页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策

泵送桥塞+射孔联作分段压裂近年来在国内外页岩气藏及致密气藏开发中广泛应用。在页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂实践中遇到了泵送桥塞因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2簇射孔只射1簇、连续油管射孔意外丢手等各种问题。针对所出现的问题进行原因分析,制定了防范措施和解决方案,现场实施后各页岩气井水平井段的压裂改造施工得以完成,所取得的经验和教训可供今后同类井施工借鉴和参考。     

分簇射孔—复合桥塞联作分段压裂技术

正随着国内页岩气、致密油气的开发,在水平井施工中,分簇射孔—复合桥塞联作的分段压裂开发模式得到广泛应用。与其他开发模式相比,它具有可实现大排量注入、分簇射孔、分段体积压裂和作业效率高等优点。分簇射孔—复合桥塞的分段压裂的核心技术为水力泵送工艺技术、多级点火分簇射孔技术、快钻复合桥塞技术、滑溜水多段体积压裂技术。前三项技术由射孔施工队伍承担完成。分簇射孔—复合桥塞分段压裂示意图将水平井段分成若干段(一段的控制距离为     

缝内填砂暂堵分段体积压裂技术在页岩气水平井中的应用

针对四川盆地页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺的情况,采用了缝内填砂暂堵分段体积压裂新工艺。采用理论分析的方法并结合技术实践经验,建立了连续油管多簇喷砂射孔参数和缝内填砂暂堵参数优化设计方法,解决了页岩气套管变形水平井ZJ-1井大规模分段压裂的技术难题。现场施工论证和应用效果表明:①页岩气水平井连续油管多簇喷砂射孔缝内填砂暂堵分段压裂技术,可以对储层水平井段进行选择性分段压裂;②可在不使用机械封隔的条件下实现大规模分段压裂且分段效果稳定可靠,压裂作业效率与常规桥塞分段相当;③压裂后井筒实现全通径,可直接放喷测试,节约了占井时间。采用该缝内填砂暂堵体积压裂工艺技术在ZJ-1井实现了14段成功作业,获得同常规桥塞分段相当的SRV有效扩展体积和比同平台邻井更高的产气量,为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。     

无限级滑套分段压裂技术在涪陵页岩气的应用

川渝地区页岩气储层分段工艺主体采用泵送桥塞—射孔联作分段压裂工艺,桥塞主要以常规复合材料桥塞为主,同时开展全可溶性桥塞现场应用。泵送桥塞—射孔联作分段压裂工艺具有可靠性高、压裂层位精确、压后井筒完善程度高、级数不受限、施工排量大、施工风险小、砂堵易处理等优点,但同时也存在施工规模大,开采成本高,采用多簇射孔技术无法实现均匀改造,且压裂后需要通井钻磨作业,井筒占用周期长等缺点。为了解决泵送桥塞—射孔联作分段压裂工艺存在的缺点,2015年涪陵地区首次引进了连续油管无限级滑套分段压裂技术,并成功实现了施工现场应用。主要介绍连续油管无限级滑套分段压裂技术工艺原理、工艺流程及现场应用情况,对国内页岩气压裂新技术探索与应用具有一定的指导意义。     

丁页2HF井分段压裂配套技术的研究与应用

丁页2HF井是中石化部署在重庆丁山构造的一口页岩气水平预探井,该井垂深4417m,斜深5700m,水平段长1034,井底温度达到145°,实现页岩气水平井分段压裂工艺具有很大的挑战性。文章重点介绍了深井电缆泵送射孔-桥塞分段压裂技术方面取得的一些关键配套技术,包括水平井电缆输送射孔-桥塞分段封堵技术、分段压裂优化设计技术等,填补了国内深井页岩气压裂的技术空白,为深层页岩气的勘探开发具有好的指导作用。     

可溶桥塞与分簇射孔联作技术在页岩气水平井的应用

桥塞是页岩气水平井分段压裂开发中一项重要的暂封工具。文章介绍了分簇射孔与桥塞联作基本原理及国外三种先进的可溶桥塞,重点阐述了可溶桥塞具有的自动可溶解、无需连续油管钻磨桥塞且保持井筒全通径、经济时效性高等技术特点和优势。基于X井的基本井况,进行了可溶桥塞与坐封工具优选,管串设计与泵送排量模拟等设计工作,在该井进行了25个可溶桥塞的应用,均一次坐封成功并顺利完成坐封段的压裂改造。通过现场作业情况表明了可溶桥塞坐封可靠,暂堵效果良好,满足深井长水平段分段压裂的要求,在页岩气水平井开发中具有重要的推广应用价值。     

涪陵页岩气田焦石坝区块压裂试气工艺技术综述

研发并应用了具有自主知识产权的"泵送桥塞+射孔联作"工艺技术,完善了长水平段连续油管钻塞工艺技术,形成具有涪陵特色的"进站测试"工艺技术、页岩储层精细分簇差异化压裂设计技术,掌握了适应于不同小层的页岩气水平井分段压裂工艺参数优化技术,建立了页岩气水平井压后评估技术。     

连续油管分簇射孔技术及应用

目前页岩气井的压裂工艺普遍采用快钻桥塞分段套管压裂,使用电缆传输泵送射孔枪及桥塞。这要求对第一段射孔后,实现井筒与地层的连通且要达到泵送射孔枪及桥塞的排量要求,方可实现电缆传输泵送射孔枪及桥塞。由于电缆传输在水平井所用的爬行器速度慢、可靠性差,因此连续油管传输射孔被广泛应用于水平井第一段的射孔。由于连续油管所用的防喷管高度的限制,对第一段分多簇进行射孔往往达不到泵送的排量要求,既增加施工时间,也增加了工作液的使用量,因此实现连续油管分簇射孔是非常必要的。为此,在常规液压起爆器的基础上,进行改进,使用两个液压起爆器,一个安装于射孔枪下端,传压孔为侧孔,通过环空加压起爆;另一个安装在射孔枪上端,通过连续油管内加压起爆,射孔管串中不接筛管。水平井连续油管传输分簇射孔技术在焦页9 2HF井首次应用,获得了较好的应用效果。并对三簇及三簇以上连续油管分簇射孔的实现提出了相关建议。     

上倾井泵送分簇射孔与桥塞联作技术

储层倾角、钻井井眼轨迹控制等因素导致一些页岩气水平井井眼轨迹上倾,上倾井电缆泵送桥塞与分簇射孔联作存在诸多安全风险。根据偏心圆环间隙流理论建立了上倾井泵送推力计算模型,给出了上倾井泵送排量及上顶排量的计算方法,并采用ANSYS-Fluent仿真软件对泵送推力计算模型进行了验证分析。通过研究形成一套上倾井电缆泵送桥塞与分簇射孔联作技术。应用表明,该技术可有效防止上倾井射孔管串在坐封桥塞和射孔过程中发生反冲下滑,避免电缆受损或被射流射断等工程复杂情况。     

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。     

国内外页岩气水平井分段压裂工具发展现状与趋势

页岩气作为典型的非常规油气藏资源,具有低孔隙度、极低基质渗透率等特征,实施水平井分段压裂改造已成为实现页岩气藏高效开发的关键技术。国外北美地区页岩气开发已实现商业化,并形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术及配套工具。国内页岩气开发工艺和自主工具研制均取得了很大的进步。通过调研桥塞/球座+分簇射孔联作、套管固井滑套等页岩气水平井分段压裂技术,介绍了复合桥塞、可溶性桥塞、OptiPort、FracPoint等不同工具的工作原理及结构组成,简述了不同工具的国内外应用现状,对比分析了不同工具的性能特点,指出可钻式复合桥塞系列化研究、可溶性工具的技术攻关及无线智能滑套工具的先导性研究为今后研究的重点攻关方向。     

元坝气田HF-1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

陆相深层页岩储层的改造难度比普通浅层页岩储层更大,其主要的改造措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元页HF-1井便是四川盆地元坝气田的1口陆相超深页岩气水平探井,完钻斜深4 982m,垂深3 661.80m。为此,在分析陆相超深页岩储层改造技术难点和试验研究的基础上,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案:采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术,进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂外,后续各段均采用地面泵送"电缆+射孔枪+可钻桥塞"工具串,入井至预定位置,电缆点火座封、桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔,随后进行分段压裂,施工结束后快速钻掉桥塞进行测试。现场实践结果表明:超深页岩气储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。该井的储层改造成功为以后国内深层页岩气水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

可降解桥塞中心管力学性能分析

泵送桥塞水平井分段压裂技术是目前页岩气开发的主体技术。设计了一种由可降解粉体材料加工而成的新型可降解桥塞中心管,对可降解桥塞中心管承压进行理论计算,并对桥塞中心管进行坐封过程和压裂过程的有限元分析,为我国提升泵送桥塞水平井分段压裂技术奠定坚实的技术基础。     

水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术在AP959井的应用

为了解决鄂尔多斯盆地致密油藏水平井压裂改造过程中单层改造规模小、压后裂缝形态单一、作业周期长等问题,提出了水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术。该技术利用水力泵送的方式将封隔桥塞推放到预定位置,通过多级点火装置进行多簇定位射孔,裂缝起裂位置准确,施工排量大,而且分段压裂级数不受限制。AP959井压裂微地震检测表明,分段多簇射孔、多簇同时起裂方式比单段射孔、单段起裂方式更利于利用应力干扰,形成复杂裂缝,与相同储层条件下的邻井相比,加砂总量增加1.5倍,单井产量提高50%,达到"体积压裂"的效果。     

114.3mm套管水平井试气用桥塞室内试验研究

"水力泵入式桥塞+多簇射孔压裂技术"是北美地区页岩气、致密油实现经济有效开发的主体技术,具有大排量注入、多簇射孔、分段压裂、作业效率高等优点。近几年,国内各油田均开展了相关研究与试验。为了优化和提高长庆气田的水平井试气工艺,需要研发适合该工艺的可钻铣桥塞。介绍了适用于长庆气田114.3mm套管水平井试气用桥塞的工作原理、结构设计、材料选择,并通过室内试验,对桥塞的性能进行了评价,为该桥塞投入现场试验提供技术依据。     

川南页岩气套管变形井分簇射孔管串 泵送工艺分析

川南地区的页岩气水平井的套管变形严重,影响分簇射孔管串的泵送作业时效和安全,成为制约页岩气高效开发的“卡脖子”因素。针对短期内无法完全消除套管变形的现状,分析套管变形后的主要形态与尺寸,介绍了利用CCL信号曲线与井口电缆张力变化快速判别套管变形井中泵送遇阻、遇卡的方法。对比研究了常规分簇射孔管串与小外径分簇射孔管串在不同井斜角的水平井段内的泵送参数匹配关系,当小外径分簇射孔管串的桥塞直径为ø85～88 mm、泵送设计排量为3.0～3.2 m³/min、泵送设计速度为2 500～3 000 m/h时,可有效确保变形139.7 mm(51/2英寸)套管内泵送作业的安全性及时效性。     

桥塞与分簇射孔联作工艺及其在川渝页岩气区的应用

基于桥塞与分簇射孔联作工艺的基本原理和特点,重点阐述了该联作工艺配套的相关技术,包括封堵压裂桥塞、分簇射孔器、多级点火控制技术、泵送作业控制以及井口电缆防喷技术和泵送作业可视化辅助软件等。通过近年来在川渝地区各页岩气区块近200井次、4 000余段的泵送桥塞与分簇射孔作业,表明了该项工艺及配套技术已趋近成熟,具有很高的安全性、适用性和经济时效性。结合近年的实际作业情况提出了相关的建议。     

非常规油气水平井管内多级分段压裂新技术

非常规油气藏开采难度大,开发成本高,原有的水平井管内分段压裂技术存在分段级数少、压裂规模小等问题,无法满足非常规油气资源高效开发的要求。为此,分析了水平井泵送桥塞、固井投球滑套、连续管拖动封隔器等多级分段压裂新技术,其中,泵送桥塞射孔多级分段压裂技术分段级数不受限制,适合大排量、大液量压裂要求,是页岩油气开发的利器。固井投球滑套分段压裂技术滑套可重复开启,能满足选择性生产、堵水及重复性压裂的需求。各种水平井管内多级分段压裂新技术的成功应用,为非常规油气藏开发提供了强有力的技术支持。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

川西气田可钻桥塞分段压裂技术

可钻桥塞分段压裂既能同时满足不限级数和大排量压裂的需求,又能满足压后井筒畅通,利于井下作业和生产,对非常规油气藏体积压裂具有较强适应性。通过分簇射孔参数优化、分段压裂参数优化,配套桥塞选型及井口装置、泵送及钻磨参数研究,形成了可钻桥塞分段压裂技术,解决了大排量压裂与井筒畅通的矛盾,在川西气田开展三井次先导试验,最大分段数达到15段,最多射孔簇数43簇,最高施工排量18 m3/min,压后成功钻磨桥塞。