)化分析王群來（華北石油局井下作業(yè)公司HB-YL202壓裂隊）摘要：經(jīng)過近幾年的大開發(fā)，大牛地氣田已經(jīng)建成了年產(chǎn)氣量22.23×108m3的規(guī)模，目前，壓裂增產(chǎn)改造是提升大牛地氣田產(chǎn)能的關(guān)鍵，這些年，大牛氣田廣泛采用多種壓裂改造工藝技術(shù)，已經(jīng)收到較好的效果。本論文主要從常見的造長縫技術(shù)、CO2泡沫壓裂、逐層上返壓裂、投球壓裂、限流壓裂、機械分壓以及水平井機械封隔分段壓裂、裸眼封隔器分段壓裂、水力噴射不動管柱分段壓裂及水力噴射拖動管柱分段壓裂藝等壓裂工藝入手，探討不同工藝的特點，結(jié)合改造效果進行優(yōu)化分析，找出各種工藝在大牛地氣田的適用條件，以及如何優(yōu)化工藝，以期

2、獲得最佳的改造效果。關(guān)鍵詞：造長縫技術(shù) 投球壓裂 機械分壓 水平井壓裂改造工藝1 前 言華北局、分公司在內(nèi)蒙古、寧夏、甘肅、陜西均有油氣探區(qū)，氣田主要集中在鄂爾多斯盆地北部的大牛地區(qū)塊、杭錦旗區(qū)塊、杭南區(qū)塊和定北區(qū)塊，總面積12696km2，目前已建成年產(chǎn)氣量25.915×108m3的大牛地氣田；油田主要集中在鄂爾多斯南部，分為八個區(qū)塊，總面積12235 km2，目前已建立寧東和鎮(zhèn)涇兩個油田。伴隨著勘探開發(fā)力度的加大，產(chǎn)能穩(wěn)步上升；引起了中石化總部高度重視，并加大了投資開發(fā)力度，華北局、分公司積極制定規(guī)劃，制定“41625”五年計劃，鄂北氣田、鄂南油田迎來了發(fā)展的第二個黃金期。大開發(fā)

3、的到來，需要更好、更合理、更優(yōu)化的配套工藝技術(shù)作支撐。而由于鄂爾多斯盆地致密的儲層特征，其開發(fā)的重點是如何對該類儲層進行行之有效的壓裂改造；目前，大牛地氣田廣泛采用多種壓裂改造工藝技術(shù)，努力提升壓裂改造增產(chǎn)效果，收到了較好的成果。本論文從壓裂工藝方面著手，就各種壓裂工藝技術(shù)的特點及改造后效果進行對比分析，結(jié)合不同區(qū)塊、儲層的儲層特點，探索如何結(jié)合實際情況來調(diào)整壓裂工藝，以期取得更好的改造效果。1.1 壓裂工藝技術(shù)概況大牛地氣田具有低壓、致密、易水鎖傷害及敏感性等儲層特征，從2005年大開發(fā)以來，在以往壓裂成功經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，緊緊圍繞造長縫、低傷害、多層均衡壓裂、防砂堵等方面進行壓裂工藝的優(yōu)選與優(yōu)

4、化設(shè)計。同時，加強與勝利油田、長慶油田等兄弟單位合作，不斷嘗試新工藝、新方法，并通過在開展室內(nèi)實驗研究的基礎(chǔ)上，現(xiàn)場引進實施了CO2泡沫壓裂、水傷害處理技術(shù)、VES清潔壓裂液體系、低摩阻無殘渣混氮壓裂液體系、鋇鍶垢處理技術(shù)、限流壓裂工藝技術(shù)、纖維加砂壓裂、機械分層壓裂、水利噴射拖動管柱分段壓裂、水利噴射不動管柱分段壓裂、裸眼封隔器分段壓裂工藝技術(shù)等新工藝、新方法。針對部分層段壓裂易砂堵，開展了適當(dāng)增加前置液量和采用在前置液中加入5%砂比的支撐劑段塞技術(shù)，取得了良好的應(yīng)用效果。為了準(zhǔn)確判斷壓裂效果，現(xiàn)場采用了電位法監(jiān)測壓裂裂縫方位、井溫測井評價裂縫高度，采用井底壓力計準(zhǔn)確計量井底壓力變化情況等配

5、套技術(shù)，為壓裂效果評價提供了直接依據(jù)，為進一步提高儲層改造水平提供了技術(shù)支撐，同時也使大牛地壓裂工藝技術(shù)，不斷得到完善和創(chuàng)新。壓裂工藝優(yōu)選與優(yōu)化流程見圖1-1。目標(biāo)試驗長縫、低傷害、多層均衡、防砂堵問題：低壓、致密、易傷害、敏感性儲層高效開發(fā)解決方法解決方法：水力壓裂改造長縫壓裂改造低傷害壓裂改造多層一次均衡改造防砂堵措施優(yōu)化射孔裂縫高度控制優(yōu)化射孔支撐劑優(yōu)選變排量壓裂壓裂液優(yōu)化清潔壓裂液泡沫壓裂鋇鍶垢處理技術(shù)機械分層壓裂投球壓裂限流壓裂前置段塞壓裂優(yōu)化加砂程序防水鎖傷害處理水平井開發(fā)、水平井分段壓裂改造圖1-1 2006年壓裂工程工藝流程圖表1-2 06-07、10-11年主要壓裂工藝統(tǒng)計表

6、壓裂方式2006年2007年2010年2011年單壓158103273307合壓常規(guī)合壓11416191限流壓裂5114分層壓裂投球壓裂3459機械分層壓裂29403744連續(xù)油管壓裂020水平井分段壓裂22617注：2011年單層壓裂井?dāng)?shù)統(tǒng)計至12月1號。二、壓裂工藝技術(shù)及效果評價06 -11年先后開展了多種工程工藝試驗與應(yīng)用，取得寶貴的現(xiàn)場資料，也取得了良好的效果，為更加合理地開發(fā)大牛地低壓、低孔、致密氣藏提供寶貴的歷史資料，積累了現(xiàn)場經(jīng)驗。以下就不同工藝技術(shù)特點進行分析總結(jié)。2.1 造長縫壓裂改造工藝技術(shù)理論與實踐均表明，對于低滲致密儲層增加裂縫長度比增加裂縫導(dǎo)流能力對增加產(chǎn)能更為有利。

7、在此原則指導(dǎo)下，06年重點就如何增加裂縫長度進行了優(yōu)化射孔、裂縫高度控制、支撐劑優(yōu)選、變排量增加裂縫長度等工藝措施的研究與應(yīng)用。2.1.1 優(yōu)化射孔技術(shù)壓裂數(shù)值模擬表明射孔方式和射孔位置均對壓裂裂縫的延伸起作用，特別是射孔位置和射孔井段的選擇，直接決定壓裂裂縫起裂位置和裂縫在縱向上的擴展。對于大牛地氣田而言，由于凈毛比較小，因此如何進行射孔優(yōu)化顯得尤為重要。射孔優(yōu)化根據(jù)氣層條件及上下隔層特點，在D35-22井T2層、D35-21井T2層及D35-16井T2層同一區(qū)塊、同一層位的三口井進行了優(yōu)化射孔。見表2-1，其中D35-22井T2層、D35-16井T2層壓裂后均達到了預(yù)期的無阻流量，取得了理

8、想效果；而D35-21井T2層由于射孔厚度減少了56.8%，產(chǎn)量未達到預(yù)期目標(biāo)，初步懷疑射孔段厚度優(yōu)化不夠合理。2009年開發(fā)所對17層次的井無阻流量的進行預(yù)測，其中有7層次的井無阻流量達到或超過預(yù)期的無阻流量。通過對比分析，我們可以看到，優(yōu)化射孔技術(shù)后增產(chǎn)效果明顯，但如何更好地優(yōu)化射孔技術(shù)，有待進一步深入評價研究。表2-1 射孔數(shù)據(jù)的優(yōu)化及壓后無阻流量表井號層位原射孔井段和厚度優(yōu)化后的射孔井段和厚度預(yù)測無阻流量104m3/d實際無阻流量104m3/d射孔井段(m-m)厚度(m)射孔井段(m-m)厚度(m)D35-16太22543.0-2548.052543.0-2548.054.5-9.84

9、.52442556-256042556-256042563.5-2568.55D35-22太22544-254732544-254621.6-3.32.85972560.5-2562.522560.5-2562.52D35-21太22562.8-2576.713.92564-257064.7-9.83.61282.1.2 裂縫高度控制技術(shù)2006年起，大牛地氣田開始分析影響裂縫高度主要因素，先后開展試驗了轉(zhuǎn)向劑增加人工應(yīng)力、變排量控制裂縫高度的工藝措施。2.1.2.1 轉(zhuǎn)向劑控制縫高技術(shù)在D47-11井盒1儲層采用轉(zhuǎn)向劑壓裂，加入上轉(zhuǎn)向劑10t，壓后無阻流量僅0.5448×104m3

10、/d，接近預(yù)測無阻流量0.62.0×104m3/d。從壓裂施工曲線上觀察壓力變化，轉(zhuǎn)向劑加入前壓力36.6MPa，加入后壓力36.31MPa，壓力無明顯的變化（施工曲線見圖2-1所示），說明轉(zhuǎn)向劑沒有起到很好的遮擋作用。分析原因：由于目的層上部泥巖層薄，不能形成有效遮擋，裂縫高度得不到有效控制，壓后井溫曲線（見圖2-3）反應(yīng)壓裂造縫井段2292m2340m，裂縫高度48米，從壓裂模擬的數(shù)據(jù)也可以看出縫高超過40m；表明轉(zhuǎn)向劑未達到預(yù)期效果，轉(zhuǎn)向劑控制縫高技術(shù)尚需深入研究優(yōu)化。壓裂模擬結(jié)果與井溫測井對比結(jié)果見表2-2。 施工排量對裂縫高度有直接的影響，不同的區(qū)塊其排量影響的程度不一樣，

11、可以根據(jù)各個斷塊壓裂施工前后測得的井溫數(shù)據(jù)在直角坐標(biāo)系中，通過描點分析找出排量與裂縫高度的關(guān)系式。一般采用小排量施工可以控制裂縫高度，原因在于小排量施工有利于降低壓裂液在縫中的流動壓力梯度，而且這一結(jié)論已被國內(nèi)外的壓裂實踐所證實。表2-2 D47-11井盒1層壓裂裂縫對比表測井解釋實際射孔砂層井段數(shù)值模擬縫高井溫測試井段mm厚度m層段，mm厚度m層段，mm厚度，m井段mm高度m井段高度m2302.6-2308.25.62304-23073.02299-2320212293-2337.344.32292-234048 圖2-1 D47-11盒1層壓裂施工曲線 圖2-2 D47-11井盒1氣層測井

12、解釋成果圖圖2-3 D47-11盒1層井溫測試結(jié)果壓裂液對裂縫裂縫高度的影響主要有兩個方面：一是壓裂液本身的稠度系數(shù)；另一個是壓裂液向地層濾失系數(shù)。壓裂液的稠度系數(shù)實質(zhì)上反映了壓裂液的粘滯性。降低稠度系數(shù)，有利增加壓裂液在裂縫中的流動性，降低流動壓力梯度，從而有利于增加裂縫長度，控制裂縫高度。相反將有不利于控制裂縫高度。壓裂液濾失系數(shù)對裂縫幾何尺寸有顯著影響，實質(zhì)反映了壓裂液向地層滲透濾失的大小，濾失系數(shù)越大，用于延伸裂縫的壓裂液越少，必然是顯著降低裂縫尺寸。表2-3 部分井采用置段塞+變排量壓裂施工效果井號D47-26H1D47-39H1D47-22S1D12-5S2D12-7S2D35-1

13、7H1D35-17S1D35-17S2下轉(zhuǎn)向工藝小陶5.05.03.62.05.05.01.81.8排量m3/ min1.52.03.02.03.22.03.22.4(停泵)2.84.04.55.02.83.23.52.83.23.52.83.0預(yù)測無阻流量104m3/d0.4-2.23.1-6.51-20.9-2.12.1-3.53.4-5.50.8-1.92.5-4.6實際無阻流量104m3/d6.42711.11751.450.69341.59246.02832.49991.9524 圖2-4 D47-26井盒1層壓裂井溫測試結(jié)果圖 圖2-5 D47-39井盒1層壓裂井溫測試結(jié)果圖為了控

14、制裂縫高度，在大牛地部分井上實施了前置段塞+變排量控制裂縫高度，增加裂縫長度的現(xiàn)場試驗。目的是利用低排量控制裂縫起裂高度，同時由于支撐劑在裂縫中的自然沉降作用，形成平衡砂堤，從而限制裂縫向下部延伸。06年前采用置段塞+變排量壓裂施工工藝施工。從表2-3中可以看出，在施工6井8層中，有50%的井達到或超過預(yù)測無阻流量，其中D47-26盒1層效果最好，獲得了6.4271×104m3/d的無阻流量，遠高于預(yù)測的無阻流量；而D47-39井盒1僅有1.1175×104m3/d的無阻流量，低于預(yù)測的無阻流量。但從壓裂前后的井溫測試來看，見圖2-4和2-5，D47-26盒1層壓開裂縫井段

15、2282.1-2302.9米，縫高20.8米，控制了縫向下的延伸，從而縫長較為理想；而D47-39井盒1層壓開井段為：2295-2330m，總的壓開裂縫高度為35m，沒有達到控制裂縫向下延伸的目的，影響壓裂裂縫長度和壓裂改造效果。效果最差的井D47-39井盒1層的壓后效果不理想，且返排率63%，該井從地層有效厚度、地層系數(shù)、儲能系數(shù)等均較好，但壓裂效果非常差。分析原因主要是對砂體的認識可能存在誤差，另外，壓裂縫高度向下部延伸過多也使得有效裂縫長度較小，影響壓裂效果。因此，該工藝還有待完善。2.2 CO2泡沫壓裂技術(shù)應(yīng)用情況CO2壓裂具有高粘度低濾失攜砂性能好產(chǎn)層傷害小，排泄迅速徹底等特點，適用

16、于低壓低滲透或水敏性地層，下部受水層威脅地層，大段射開用封隔器選壓的油氣井；而大牛氣田有低壓、低孔、低滲和高地層應(yīng)力高毛細管阻力的“三低兩高”特點，適合引進CO2壓裂技術(shù)進行嘗試。因此，借鑒長慶油田CO2壓裂技術(shù)的經(jīng)驗，06年在大牛地氣田引進了CO2壓裂技術(shù)，并在5口井進行了壓裂嘗試，地面泡沫質(zhì)量51.254.4%，地下泡沫質(zhì)量達到60%。CO2泡沫壓裂施工層位包括山1、山2、盒2、盒3儲層，表 2-4 CO2壓裂井測井解釋成果表井號層位自然伽瑪API深測向電阻率 m聲波時差s/m孔隙度滲透率10-3um2含氣飽和度加砂強度m3/m陶粒m3壓裂液返排率%預(yù)測無阻流量104m3/d試氣無阻流量1

17、04m3/dD1-2-33盒25510022880.4606.942581.8240.5734D10-3山1677221870.3603.763286.922.87.80.6D28-1盒24232245121503.75301003.65.52.6948D12-2山25227261130.6406.12 3051.451.53.51.3694D1-1-110盒35229522170.6806.08 3172.32.34.54.1127從表2-4中可以看出，單井加砂量在25-31m3，根據(jù)解釋氣層厚度計算加砂強度為3.75-6.94m3/m，入井CO2占入井總液量的比例為55.0%左右。從以上統(tǒng)

18、計表中可以看出，僅有D1-1-110井盒3層無阻流量達到了預(yù)測無阻流量。表2-5是D1-1-110井盒3氣層及周邊井盒3氣層地層物性及壓裂增產(chǎn)效果對比， D1-1-110井周邊有D1-1-111，D1-1-109，D1-1-97， D1-1-158，通過對比盒3層的地層物性及改造效果可以看出，D1-1-110井盒3層采用CO2壓裂增產(chǎn)效果一般，其地層物性好于D1-1-109，D1-1-158，但增產(chǎn)效果卻介于兩者之間。同樣，表2-6是D1-2-33井盒2氣層及周邊井盒2氣層地層物性及壓裂增產(chǎn)效果對比，通過分析，D1-2-33井盒2氣層地層物性一般，增產(chǎn)效果也一般。因此，我們可以得出同樣的結(jié)論，

19、CO2壓裂增產(chǎn)優(yōu)勢不明顯，未能達到理想效果。分析CO2泡沫壓裂未起到理想增產(chǎn)效果原因主要是儲層物性條件，地層能量，是影響壓裂改造效果的主要因素；通過對D10-3井山1儲層進行裂縫監(jiān)測可以證實這一點，壓裂前后測井溫檢查裂縫高度，井溫微差表明造縫井段在射孔段上下，裂縫高度17m，通過大地電位法監(jiān)測裂縫長度解釋縫長為147m178m，說明裂縫主要在產(chǎn)層內(nèi)延伸，壓裂工藝是成功的，增產(chǎn)效果不明顯是儲層物性條件決定的。另外CO2泡沫壓裂受攜砂能力、設(shè)備等限制，一般規(guī)模均較小，國內(nèi)最高加砂為40m3，也使得大型壓裂改造難以實現(xiàn)；小結(jié)：CO2泡沫壓裂技術(shù)與常規(guī)壓裂液技術(shù)，無明顯增產(chǎn)效果，而且加砂規(guī)模有限，CO

20、2泡沫壓裂技術(shù)在大牛體氣田推廣應(yīng)用有待進一步深入研究。表 2-5 D1-1-110井盒3層及其鄰井盒3氣層測井解釋及改造效果井號層位解釋井段有效厚度m自然伽瑪API深測向電阻率 m聲波時差s/m孔隙度%滲透率×10-3um2含氣飽和度%解釋結(jié)論試氣無阻流量104m3/d加砂量m3加砂強度m3/mD1-1-110盒35680.0氣層4.1127316.08 D1-1-109盒39.6 472632177.0 0.880.0 氣層3.354624.284.9 431522329.0 1.275.0 氣層D1-1-111盒33.3 472132794.0 0.13

21、5.0 差氣層11.002101.84.995.2 391932335.5 0.167.0 氣層7.8 46442396.0 0.130.0 差氣層4.1 464725311.0 0.258.0 氣層D1-1-158盒33.4 47312219.0 0.435.0 差氣層6.2121105.665.1 40322248.4 0.232.0 差氣層3.1 474430811.0 0.456.0 氣層7.9 41342349.0 0.238.0 差氣層表 2-6 D1-2-33井盒2層及其鄰井盒2氣層測井解釋及改造效果井號層位解釋井段有效厚度自然伽瑪深測向電阻率 聲波時差孔隙度滲透率含氣飽和度解釋

22、結(jié)論試氣無阻流量加砂量加砂強度 (m)(API) (m)(s/m)(%)(×10-3um2)(%)104m3m3m3/mD1-2-33盒23.65510022880.460氣層0.5734256.94D1-2-57盒32.4 572092146.0 0.256.0 氣層0.6111108.03 盒23.2 46372377.5 0.252.0 氣層8.1 374423910.0 0.763.0 氣層D48盒26.958.686.5233.27.90.8559.5氣層1.923461.85.3284.753.355.7245.17.70.2548.8差氣層D1-2-58盒25.7 45

23、4126112.0 0.864.0 氣層2.3966210.93 2.3 逐層上返壓裂工藝技術(shù) 該工藝技術(shù)應(yīng)用在大牛地氣田廣泛應(yīng)用，其施工工藝簡單，井下配套工具成熟，砂堵幾率小，施工難度小，能比較準(zhǔn)確反映各個儲層產(chǎn)氣量；缺點是試氣作業(yè)周期長。表2-7 是06年、10年、11年施工井?dāng)?shù)及砂堵井?dāng)?shù)。在后面章節(jié)中，有逐層壓裂工藝和機械分壓工藝的對比，這里不再詳述。表2-7 06年、10年、11年單層壓裂施工井?dāng)?shù)及成功率壓裂方式2006年2010年2011年總井?dāng)?shù)成功率總井?dāng)?shù)成功率總井?dāng)?shù)成功率單壓15894.327492.730797.4 2.4 多層壓裂工藝技術(shù)由于大牛地氣田上古生界儲層自上而下發(fā)育

24、盒3、盒2、盒1、山2、山1、太2、太1七套氣層，加上上石盒子組及下古生界的馬五層，共有九套氣層；具有多層、薄層的特點，為了更好實現(xiàn)多層壓裂改造，根據(jù)儲層特點及層間距大小，合理選用限流壓裂、投球暫堵分段壓裂或機械分壓工藝，一起獲得更好的改造效果；這些年來，在大牛地氣田一直進行多層壓裂改造研究，現(xiàn)結(jié)合現(xiàn)場實際，談一下多層改造工藝的特點及改造效果對比。2.4.1 投球暫堵分段壓裂工藝技術(shù)投球壓裂是在首先壓開的層加砂完成后投入一定數(shù)目的塑料球進行封堵，迫使液體進入未壓開層，通過逐層封堵來實現(xiàn)多層改造，對于投球壓裂可以看成是孔眼壓差無窮大情形的壓裂工藝。工藝成功的關(guān)鍵在于暫堵劑球是否能實現(xiàn)有效封堵，以

25、免僅實現(xiàn)對同一層重復(fù)改造；選層也很重要，如果兩儲層層間距過小，很容易壓竄，導(dǎo)致儲層改造不理想，達不到預(yù)期的產(chǎn)能?，F(xiàn)就大牛地氣田06年、10年、11年投球暫堵分段壓裂改造工藝進行分析。2-8 投球投球分段壓裂施工井?dāng)?shù)統(tǒng)計壓裂方式2006年2010年2011年總井?dāng)?shù)(井)成功率（%）總井?dāng)?shù)(井)成功率（%）總井?dāng)?shù)(井)成功率（%）投球壓裂3100580988.9 從表2-8可以看出，投球壓裂工藝的施工成功率是逐年上升的，表明這種壓裂工藝逐步走上成熟；06年投球壓裂的三口井均未達到預(yù)期的產(chǎn)能，10年投球壓裂的五口井均達到或超出了預(yù)期的無阻流量，11年施工的九口井有四口井均達到或超出了預(yù)期的無阻流量，

26、一口井產(chǎn)氣量接近預(yù)期無阻流量；從這些施工數(shù)據(jù)我們可以看出，投球壓裂工藝比較適合大牛地氣田多層改造，但是，施工工藝還有待優(yōu)化，10年5口井全部達到預(yù)期產(chǎn)能，雖然有地層的原因，但與其合理的選層、最佳的投球比（球和炮眼的數(shù)量比）、優(yōu)化的施工參數(shù)都是必不可少的。以D66-182盒3上+盒3下和D66-183盒1上+盒1下兩口井為例，測井解釋見表2-9，D66-183盒1層的測井解釋顯示的地層物性遠差于D66-182盒3層，但壓裂后的無阻流量卻是D66-182盒3層的18倍；原因有二，一，尼龍球數(shù)量有可能不夠，未能形成有效的遮擋，僅僅改造了盒3下層；二，地層的非均質(zhì)性，砂體分布不連續(xù)，導(dǎo)致測井解釋不準(zhǔn)確

27、。儲層的層間距大小對投球壓裂工藝有著直接地影響，層間距過小，容造成兩層壓竄，不適合采用投球分層壓裂。06年投球壓裂平均層間距（兩射孔段間距）為16.7m，10年投球壓裂平均層間距27.4m，11年投球壓裂平均層間距28.78m。投球壓裂總的平均層間距26.24m，2010年投球壓裂平均層間距最大，增效果最好，充分表明層間距對產(chǎn)能影響很大，層間距27.4米左右的井適合投球分壓。為了更準(zhǔn)確地研究層間距對投球壓裂工藝的影響，在D12-62井山1氣層進行了井溫測試，從圖2-6中可以看出，裂縫上段：上界面在2747米，裂縫下界面在2765米裂縫高度18米，實際射孔段位置2754-2756.5米，表明山1

28、上段完全壓開。 裂縫下段：上界面在2784米，裂縫下界面在2808.5米裂縫高度24.5米，實際射孔段位置2788-2792米，表明山1下段完全壓開。而且兩裂縫間相距19米，表明兩條裂縫未互不連通。同時，也表明投球壓裂工藝所采用的球和炮眼的數(shù)量比一般為1:1.2是有效可行的，它對已改造段實現(xiàn)了有效封堵。從表2-9中可以看出，儲層的層間距小于21米有7口，其中只有一口井產(chǎn)能超出預(yù)期無阻流10井號層位尼龍球個數(shù)兩段射孔段層間距解釋井段有效厚度(m)自然伽瑪(API)深測向電阻率(m)聲波時差(s/m)孔隙度(%)滲透率(×10-3um2)含氣飽和度(%)預(yù)測/試氣無阻流量104m3加砂量

29、m3加砂強度m3/mD23-3太2+山2/19.56.154512388.80.555.02-4/0.729470.25.756.165652307.50.354.01.8411542136.60.667.01.941942268.30.365.0525.424.5561972106.00.263.01.4361052096.10.252.0D47-38山2/163.05176234100.5602-3/1.20338.87.462.2591182237.00.460.02.757822349.00.455.040.63.94200.460.0D35-22太2/14.

30、56.6442672226.70.4653-5/2.8690.26.492.6671222236.70.257.04.3801572145.40.255.056.84.21D1-1-186山2+山11681623.3631182279.71.055.61.5-4/5.85544.2/41.97.17/7.9D1-1-188山1上+山1下1202629.761612248.50.859.69.7-13.5/13.74776.2/40.687.93/5.16D1-1-190山1上+山1下6017.57.381722337.80.553.81.0-2.2/1.032536.6/36.64.8/4.7

31、6D1-4-123盒2+盒37239.59.552.61152317.20.8756.92-4/3.10634.2/32.454.32/3.95D66-94盒2+盒348388.446.6732347.90.6453.92-4/2.212618.96/32.565.21/5.54D10-15山2上+山2下7224.55.24428241110.50532.3-4.7/0.58753.56.6435010924390.45047.26.65D12-62山1上+山1下6031.52.881.2552157.50.2826.52.5-5.1/0.742351.27.418.084.0262308.5

32、0.3653.744.26.35D12-53盒1上+盒1下963711.054.6672308.90.3454.52-4/1.909249.7/43.27.32/6.69D12-62盒1上+盒1下7228.58.945.21102379.40.4611.7-4.3/4.983817.3/31.55.58/6.01D66-182盒3上+盒3下96168.045.44324510.61.4755.84.7-7.4/0.103832.5/24.25.23/5.18D66-183盒1上+盒1下7225.56.752.946.32259.40.4148.61.8-3.8/1.839956.8/16.56

33、.55/4.89D66-185山2上+山2下9640.513.558.9110.42196.40.1952.21.3-3.3/1.674646.7/43.57.98/7.69D66-203山2上+山2下72214.959.189.921710.40.4956.31.7-3.8/0.340856.1/26.97.88/5.71D66-212山2上+山2下6034.53.46154243110.6591.2-3/3.4348633.76.332.44831823090.45631.65.43表2-9 投球分段壓裂施工井地層參數(shù)及效果對比量，另一口井勉強達到預(yù)期無阻流量，其余5口井均未達到預(yù)期效果；

34、這也解釋了D66-182盒3層的測井解釋顯示的地層物性遠優(yōu)于D66-183盒1層而產(chǎn)能卻遠低于D66-183盒1層，主要是由于層間距過小，裂縫互相溝通，從而造成儲層未得到有效改造造成的。圖2-6 D12-62山1層壓裂井溫測井成果圖因此，我們可以得出這樣的結(jié)論，由于直接影響縫高，在目前常見3.5m3/min左右的排量下，儲層的層間距小于21米、遮擋層發(fā)育不好的井，不建議采用投球分段工藝，層間距27.4米左右的井適合采用投球分段工藝；1:1.2的投球比例是合適的。2.4.2 限流壓裂工藝技術(shù)限流壓裂是通過嚴格限制炮眼的數(shù)量和直徑，以盡可能大的排量注入，在井底產(chǎn)生盡可能高的壓力，使破裂壓力接近的地

35、層相繼被壓開，達到能夠同時處理幾個層的目的。該技術(shù)已在國內(nèi)各大油田廣泛使用。大牛地氣田，針對多層籠統(tǒng)合壓效果不理想的基礎(chǔ)上，配合機械分層壓裂，為實現(xiàn)對各層的充分改造，開展了限流壓裂試驗，通過井溫測試、壓后效果對比，來探討限流壓裂工藝技術(shù)在大牛地氣田的實用性。06年有6口井進行了限流壓裂實驗，10年有四口井進行限流壓裂改造，11年沒有采用限流壓裂工藝技術(shù)。詳情見表2-10 06年、10年限流壓裂井測井解釋及施工效果對比。通過對比，我們可以看出，限流壓裂工藝增產(chǎn)效果并不理想，僅有一口井達到了預(yù)期無阻流量；對比3口井的井溫測試解釋成果。見表2-11，表明目的層均得到了有效改造，尤其是D1-4-58井

36、，山1與山2層相距71.8m，但同時得到了有效改造，形成了相距79m兩條造縫井段，表明限流壓裂工藝技術(shù)是成功的。但是，限流壓裂采用大排量進行施工，不利于造長縫，不符合大牛地氣田三低兩高的地層特點，造成改造后增產(chǎn)效果不很理想。因此，雖然限流壓裂可以達到一次壓裂改造多層的目的，同時極大地縮短了作業(yè)周期，節(jié)約了作業(yè)費用，但增產(chǎn)效果不理想，不建議在大牛氣田大規(guī)模使用。表2-10 06年、10年限流壓裂井測井解釋及施工效果對比井號 層位井段mm射孔數(shù)量 兩射孔段層間距孔隙度%滲透率10-3m2含氣飽和度%施工排量m3/min加砂量加砂強度預(yù)測無阻流量×104m3/d試氣無阻流量×10

37、4m3/dD47-8 山1 2495.4-2498.0 833.880.4555.0-5.142.27.42-42.5012太2 2531.8-2534.9 86.40.450D47-34 山2 2397-2400.1 6358.90.6475.0-5.153.44.812-41.5215山1 2434.8-2436.7 6110.8712449.6-2455.7 96.40.347D1-1-57 盒3 2751.3-2753 230.16.50.3455.5-5.6753.157-115.86092753.4-2755.0 480.4652755.8-2758.9 360.2452759.3

38、-2760.7 150.1482778.6-2782.3 260.2402782.3-2787.0 490.460盒2 2801.1-2804.3 390.6652804.3-2808.7 160.247D47-33 山1 2631.4-2637.1 415.370.3405.0-5.1723.335-82.8337太2 2652.4-2657.5 570.5702658.3-2662.8 270.2402670.9-2672.1 47.20.2652672.8-2673.7 16.50.2452676.9-2681.1 4100.370D1-1-186盒32942.2-2946.167/24

39、80.5385.0-5.154.44.253-5.51.30372950.2-2955.8690.7404.882977.2-2981.569.51.0634.59D1-4-175山23299.2-3304.7578.5 0.8455.5954.84-70.597山13355.1-3364.79.51.0553406.5-3414.180.852D1-4-58山12933.9-2936.4859.22.50.3525.5555.612.5-51.37372938.9-2943.844.90.245山22872.3-2874.782.40.454表2-11 3口井壓后溫測井解釋成果井號層位施工井

40、段，m造縫井段m-m裂縫高度，mD47-8S12492.0-2497.02492-250210T22531.0-2535.02528-25379D1-1-57H32751.3-2760.72750-2761 112778.6-2787 2781-27909H22801.1-2808.72802-282018D1-4-58S12933.9-2936.42938.9-2943.82931-294411S22872.0-2874.72865-2876132.4.3 機械分層壓裂工藝技術(shù)機械分層壓裂主要是通過下封隔器串，將各個目的層隔開，壓完一層后，通過投球器和井口閥分別投入不同直徑的鋼球，逐次將滑套

41、憋到噴砂器內(nèi)堵死水眼，進行下一層壓裂的壓裂工藝。機械分壓作業(yè)周期短比常規(guī)壓裂縮短一半以上，而且不需要在施工上一產(chǎn)層前打水泥塞或下橋塞封堵，減少對地層的在污染，同時又少起下了1-3趟管柱，節(jié)約了人力物力，減少了試氣成本。目前已在國內(nèi)大多數(shù)油田中試驗應(yīng)用，大牛地氣田經(jīng)過幾年的試驗，也取得了良好的應(yīng)用效果。雖然各家應(yīng)用的工具結(jié)構(gòu)各不相同，但管柱結(jié)構(gòu)基本一樣，均采用投球打滑套來實現(xiàn)分段壓裂，目前大牛地機械分壓所應(yīng)用的封隔器主要來自中原、遼寧阜新及寶雞瑞林。06年、10年、11年三年共應(yīng)用了107井層，詳情見表2-12。表2-12 06、10、11三年機械分壓井井?dāng)?shù)統(tǒng)計壓裂方式2006年2010年201

42、1年總井?dāng)?shù)（井)成功率（%）總井?dāng)?shù)(井)成功率（%）總井?dāng)?shù)(井)成功率（%）投球壓裂2988.93473.54493.3注：本表的成功率是按每層成功次數(shù)累計計算出來的，不成功因素包括砂堵、封隔器失效以及滑套打不開或打落不完全而無法施工。2.4.3.1 施工分析2006年，2井次（D23-3井山2層、D23-6井山1+山2層）封隔器失效， 1井次（D1-2-42井山+盒2）砂堵；1口井進行了四段壓裂，其它均為兩段。而2010年，5井次砂堵，4井次滑套打不開或打落不徹底，2井次砂量未加夠，2井次封隔器失效，其中有一口重新起泵，提排量后又座封??；15口井進行三段壓裂改造，有4井次不成功；19口井進行

43、了兩段改造，有5口井施工不成功。2011年，7口井砂堵，2口井封隔器失效，2口井滑套打落不徹底；2口井進行了2段壓裂改造，有1層次砂堵；11口井進行了4段壓裂改造，有1層次砂堵；31口井進行了3段改造，5井6層次砂堵；其中，2口井滑套打落不徹底的井經(jīng)過反復(fù)起泵，最終壓力恢復(fù)正常，完成了施工。2006年，在機械分層壓裂成功的27口井58層中，施工排量2.94.1m3/min，平均施工排量3.56m3/min，平均砂比范圍17.7%27.5%，平均各層砂比為25.04%， 平均單層加砂39.5m3，平均每米氣層加砂5.8m3/m。壓后獲得無阻流量66.3184×104m3/d，平均每層獲

44、得無阻流量1.1434×104m3/d。在2010年施工的34口井中，施工成功的25口井61層中，壓后獲得無阻流量88.4694×104m3/d，平均每層獲得無阻流量1.4503×104m3/d，除去D1-2-79這口無阻流量20.04×104m3/d的高產(chǎn)井，平均無阻流量1.1798×104m3/d。2011年施工的施工的44口井中，39口井125層的試氣總無阻流量為139.8217×104m3/d，平均每層獲得無阻流量1.186×104m3/d。其中， D61區(qū)塊機械分壓3井10層次，平均每層獲得無阻流量0.5329&#

45、215;104m3/d，D12區(qū)塊機械分壓5井16層次，平均每層獲得無阻流量0.7383×104m3/d，D66區(qū)塊機械分壓31井99層次，平均每層獲得無阻流量1.2392×104m3/d。充分表明D66區(qū)塊地層物性明顯優(yōu)于D61和D12區(qū)塊好，是高產(chǎn)區(qū)。通過對比可以發(fā)現(xiàn)，這三年來機械分壓井成功率各不同，但2011年吸取了2010年施工經(jīng)驗，施工成功率得到了極大的提高，也表明機械分壓工藝在大牛地氣田日趨成熟；從每層平均增產(chǎn)效果，增產(chǎn)效果基本一致，表明大牛地氣田自2006年至今，各層物性變化不是很大。2.4.3.2 影響機械分壓的因素 影響機械分壓施工的因素主要有以下幾種：

46、井斜度 在井斜度較大的井，滑套打不開或打落不徹底，導(dǎo)致超壓而無法施工幾率較高。原因可能在于，斜井中滑套靠地層一側(cè)易出現(xiàn)沉砂，當(dāng)球下落到滑套上時，由于有積砂而無法把球座座死，留有空隙，因此，打落滑套壓力較高且不易完全打落。建議在施工中，首先改變送球工藝，變球自然沉降到滑套上為用壓裂液送球并打落滑套，優(yōu)點有二，一，避免砂子自然沉降而下沉在球座上，導(dǎo)致球和球座接觸不緊密，從而造成滑套打不開或不完全打落；二，采用壓裂液送球時，球本身有相當(dāng)?shù)膭恿亢蜎_量，對球座產(chǎn)生一定的撞擊力，更容易促進滑套的打落。其次，在送球前，建議將混砂車混漿池中的砂子完全送入管匯后，繼續(xù)頂替1-2 m3壓裂液后在送球，這樣可以保證

47、這部分液體能將球座上面的沉砂沖洗干凈，球能順利坐落在球座上。在大斜度井中，由于管柱彎曲變形也容易造成球無法到位或打不開滑套而無法施工，D66-104井就是由于管柱變形而無法施工。由于斜井的管柱及工具的特殊性，為保證施工的成功率，減少不必要的浪費，大斜度井慎用機械分壓。2 井下工具不同廠家生產(chǎn)的封隔器質(zhì)量相差較大，常見問題有，滑套打不開或打落不徹底，封隔器自然解封，封隔器座封不住，滑套打落不明顯。例如，中原的封隔器無論施工成功與否，滑套打落跡象都不明顯。在D1-1-195井盒1氣層施工中，打滑套時出現(xiàn)超壓，停泵后油壓和套壓平衡，再次起泵后，套壓很快超壓，反復(fù)幾次起泵后，封隔器仍無法座封；停止施工

48、，后來發(fā)現(xiàn)，水力錨出現(xiàn)問題，無法收縮。在D1-1-199井盒3層施工時，前置液階段，封隔器突然失封，經(jīng)請示，停泵，隨后重新提排量坐封住封隔器，保證了后續(xù)施工。僅2010年，有5口井滑套打不開或打落不徹底，造成超壓而無法施工。3 施工工藝合適的工藝是提高機械分壓工藝成功率的有效保證。首先，由于機械分壓井需要送球，球在管柱內(nèi)的運行不規(guī)律造成送球液的實際量不宜確定，因此要適當(dāng)增加壓裂液配置數(shù)量。其次，機械分壓井由于滑套的節(jié)流作用，導(dǎo)致施工壓力過高，排量提不上去，從而限制了縫高和縫寬的發(fā)育，不利于造縫；因此，要適當(dāng)加大前置液比例，把裂縫造好，便于后期加砂；在水平井壓裂過程中，前置液比例一般在40%左右

49、，而機械分壓井前置液比例一般在30%左右，水平井施工的成功經(jīng)驗告訴我們，適當(dāng)提高前置液比例有利于提升施工成功率。再次，機械分壓工藝會不可避免的造成先施工的層位壓裂液在地層停留時間過長，因此，要適當(dāng)減小過硫酸銨破膠劑的加入量，或者加入膠囊破膠劑；但是，為了防止上一層施工中現(xiàn)砂堵后，需要放噴排液而交聯(lián)液不破膠的問題，可在28%砂比段起加入適量過硫酸銨破膠劑。選層選井 層位的選擇決定了機械分壓井改造效果。結(jié)合我們自己現(xiàn)場施工經(jīng)驗，得到以下結(jié)論。首先，根據(jù)測井解釋來選擇層位，測井解釋相差比較大的井，不建議采用機械分壓；其次，層間距過小的井，也不適合采用機械分壓。例如，某井太2層測井解釋比較好，砂體比較

50、厚，適合大排量、大規(guī)模改造，而山1層與盒3層測井解釋一般，砂體薄，層間距適中，不適合進行大排量、大規(guī)模改造，這樣的井就不是適合采用3層一起機械分壓，因為壓裂管柱的尺寸難以選擇，同時也無法實現(xiàn)對各儲層有針對性的有效改造。這樣的井，太1層單層壓裂，山1層和盒3層采用機械分壓。2.4.3.3 施工效果分析通過和鄰井及儲層物性相近的井進行對比，探討機械分壓井和常規(guī)逐層上返井哪一種工藝改造效果更適合提高產(chǎn)能。以D66區(qū)塊的D66-102井太2+山2+盒3層三層機械分壓為例，詳情見表2-13，2-14。表2-13 D66-102井及周圍井相同層位的測井解釋井號層位自然伽瑪電阻率聲波時差補償中子補償密度泥質(zhì)

51、含量孔隙度滲透率含氣飽和度真厚度D66-93太267.14109.95212.125.592.447.7310.160.7352.9430山258.752.61249.9111.662.428.2111.040.8058.6515盒336346233102.446.510.51655.1D66-100太271.73166.95208.345.242.5114.127.610.4949.8122.3山256.5247.74246.2513.362.4912.0910.010.8650.7515.1盒350.81122220.394.642.5313.337.550.4154.4515D66-102太262.74120.35218.595.772.547.068.010.7