平井双封单卡分段压裂技术.
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望
浅析水平井分段压裂工艺技术及展望摘要：随着油田开发进入后期，产油量下降，含水量大幅上升，开采难度增大。
大力开采低渗透油气藏成为增加产量的主要手段。
而水平井分段压裂增产措施是开采低渗透油气藏的最佳方法。
水平井分段压裂技术的应用可以大幅提高油田产量，增加经济效益，实现油气的高效低成本开发。
本文介绍国内水平井分段压裂技术，并对水平井分段压裂技术进行展望。
关键词：水平井；分段压裂；工艺技术1水平井技术优势目前水平井已成为一种集成化定向钻井技术，在油田开发方面发挥着重要作用。
通过对现有文献进行调研,发现水平井存在以下技术优势：水平井井眼穿过储层的长度长，极大地增加了井筒与储层接触面积,提高了储层采收率;仅需要少数的井不但可以实现最佳采收率，而且在节约施工场地面积的同时降低生产成本，以此提高油田开发效果；水平井压力特征与直井相比，压力降低速度慢,井底流压更高，当压差相同时，水平井的采出量是直井采出量的4~7倍;当开发边底水油气藏时，若采用直井直接进行开采虽然初期产量高但后期含水上升快，而水平井泄油面积大，加上生产压差小,能够很好的控制含水上升速度,有效抑制此类油藏发生水锥或气锥;能够使多个薄层同时进行开采,提高储层的采出程度。
2水平井压裂增产原理水平井压裂增产的过程:利用高压泵组将高黏液体以大大超过地层吸液能力的排量由井筒泵送至储层，当达到地层的抗张强度时，地层起裂并形成裂缝,随着流体的不断注入，裂缝不断扩展并延伸,使得储层中裂隙结构处于沟通状态,从而提高储层的渗流能力，达到增产的目的。
水平井压裂增产原理主要包括以下四方面:增加了井筒与储层的接触面积，提高了原油采收率;改变了井底附近渗流模式，将压裂前的径向流改变为压裂后的双线性流，使得流体更容易流人井筒，降低了渗流阻力;沟通了储层中的人造裂缝和天然裂缝，扩大了储层供油区域，提高了储层渗流能力。
降低了井底附近地层污染，提高了单井产量。
3国内水平井分段压裂技术3.1水平井套管限流压裂对于未射孔的新井，应采用限流法分段压裂技术。
双封单卡压裂工艺技术探讨
历 害 ，使得 坐封时 受力较 均匀 ，提高 了封隔器坐 封可 靠性 。 ４ ． 防卡 与脱卡 ４ ． １防卡设计
４ ． １ ． １工 具设 计 时 ，对 封 隔器 等 配套 工 具 外 径和 长 度 都 进 行 了优 化 ，将它 们 减小 到最 小 ，以提 高造 斜段 通过 能 力强 。统 计水 平 井完钻 数 据 ，最 小 曲率 半径 ８ ４ ． ５ ｍ，允许 组合 管 串 工具 最 大长 度 ２ ． ８ １ ｍ，而 双 封单卡 单级管 串长度 为 ２ ｍ 左右 ，符合 要求 。 ４ ． １ ． ２水力 锚 采用 防砂管 内衬 设 计 ，可 防止 压 裂砂 进入 锚 爪 内部 ， 阻碍锚爪 的顺 利回收 。
压 裂时 ，一 定流 速 的高压 液体 经 过导压 喷砂 封 隔器 内的 节流 嘴形 成压 降 ，在管 柱 内外造成 节流压 差 ，使上 下封隔 器坐封 ，隔离 目的层 ， 对该 层进 行压裂 。压裂 完停 泵 ，管柱 内外 无压 差 ，上下 封隔 器 自动解 封 即 可上 提 管柱 进 行 另一 层 段 的压 裂 。该 层段 压 裂 完 成后 ，停 泵 ， 胶 筒 自然 回收 ，控 制油 管 闸门放 喷 ，放喷 结束 ，反 洗 后上提 管柱 至 下 段压裂 位置 ，憋 压重 新坐 封封 隔器 ，完成对 下一 段 的压 裂 。重复 上 述 过程 ，通过层层 上提 ，完成对 多个层 段的逐级 压裂 。 同 时优 良材质 的 采用 ，提 高了 喷嘴耐 磨性 和 封隔 器耐 温性 及抗 压
工艺 设备 蕤
Ｃｈｉ ｎａ Ｃｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔｒ ａ ｄ ｅ
中国化工贸易
第１ １期
２ ０ 年１ １月
双 封 单 卡压 裂 工艺 技术 探 讨
张 群双
水平井压裂工艺介绍(3)
2）、封隔器分段压裂为了解决段塞分段压裂工艺可靠性的问题，研究形成了封隔器分段压裂工艺。
主要有单封隔器+桥塞分段环空封隔器分段2种。
1)单封隔器+桥塞分段其基本步骤是先射开第1段，通过油管进行压裂；射开第2段，上提桥塞封堵已压开井段通过油管压裂，根据需要重复该步骤。
优点是：①工具简单，具备双封分压的能力；②对水平井筒的封隔有效可靠，能够保证形成相互独立的裂缝系统；③封隔工具性能良好，操作简单。
缺点是：①施工周期长，每次施工后需下入工具打捞桥塞；②封隔器存在砂埋或砂卡的风险。
2)环空封隔器分段将封隔器下到设计位置，从油管内加一定压力坐封环空压裂封隔器，从油套环空注液完成施工解封时，油管加液压剪断解封销钉同时打开洗井通道，确保洗井正常后能起出管柱，该管柱一次只能压开一条裂缝。
大庆油田在环空封隔单压管柱的基础上，通过优化封隔器结构和性能，形成了环空单封双压管柱，实现了从油管油套环空一次压裂两层目的。
（3）、封隔器+滑套喷砂器水平井分段压裂其基本步骤是一次射开全部待压裂井段，利用导压喷砂封隔器的节流压差坐封封隔器首先通过油管直接压裂下层，滑套喷砂器处于关闭状态；下层压裂后，停泵由井口投球，待其落到滑套喷砂器位置后，向油管加压，液压推动钢球打开滑套喷砂器喷砂孔，进行第2段压裂。
根据需要重复上述步工艺优点是：1）一趟管柱可完成多段的定点改造，针对性强；2）井下工具少，工序简单，作业效率高，工艺管柱性能可靠；3）可以同时满足浅中深水平井分段压裂的要求；4）工艺管柱和封隔器不受卡距的限制，可同时满足短射孔井段长射孔井段多裂缝的改造要求。
缺点在于：1）要求井径规则固井质量好；2）封隔器易砂埋管柱上提困难；3) 分段数受到压裂管柱通径的影响，分段数一般小于4级。
低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用
低渗油田开发中水平井分段压裂技术的运用低渗油田在我国油田开发中，具有极为重要的价值。
而对于低渗油田来说，随着建设时间的延长，其普遍出现原油产量下降以及综合含水量上升等问题，这将直接导致低渗油田的开采成本不断提升，最终严重影响了我国低渗油田开发的经济效益。
经过实践证明，将水平井分段压裂技术应用在低渗油田开采过程中，能够有效提高我国低渗油田开发的经济效益。
因此，在接下来的文章中，将以低渗油田开发中的水平井开发以及低渗油田开发中水平井压裂造缝原理为切入点，重点对低渗油田开发中水平井分段压裂技术及应用做出深入的剖析。
标签：低渗油田；开发；水平井；分段压裂；技术运用0 引言在进行油田开发工作中，储油层的渗透率是直接影响油田产量以及开采率的重要因素。
而对于石油储油层的渗透率来说，主要包括高渗透油田、中渗透油田和低渗透油田三种类型，其中低渗油田的开发，具有极为重要的研究意义。
1 低渗油田开发中的水平井开发以及低渗油田开发中水平井压裂造缝原理1.1 低渗油田开发中的水平井开发在实际低渗油田开采工作中，水平井技术是应用最多，且开采效果最为理想的开采技术。
将水平井技术应用在低渗油田开采过程中，在钻孔施工中，按照石油与天然气储层进行，从而促使实际单井的开采量不断提升。
但是，将水平井技术应用在低渗油田开采过程中，同时出现了很多有待的解决的问题，比如说，水平井技术中水平段储层的延伸长度和扩展的具体方向，一定程度上给油层的开采工作造成些许阻碍。
1.2 低渗油田开发中水平井压裂造缝原理所谓的水平井压裂技术，简单来说，就是在低渗油田开采过程中，对其进行储层改造，从而达到提高开采量目的的一种技术方式。
在进行水平井压裂过程中，其产生的裂缝主要包括轴向缝、横向缝和斜交缝三种形式。
其中，轴向缝的产生，主要是由于水平井的水平段方向，与最小水平主应力方向形成垂直状态而产生的；而横向缝主要是因为水平井的水平段，与最小主应力之间形成平行状态，从而产生的横向缝；最后斜交缝的产生，主要是因为水平井的水平段，与最大水平主应力方向存在一定的空隙。
水平井分段压裂技术总结
水平井分段压裂技术总结篇一：水平井分段压裂技术及其应用水平井分段压裂技术及其应用摘要：水平井分段压裂工艺技术为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。
本文从我国水平井分段压裂技术的发展现状入手，以应用最为广泛的裸眼水平井封隔器分级压裂技术为重点，以该技术在长庆油田苏里格气田苏75区块的现场应用为例，对水平井压裂技术及其现场应用情况进行了分析与总结。
关键词：水平井分段压裂封隔器苏里格气田水平井因其具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优势，在薄储层、低渗透、稠油油气藏及小储量的边际油气藏等的开发上表现出了突出的优势，成为提高油气井产量和提升油田勘探综合效益的重要手段之一，近年来在我国得到了快速的发展。
然而在低渗透油藏开采中因其渗透率较低、渗透阻力大、连通性较差，导致水平井单井产量也难以提升，难以满足经济开发的要求，水平井增产改造的问题便摆在了工程技术人员的面前。
而水平井分段压裂工艺技术的推广应用为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量提供了技术支持。
一、我国水平井分段压裂技术现状我国的水平井分段压裂技术及配套工具的研究起步较晚，国内三大石油公司对于水平井分段压裂技术开展广泛的研究开始与“十一五”期间，近几年得到了大力的推广应用。
目前国内应用规模较大的水平井分段压裂技术主要包括以下三种：1.裸眼封隔器分段压裂技术。
20XX年我国在四川广安002-H1-2井第一次实施了裸眼封隔器分段压裂试验，当时是由Schlumberger提供的技术。
目前该技术在我国的现场应用仍然以国外技术为主，主要采用由BakerHughes、weatherford、Packersplus等公司提供的装置系统，我国应用总规模约300～500口，占去了水平井分段压力工艺实施的1/3左右，分段数最多达到20段。
我国在该技术方面上处于研发和现场试验阶段，现场试验分段数能达到10段，所采用的压裂材质、加工工艺等方面和国外相比还有一定差距。
页岩气水平井分段压裂增产技术
膨胀率大，长 度2m以上,耐 压52MPa,适 用于井眼扩张 大的非标裸眼 井、套管井
适用于层间段 长井况，长度 50-500m,适 用于裸眼、套 管、筛管井
遇油、遇水封 隔器，长度 5.2-5.3m,耐 压70MPa,适 用于裸眼、套 管井
液压传统封隔器 高压扩张式封隔器
超长隔离段
遇烃（水）膨胀封隔器
一、水力喷射分段压裂技术案例分析
割缝管完井水平井喷射分段压裂－NDP2井
➢NDP2井是吐哈三塘湖盆地一口割缝管 水平井，割缝管长度596m。施工前产液 不足 2.0 m3/d。难以实施常规压裂。 ➢水力喷射分段加砂压裂，分别在21032105m、1989.6-1991.6m两层段加入陶 粒18.1m3和17.8m3，日产油13-19m3，是 压裂施工前的6.5倍以上。
压裂液 喷射压裂
工具
喷砂射孔 参数效率
一、水力喷射分段压裂技术
1.水力喷射分段压裂机理
• 射孔过程：Pv+Ph<FIP，不压裂
环空加压：Pv+Ph+Pa≥FIP，起裂 • 射流在孔底产生推进压力约2～3MPa，
调整Pa，与推进压力叠加>FEP，
裂缝持续延伸，适应不同地层压裂 • 射流孔口抽吸作用，强化封隔效果。
一、水力喷射分段压裂技术
5.低伤害压裂液配方优化
水力喷射压裂要求：高速剪切后仍有携砂能力； 配伍性好；易破胶；摩阻较低。
表面活性剂浓度优化
稳定剂(EDTA)用量的优化—最佳用量0.3% 氯化钾用量优化—最佳用量6% 氢氧化钾用量优化—最佳用量0.6%
7%氯化钾VES浓度影响
140
120
4%
1.水力喷射分段压裂机理
水平井分段压裂技术
混合管直径 靶件渗透率
一、水力喷射分段压裂技术
喷嘴压降(MPa)
5、喷嘴压损与排量关系
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0
Φ=5mm Φ=6mm Φ=6.35mm Φ=5.5mm
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
喷嘴排量(m3/min)
0.6
0.7
0.8
• 随排量的增大，喷嘴压损急剧增加； • 喷嘴直径的增大，喷嘴压损降低。
26 22
钢球
55 49 46 43 40 37
34
31
28 25
➢喷枪结构及滑套材质——硬质合金 ➢销钉剪切力提高
一、水力喷射分段压裂技术
现场施工情况：
➢油管排量2.6-3.4 m3/min，套管排量0.5-1.0 m3/min，油管压力40-50MPa， 套管压力12-20MPa ➢单枪最大过砂量45m3，8层共加砂340m3，使用原胶液2800m3 ➢ 东平2井: 单段（6×Φ6.0mm喷嘴）过砂量55+2＝57 m3 ➢最后压了8段，其中第3段和第7段地层亏空严重，没压成。
井斜，°
83.2 81.9 83.1 81.6 81.5 82.3 81.9 82.7 82.6 75.2
狗腿度， °/25m
0.76 1.66 2.6 2.65 1.29 0.77 0.9 3.27 3.77 1.38
套管接箍数据，m
2364.11 2353.38 2139.08 2128.17 2106.58 2095.76 2019.32 2008.5 1997.59 1987.0 1965.25 1954.44 1932.6 1922.67 1824.54 1813.52 1792.07 1781.05 1693.54 1682.53
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段上进行多段压裂操作，改善油气藏耐流性能，提高产能的方法。
在实际作业中，我对水平井分段压裂技术进行了总结和总结。
水平井分段压裂技术的优点是能够增大有效压裂面积，提高油气生产能力。
通过对井段进行多次压裂操作，可以将多个井段连接起来，形成一个更大的生产面积，从而提高油气产量和产能。
水平井分段压裂技术可以更好地控制压裂位置和压裂厚度。
通过对井段进行分段压裂，可以根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行有针对性的压裂操作，从而更好地控制油气的产生和流动，提高开采效果。
水平井分段压裂技术可以降低压裂风险和成本。
通过对井段进行多次压裂操作，可以充分利用现有的井眼和压裂设备，减少额外的钻井和压裂作业，从而降低了成本和风险。
水平井分段压裂技术也存在一些挑战和问题。
水平井分段压裂技术需要对井段进行多次操作，对现有的压裂设备和作业人员的要求较高。
水平井分段压裂技术需要精确计算和调整井眼参数、压裂剂浓度等参数，对作业人员的技术和经验要求较高。
水平井分段压裂技术需要研发和使用更先进的工具和技术，以适应复杂的地质条件和井眼要求。
针对以上问题，我个人总结了一些经验和技巧。
在选择水平井分段压裂技术之前，要充分了解油气藏地质特征和井段情况，评估技术可行性和效果。
要合理设计井眼参数和压裂剂浓度，根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行精确计算和调整，保证压裂效果。
要做好作业计划和安全措施，确保作业过程安全和顺利。
在作业过程中，要密切监控井段的压力和产能，及时调整作业参数和方法，以获得最佳的压裂效果。
水平井分段压裂技术是一种先进的油气开采技术，在实际应用中已经取得了很好的效果。
通过总结经验和技巧，可以更好地应用和推广水平井分段压裂技术，提高油气产能，实现经济效益和社会效益的双赢。
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结一、技术介绍水平井分段压裂技术是一种常用的增产措施，适用于油气田中水平井的开发。
该技术通过在水平井中多个段位上进行压裂，有效地扩大油层裂缝面积，提高油气田产能。
二、技术原理水平井分段压裂技术主要依靠密集水平井钻井技术和压裂技术。
通过钻井将水平井井眼定位于油气层上部，然后进行多段水平井建设。
接下来，利用射孔技术在每个水平井段上进行射孔，并注入压裂液体。
当压力超过岩石强度时，油层会产生裂缝，使原本不可渗透的岩石成为可渗透的储集层。
三、技术优势1. 提高产能：水平井分段压裂技术能够通过增加油层裂缝面积来提高储量和产能。
2. 作业效率高：由于一次完成多个段位的压裂，相比传统的垂直井，水平井分段压裂技术可以节约时间和成本。
3. 原油采集效果好：多段压裂可以提高原油采集率，并有效延长油井使用寿命。
四、技术挑战1. 合理的压裂液设计：每个水平井段所需的压裂液量和设计参数可能会有所不同，需要进行准确的设计和深入的分析。
2. 井段隔离：每个水平井段在压裂过程中需要实现良好的隔离，以免影响其他井段的操作效果。
3. 温度变化：水平井在不同深度会有温度的变化，需要对温度进行合理的考虑和控制，以确保压裂液体性能的稳定。
1. 工艺准备：在进行焊接之前，我先对管道进行清洗和处理，确保焊接的表面是干净和平整的。
我根据焊接需求准备所需材料和设备。
2. 焊接操作：我使用了TIG（氩弧焊）技术进行焊接。
我在管道接头上加上焊接胶水，并用钳子握住管道固定在焊接台上。
然后，我将电极从氩弧焊机上伸出，点亮氩弧，并将电极轻轻接近管道焊接处的金属面。
通过控制电极的运动和焊接参数，我确保焊接点的质量和稳定性。
3. 质量检查：在完成焊接后，我用放大镜对焊接点进行仔细检查。
我检查焊接点是否有气泡、裂纹或其他缺陷，并进行记录。
如果发现问题，我会及时修复或更换焊接点。
通过我的努力和技术，我保证了水平井管道的质量和稳定性，为水平井分段压裂技术的成功实施做出了贡献。
水平井分段压裂技术现状及对策.
一、技术发展现状 二、主要技术问题 三、下步工作建议
一、技术发展现状
经过30年的发展，国外已形成较为完善的不同完井条
件下的水平井分段压裂改造技术；
国内水平井压裂改造技术专项研究是近几年的事，主 要以试验为主； 目前我们与国外在水平井压裂工程技术各个方面都存 在一定差距，尤其是在工具方面；总体技术不配套、不完 善，需要进一步攻关与试验。
422 408
400
350
300
井数（口）
250
200
150 119 100
50 1 0 2005 2006 2007 2008 2009 13
1.2泵送可钻式桥塞分段压裂技术
●技术特点
节省钻时（同时射孔及座封压裂桥塞） 可进行大排量施工 分压段数不受限制 压裂后可快速钻掉，易排出（<10min钻
●技术能力
51/2″套管分压5数 封隔器耐温120℃，耐压差50MPa
安全接头
7”套 管
3.5 ” 油 管
喷砂滑套乙 封隔器乙
水力锚
喷砂滑套甲 封隔器甲
水力锚
割缝喷砂器 座封球座
接球座
接球座
●适用范围
51/2″套管完井
扶正器 扶正器 扶正器 扶正器 滚珠引鞋
1.4 双封单压分段压裂技术
●技术特点
哈里伯顿 遇油膨胀封隔器压裂技术
滑套机构
膨胀封隔器
●局限性 封隔器膨胀时间长（7-10天） 封隔器无法解封
1.1 裸眼封隔器+滑套分段压裂技术
●主要用于美国、加拿大、墨西哥、中国、中东 ●＞7500套压裂滑套 ●＞5500套裸眼封隔器 ●＞2500套遇油/遇水膨胀封隔器
页岩气藏水平井分段压裂技术
页岩⽓藏⽔平井分段压裂技术页岩⽓藏⽔平井分段压裂技术摘要：据中⽯油勘探开发研究院廊坊分院2008年预测数据显⽰，我国页岩⽓资源量为30万亿⽴⽅⽶，这在很⼤程度上能够有效地缓解我国能源紧缺的局⾯[1]。
页岩⽓藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的⾮常规天然⽓藏，由于其特殊的地质条件，常规的开发技术⽆法直接适⽤于页岩⽓藏的⽣产。
因此，页岩⽓藏能够成功开发的关键在于压裂技术的进步，⽽⽔平井分段压裂技术已成为开发页岩⽓的关键技术。
本⽂根据页岩⽓藏的分布、地质条件以及发展前景，通过详细介绍⽔平井分段压裂技术与微地震监测技术，以期能解决当前⽔平井分段压裂技术相关难题，并对裂缝进⾏实时监测以提⾼采收率，加快页岩⽓开采进程。
关键字：页岩⽓藏；⽔平井；分段压裂技术；裂缝监测技术；增产；开采前⾔页岩⽓藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的⾮常规天然⽓藏，在我国油⽓资源⾥占有很⼤的⽐重。
但其开发成本⾼、难度⼤，⽽其特殊的储层特征⼜决定了开发这类储层必须采⽤强化⼿段——储层压裂改造技术，改善油⽓流渗流条件，从⽽达到有效的开采⽬的。
压裂改造储层不仅可使页岩⽓以⾼的初始产⽓量，较快地收回⽣产投资，⽽且可以延长压裂初始⾼产后的相对稳产期，使⽓井寿命持续30年左右。
储层实施压裂改造后需要有效的⽅法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝、导流能⼒、⼏何形态、复杂性及其⽅位等诸多信息，改善⽓藏压裂增产作业效果以及⽓井产能并提⾼页岩⽓采收率。
1 页岩⽓藏基本特征1.1 页岩⽓藏的分布根据地质历史及其变化特点，可将我国的页岩⽓发育区划分为四⼤区域：南⽅、华北⼀东北、西北及青藏四⼤地区（见图1）。
南⽅古⽣界发育寒武系、志留系、⼆叠系海相⿊⾊页岩建造，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度⾼，在保存条件好的地区，有利于页岩⽓的形成与富集。
其中，寒武系页岩较为典型，厚度在200~1000m，分布较稳定；有机碳含量在1.5%~ 5.0%，普遍较⾼；热演化程度⼀般在2%以上，以热成熟⽓为主。
平井双封单卡分段压裂技术
➢ 施工简况及改造效果 现场最高施工压力52MPa，最大排量7.5m3/min，共
加砂74m3，用液302m3，平均砂比45.3%，根据有效孔数 计算公式表明，4条裂缝全部压开
压后投产，产液44.5t/d，产油35.2t/d，截止到2005 年11月水淹，累计产油2万吨
水平井套管限流压裂： • 施工工艺简单 • 沿程摩阻小 • 排量高 • 压裂液用量少、对储层伤害小 • 适用于破裂压力相近的厚油层改造
一、大庆油田水平井压裂工艺发展历程
• 截止2010年底，共完钻各类水平井346口，平均水平段长525m， 平均钻遇率72.8%
• 井型以单支为主，包括阶梯水平井、侧钻水平井、分支水平井、 鱼骨水平井、火山岩气藏裸眼水平井
100
完
钻
井 50
数
(口)
5
0
75 80
47 52
50
2 13 7 15
五” “八
• 开展了以双封单卡工艺为主，机械桥塞、液体胶塞、水力喷砂 为辅的水平井配套工艺的攻关研究
• 小直径双封单卡管柱技术体系基本成型
试验 井数
32
2007年双图封4-单1 双卡封压单卡裂分段工压裂艺管柱管示意柱指标
压裂 段数
耐温(℃)
耐压图差 (MPa)
压裂段数 (段/趟)
153
70
40
4
加砂量 (m3/趟)
弹性开采，平均月递减率7.1%
水平井压后产量曲线
为建立合理注采关系，实现水平井-直井井网裂缝匹配， 保证压后高产、稳产，需要实施精细、可控的水平井分段压裂
2006年 双封单卡工 艺探索阶段
肇78-平67采用常规双封单卡管柱分4段 压后管柱拔不出，采用井下
中国石油低渗油气水平井分段压裂技术
中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术摘要: 中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术中国石油开展《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》科技攻关已有5年。
经过5年的努力，中国石油突破了水平井分段压裂技术及装备瓶颈，与压裂后直井相比，平均单...中国石油低渗透油气藏水平井分段压裂技术中国石油开展《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》科技攻关已有5年。
经过5年的努力，中国石油突破了水平井分段压裂技术及装备瓶颈，与压裂后直井相比，平均单井产量提高3.6倍。
同时，这一技术使大量不可动用储量变成可采储量。
29日起，《中国石油报》连续刊发系列报道，将这一世界级技术的研发过程展现给读者，揭开水平井分段压裂攻关的神秘面纱。
中国石油史上标志性成果诞生圣诞节喜庆的气氛还未散去，12月26日上午，记者从中国石油勘探与生产分公司了解到，《低渗透油气藏水平井增产改造技术与工业化应用》课题取得丰硕成果。
截至11月底，中国石油共在低渗透油气藏完成水平井分段压裂1133口井4722段，相当于少打直井3000口，减少占地超万亩。
按压裂后平均单井产量是直井的3.9倍计算，中国石油依靠这一技术增产原油520万吨，增产天然气145亿立方米，相当于开发一个中型油气田。
非常规油气开发技术的基础是水平井加分段压裂技术。
中国石油通过5年攻关，用自主技术对低渗透油气藏实施水平井压裂改造的比例达到87%以上，扭转了攻关前水平井压裂全部依靠引进国外技术的被动局面。
这收获的不仅仅是原油单井产量的增加和可动用储量的大幅度提高，而且为以页岩气为代表的致密油气工业开发奠定了坚实的技术基础。
11月3日，新华社播发了《我国低渗透油气田水平井分段压裂技术取得突破》的消息。
中国石油5年潜心攻关，牵住提高单井日产量“牛鼻子”的研发成果，在业内引起巨大反响。
中国工程院院士袁士义、沈忠厚、苏义脑和胡文瑞给予的总体评价是：水平井加分段压裂技术奠定了北美非常规油气开发的技术基础，特别是页岩气，长水平段加分段压裂使美国的页岩气年产量超千亿立方米。
水平井分段压裂设计与施工
最小主应力的大小和方向；用长源距
声波测井来估算应力的大小；用变松
弛法来估计最小主应力的大小和方 向。
井
国内外的水平井压裂的现场施工中往往出现水平井压裂时破裂压力 比直井压裂时的破裂压力高得多，裂缝压不开，导致压裂失败，这些现 象表明水平井的裂缝起裂机理与垂直井、普通定向井有显著差别，水平 井压裂裂缝的起裂与水平井井筒周围的应力分布密切相关，地应力、完 井方式对裂缝的起裂和裂缝的形态都有很大的影响。研究水平井裂缝起 裂机理和裂缝起裂压力，对水平井水力压裂优化设计具有重要的意义。
不能简单的利用直井的压裂理论来指导水平井压裂。由于没有一套 成熟的理论来指导水平井的水力压裂优化设计和现场施工，使得水平井 水力压裂的成功率不高而且风险也比较大 。因此，对水平井压裂机理的 认识成为水平井压裂面临的主要问题之一。
水平井压裂可能的裂缝形态
在不同的地应力状态和井筒方位下，水平井压裂形成 的裂缝形态也不同。
有限垂向流地层天然裂缝油藏低渗透率和孔隙度地层低应力差地层一定厚度大面积稳定分布名称分压段数段工具耐压差mpa工具耐温国外中石油中石化国外中石油中石化国外中石油中石化裸眼封隔器滑套分段压裂技术40137050204120泵送可钻式桥塞分段压裂技术不限1586232套管射孔管内封隔器分段压裂技术1350120封隔器双封单压分段压裂技术1570100水力喷砂压裂技术1841045505050120120120国内水平井分段压裂技术总体应用现状m水平段长3462800水平井水平段长度国内水平井水平段最长为为346207米整体上水平段长度集中在8001200米72903000800070006000500040003462072251201015442000100001006挪成339c2高平1cb32广安002h1苏201818h威201h1水平井分段压裂工艺不动管柱多级滑套封隔器分段压裂工艺13段新沙2111h砂量2101m3液量197385m3水力喷射分段压裂工艺10段可钻桥塞分段压裂工艺15段苏东1365h2砂量310m3液量3800m3tap套管滑套完井分层压裂工艺苏里格米37井
双封单卡压裂工艺技术探讨
双封单卡压裂工艺技术探讨摘要：随着科学技术的不断发展，近几年来我国油田中对双封单卡压裂工艺技术的运用在水平井分段压裂中已经占据了越来越重要的地位，但是在我国许多油田企业对于双封单卡压裂工艺技术的应用的了解不够深入，这一情况也是因为国内很少有着相关专家对其进行论文形式的探讨所造成的。
因此，本文通过对双封单卡压裂工艺技术在油田中的水平井分段压裂中的实际应用情况进行分析和研究，然后分别从双封单卡压裂工艺的结构、原理、指标、适用的条件和具体的施工要求等方面来进行相应的阐述，最后对双封单卡压裂工艺所包含的三项关键技术进行了具体的分析和探讨。
关键词：双封单卡压裂工艺技术结构原理技术引言：我国对于双封单卡压裂工艺技术的使用是由大庆油田研发并且首次应用的，传统的水平井分段压裂中广泛应用着直径分层压裂技术，而随着科学技术的不断发展，也促进了水平井的发展，大庆油田通过对双封单卡压裂工具进行深入的研究和相应的改进之后，开始逐渐的将双封单卡压裂技术应用于油田的水平井分段压裂之中来，这一发现对水平井分段压裂来说是一个技术上的巨大改变，现今双封单卡压裂技术在不断的发展和完善的过程中已经广泛的应用于我国油田水平井分段压裂中来，许多油田在双封单卡压裂工艺技术对油田的水平井分段压裂中应用的比例已经超过了50%。
一、双封单卡压裂工艺中工艺管柱的结构和原理1.双封单卡压裂工艺中工艺管柱的结构工艺管柱是双封单卡压裂工艺技术应用的核心工具，工艺管柱的构成主要包含了：安全接头、水力锚、固定安全接头和水力锚的扶正器，还有K344型号的封隔器、导压喷砂器和导向丝堵等六种配件。
2.双封单卡压裂工艺中工艺管柱的工艺原理在水平井压裂中对双封单卡压裂工艺技术进行应用时，入口处先导入了具有一定流速的高压液体，然后经过导压喷砂器和K344型号封隔器结合形成的节流嘴来进行降压工作，这样就在工艺管柱的内外就会形成一定量的节流压强差异，在节流压强差异的作用力下将K344型号的封隔器坐封起来，然后将气流进行了隔离，对隔离起来的目的层进行压裂工作。
双封单卡分压工艺
双封单卡压裂工艺技术要求1 范围本标准规定了水平井双封单卡分压的原理、适用对象、施工工艺技术要求，适用于玉门老君庙油田水平井分段压裂改造。
2 双封单卡分压工艺基本原理、适用地质条件与主要技术参数确定2.1 基本原理采用小直径双封隔器单卡目的层压裂，通过反洗、拖动实现一趟管柱多个层段的压裂。
其工艺管柱结构为：油管+安全接头+扶正器+水力锚+封隔器+导压喷砂器+封隔器+丝堵。
2.2 适用条件2.2.1 该工艺无最大卡距限制，但要求水平井多段射孔时，每个射孔段长度、射孔隔层参数相当（如每段射孔10m，隔层30m左右，即各孔段长度+隔层长度相当），以便实现一趟管柱分压多层的目的。
2.2.2 水平井套管水泥固井，并且压裂井段固井质量合格。
各射孔段之间必须预先找串（严格按照找串工序执行，要求找串压力低于地层破裂压力），证实管外无直接串通迹象。
2.2.3 套管为51/2in套管，射孔段必须通井、刮削合格。
2.2.4 施工压力控制在50MPa以下。
2.2.4 每套工具加砂量目前控制在50m3以内。
2.3 压裂井地质方案编制2.3.1 地质方案的组成部分：施工目的、压裂层段、施工要求、完井方式、井位图。
2.3.2 地质方案中应提供必要的压裂井基础数据、基本参数、井下技术状况和有关静、动态资料。
2.3.3 基本参数表2.3.4 目前生产情况的项目内容（1）油井主要数据：`油井类型、井眼半径、油管深度、油管钢级、外径和内径、油层套管外径和内径、地面及地下流体温度。
（2）井底落物数据（3）井下技术情况：井身结构、落物、历次施工情况。
2.4 井下工具主要技术参数3 施工工艺要求3.1 施工前保证井筒灌满液体，由于封隔器坐封压力较低，因此若采用低替易导致封隔器提前坐封，低替排量需控制在0.5m3/min以下。
封隔器为K344型，液压坐封，坐封排量大于1m3/min。
3.2 下管柱前需严格丈量、校队管柱数据，封隔器应严格避开套管接箍，若有遇阻应停止下管柱。
双封单卡技术研究及进展
肇48-平33井设计钻井轨迹示意图
PI2-1 0.6m
B
A
PI2-2
0.4m
2005年州78-平67井采用常规分 段压裂工具实施不加砂压裂试 验，压后管柱拔不动、修井作 业后发现封隔器胶筒破损
Φ 114mm封隔器
PI3-1 0.5m PI4-2 0.8m
D 1
C
D
最大曲率达到17°/25m
二、双封单卡分段控制压裂管柱研究
双封单卡技术研究及进展
汇 报 内 容
一、前言 二、双封单卡分段控制压裂管柱研究
三、应用情况
四、认识及结论
一、
技术难点:
前
言
水平井分段压裂是一项世界级难题
水平井井眼轨迹复杂，井眼曲率大，压裂管柱起下困难，砂卡几率 大，施工风险高，遇卡后难于处理 水平段长（500-700m）、层段多，非均质性较严重，裂缝起裂、延 伸复杂，压裂设计及现场控制难度大
N1-平4井单段最大加砂70m3，单井加砂140m3/3段
加覆膜砂140m3
加覆膜砂145m3
N-平3井
N1-平4井
开展72m大卡距压裂现场试验 X-平B井卡距达72m 、压4段（第4段多裂缝），每段压 后上提负荷正常
多裂缝施工曲线
上封
下封
四、认识与结论
⑴通过研究攻关，形成的双封单卡分段控制压裂工艺， 可满足葡萄花及扶余储层水平井增产改造的需要 ⑵该技术现场应用见到较好效果，为大庆低渗透油田葡 萄花储层水平井经济有效开发和大庆油田原油4000万吨 持续稳产提供技术支撑具有广泛的市场应用前景
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累 积 产 油 (104t)
20
01
( )
大庆油田水平井分段压裂主要历程
阶 段 时 间 199111 199410 历 程 备 注 “八五”试 验 “十五”试 验 树平1井实现3段21孔限流压裂 茂平1井实现4段20孔限流压裂 肇57-平33单封单喷管柱4段20孔限流压 裂试验 肇78-平67采用常规双封单卡管柱分4段 清水不加砂压裂 南230-平257采用小直径双封单卡管柱分 3段加砂压裂 芳146-平138单趟双封单卡管柱压4段加 砂61m3 朝平1井国产机械桥塞3段压裂试验 首次采用插入式管柱完成水 平井套管压裂 采用单压下层管柱和机械桥 塞进行水平井压裂试验
• 井型以单支为主，包括阶梯水平井、侧钻水平井、分支水平井、 鱼骨水平井、火山岩气藏裸眼水平井
100
完 钻 井 数 (口)
75
50
80 50
47 5 2
02
52
13
7
04
15
0
”
03
05
06
07
08
09 20
五
20
20
20
20
20
20
20
“八
20
10
时间(年)
大庆油田历年完钻水平井柱状图
• 截止 2010 年底，全油田投产水平油井 278 口，平均单井日产 油4.6吨，累计生产原油144.1万吨 • 其中，外围低丰度葡萄花储层水平井 200口，占水平井总数
基本情况
茂平1井开发目的层为FII1层，砂岩厚度8～12m 平均孔隙度为16-18%，渗透率平均为5 ～ 10mD 完钻井深为2033.9 m，垂深1249.83 m，水平段长556m
压裂方案
采用插入式管柱进行套管压裂 设计压4段每段射5孔，长度0.5m 孔密10孔/m，相位水平向下30°
压裂改造方案
采用插入式管柱进行套管压裂 设计压3段每段射7孔，长度0.7m
四相位布孔，孔密10孔/m
树平1井完井压裂示意图
施工简况
最高施工压力58MPa 最大排量6.3m3/min 加砂64m3，用液480m3，平均 砂比24% 根据有效孔数计算表明，3条 裂缝全部压开
大庆油田水平井分段压裂主要历程
阶 段 时 间 历 程 备 注 双封单压技术现场试验41口 井195段，耐温90、耐压差 50MPa，加砂量100m3 ，5段/ 趟 200806 2008年 攻关阶 段 200810 200812 200903 2009 年 攻关完善阶 段 2010 年 攻关完善阶 段 南219-平292泥岩穿层试验 杏8-4-L503井液体胶塞压裂试验 肇54-平26井单趟双封单卡管柱加砂 100m3 深层裸眼分段滑套压裂 杏5-4-平丙092井不动管柱压3段水力喷 砂分段压裂现场试验 朝100-葡平35井单趟双封单卡管柱压8 段，加砂105m3 州扶51-平52采用双封单卡管柱一次压 15段 贝301-平1单趟双封单卡管柱加砂160m3 双封单压技术耐现场试验43 口井226段，耐温100、耐压 差70MPa，加砂量145m3 ，8 段/趟 双封单压技术耐现场试验40 口井226段，耐温100、耐压 差80MPa，加砂量160m3 ，15 段/趟
• 施工工艺简单 • 沿程摩阻小 • 排量高 • 压裂液用量少、对储层伤害小
茂平1井完井压裂示意图
施工简况及改造效果 现场最高施工压力52MPa，最大排量7.5m3/min，共 加砂74m3，用液302m3，平均砂比45.3%，根据有效孔数计算 公式表明，4条裂缝全部压开
压后投产，产液44.5t/d，产油35.2t/d，截止到 2005年11月水淹，累计产油2万吨
水平井套管限流压裂：
水平井双封单卡分段压裂技术
大庆油田有限责任公司采油工程研究院 二○一一年六月
目
录
一、大庆油田水平井压裂技术发展历程
二、双封单卡压裂工艺管柱研究
三、水平井压裂设计理念及方法
四、双封单卡分段压裂技术规范
五、现场应用实例及效果
六、技术发展方向
按照股份公司总体部署和要求，大庆油田把发展
水平井技术作为实现低品位储量有效开发的关键技术，
200908
200908
201009
201009
1、“八五” 期间试验情况(套管限流压裂)
1991年，大庆油田采用插入式管柱首次在树平1井进行了
水平井套管限流压裂试验 树平1井基本情况
树平1井开发目的层为杨I5层，有效厚度14m
平均孔隙度为14.1%，空气渗透率平均为5.3mD 完钻井深为2388.88m，垂深1906.31m，水平段长309.6m
200312
2006年 双封单卡工 艺探索阶段
200606
压后管柱拔不出，采用井下 增力打捞器打捞成功 初步验证了小直径双封单卡 工艺管柱的可行性 双封单压技术现场试验32口 井153段，耐温70、耐压差 40MPa，加砂量65m3 ，4段/ 趟
200612
2007年 攻关阶段
200705 200706
通过“八五”、“十五” 前期试验和 “十一五”自主
攻关研究，形成了以双封单卡分段压裂工艺为主的水平
井改造技术系列，在大庆外围低渗透油田的勘探开发中
发挥了重要作用，成为“提高单井产量，改善多井低产”
的有效途径
一、大庆油田水平井压裂工艺发展历程
• 截止2010年底，共完钻各类水平井346口，平均水平段长525m， 平均钻遇率72.8%
微地震监测
• 树平1井压出了3条与井筒两侧不对称的垂直缝
• 裂缝方向近东西向，总长约620m
改造效果
压后产液13.4t/d，产油13.1t/d 目前产液1.7t/d，产油1.5t/d 1991至今累计产油3.5万吨，是周围直井累计产量的5.3倍
1994年在茂平1井进行了套管限流压裂施工
72%，初期平均单井日产油11.0吨，累计生产原油112.0万吨
大庆油田历年水平井投产综合曲线
投 产 井 数 口
144.1
30050 0
101.9 278 69.3
212 42.2 30.1 100 10.7 11.8 13.3 16.4 153 23 5 7 23 33 50 93 17 0