哈里伯顿页岩气水力压裂技术-滑套完井
国外储层改造新技术
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1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
水平井压裂技术引领储层改造在储层评价、压裂机理认识、压裂材料、工艺技术等方面不断进步
技术名称 多级压裂 滑溜水压裂
水力喷射压裂 重复压裂 同步压裂
氮气泡沫压裂 大型水力压裂
技术特点
适用性
多段压裂，分段压裂，技术成熟，使用广泛
国国根西非大拿比哥西兰国威利度拉基利克典麦拉国洲伦尼兰耳洛内国撒陶
廷哥
利大亚拉
圭斯维兰
圭
其比斯
其哥瑞
哈宛
亚
坦亚
他亚
拉
拉
资料来源 ：EIA, 2011
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3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
由常规油气勘探开发向非常规油气勘探开发的发展过程是地质认识、钻井及压裂工程不断进步的过 程
Source: Baker Hughes, IHS
Source: HPDI
水平井是页岩气开发的主要井型，水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采
储量却是直井的3～4倍
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1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
在低渗透致密储层勘探开发过程中，水平井多级分段压裂技术已经成为主导，其技 术的复杂程度、施工的规模及成本投入远远大于常规直井的压裂及酸化措施
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3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
集成创新决定了压裂的关键技术并不能够等待原始创新，市场需求决定了最新、最先进的 技术在某个地区不一定适用，必须有针对性地选择
压前地质研究
裂缝模式判断
你所不知道的水力压裂技术（知识量巨大、烧脑、慎入！）
你所不知道的水力压裂技术（知识量巨大、烧脑、慎入！）页岩气革命不仅提高了美国的能源自给水平，还改变了全球能源供需格局，甚至掀起了全球页岩气开发大潮，而其最大的技术因素，正是用于开采页岩气的水力压裂技术的出现。
△轰轰烈烈的美国页岩气革命随着石油工业的发展，低渗透、超低渗透的非常规油气资源逐渐成为各国油气田的增产主体。
如果将开采常规油气藏比作挤海绵里的水，那么低渗、超低渗透油气藏则像是已经甩干的毛巾，很难再从中挤出水来。
那么石油工程师们又是如何从这些储层中将油气资源“挤”出来的呢？△全球页岩气储量分布答案还是压裂技术！<压裂基础知识 >一、什么是压裂？压裂就是利用水力作用在油气层中形成人工裂缝，提高油气层中流体流动能力的一种储层改造技术。
△油层中的裂隙，可以增加油气渗流通道，大幅提高产量二、压裂的原理利用地面高压泵组，通过井筒向地层注入大排量、高粘液体，在井底憋起高压，当该压力超过地层承受能力时，便会在井底附近的地层形成裂缝。
继续注入携带支撑剂的液体，裂缝逐渐向前延伸，支撑剂起到支撑裂缝作用，形成了具有一定尺寸的高导流能力的填砂裂缝，使油气轻松地通过裂缝流入井中，达到增产增注效果。
△含支撑剂△压裂基本流程三、压裂液与支撑剂1.压裂液压裂液是压裂施工的工作液，是一种具有一定黏度的流体，起到传递能量、形成和延伸裂缝、携带支撑剂的作用。
△压裂液常用的压裂液有：水基、油基、乳化、泡沫、酸基等类型。
其中，应用最广泛的为水基压裂液。
△水基压裂液：由水与天然或合成的聚合物配制而成压裂液包括前置液、携砂液和顶替液三种。
前置液：用于造缝，在温度较高的地层里，还起到降温作用；携砂液：携带支撑剂进入裂缝，将支撑剂填在裂缝内预定位置；顶替液：用来顶替井筒内的携砂液，将携砂液送到预定位置，预防砂卡。
2.支撑剂支撑剂是指能够进入被压开的裂缝并使其不再重新闭合的固体材料。
△支撑剂要求：强度大、颗粒均匀、圆度好、杂质少、来源广、成本低常用的支撑剂有：石英砂、核桃壳、人造陶粒、人造塑料球、人造玻璃球等；其中石英砂和人造陶粒应用最广泛。
国外页岩气水力压裂技术及工具一览
国外页岩气水力压裂技术及工具一览页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。
国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。
这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。
从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。
从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。
在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。
1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。
根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。
水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。
水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。
目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。
哈里伯顿页岩气开发技术简介
4
5 6 7
0.263
0.263 0.265 0.268
哈萨克斯坦现场应用，7个0.25“喷嘴，一趟管柱10段压裂，油管最大砂比 1080kg/m3, 加砂471t。3-7号喷嘴承担了90%的加砂量，发明人预计此套 喷嘴还可以加砂450-500t。
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5.60 5.85 基管 外径 69 204
滑套
7.875 8.750
封隔器
7.40 8.20 基管 外径 69 204
2.99
69 177
3.83
69 177
4.67
69 177
耐温(℃)
过流能力
(bbl/min)
分段能力
18-88(14m3/min) 7 4.75
18-100 11 5.875-6.30
7
适用于直井、斜井和水平井多级分段压裂、酸化、酸压作业； 现有桥塞适用套管尺寸为：27/8″至 133/8″； 耐温能力：121℃/204℃，耐压能力：35MPa/70MPa； 作业简单、快速、安全，国外现场应用(页岩气)十分普遍， 哈里伯顿已有超过10,000个速钻桥塞在2008口水平井中应用。
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CobraFrac在水平井中的应用
最大压裂层段深度：7,480ft(2280.5m)
最大单井分压段数：24 段
当天最多单井压裂作业段数：12段
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B 200 180
C 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
哈里伯顿水平井压裂新工艺SurgiFrac介绍
水平井压裂新工艺介绍•SurgiFrac水力喷射压裂工艺哈里伯顿能源服务公司提高低渗低孔水平井的产量通常的水平井完井方式套管固井割缝管/筛管加封隔器割缝尾管或裸眼井垂向渗透性(Kv)core=0.001md(Kv)plug=0.1md(Kh)core=0.2md(Kh)plug=0.2md薄泥岩层~0.05in(Kv)plug/(kh)plug=0.5(Kv)core/(kh)core=0.005泥岩层影响水平井产量水平井压裂改造•制造横切或纵向的裂缝•避免同时产生多裂缝•消除裂缝弯曲横切裂缝纵向裂缝SurgiFrac（水力喷射压裂）:是一种精确有效，可在单井中选择裂缝的位置并产生多个裂缝的增产方式。
Dr. Jim Surjaatmadja(发明者)哈里伯顿能源服务公司喷射泵技术•把一束流体的动能转化成多束流体的压力（势能）的技术•Boost pressure(压力提升）:使低能量的流体的压力的提升。
应用于人工举升，及混浆系统W f W jW a水力压裂•1948 年Stanolind油气公司首次采用•现今的压裂技术的发展:–提高压力，排量，采用大型压裂，提高砂比–采用人工支撑剂–改变携砂液种类：CO2, N2 泡沫, 胶液, 柴油, ...•裸眼井压裂–尝试过一些方法但不可行性：–砂塞，化学塞….–跨式双封隔器–Hail Mary（超高排量压裂）: 80 m3/min用传统压裂工艺产生小裂缝封隔器小裂缝造成液体逃逸出封隔层压裂液出口SurgiFrac 工艺过程压力分布流体的流动高Bernoulli’s公式:v2/2 + p/ρ= CSurgiFrac是如何工作的...•一定要知道裂缝的方向( 30 度以内)•喷嘴位置就是射孔位置，和裂缝产生的位置。
•Bernoulli 效应使裂缝入口处的压力在井筒中处于最低。
•环空的液体补充支持裂缝增长SurgiFrac 概念开始射流环空注入压力分布低高SurgiFrac 概念低沙比携砂液冲击并产生洞穴环空压力比裂缝产生所需要的压力低200 psi(1.38 MPa)压力分布低高SurgiFrac 概念开始的时候,射流被反射回环空压力在洞穴底部提高压力分布低高SurgiFrac 概念液体在洞穴中集聚使压力升高产生裂缝压力在洞穴底部提高压力分布低高SurgiFrac 概念射流使环空液体被吸入洞穴初期裂缝开始生成，液体得以进入地层压力分布低高SurgiFrac 概念环空液体不断被吸入洞穴压力的最高点裂缝继续增长压力分布低高可能应用SurgiFrac的完井方式Chertno acid in curvefor re-entryshow of hydrocarbonacid frac sand fracLimestone Sandfrac with acid经济投入的对比对设备需要的减少体现出经济效益SurgiFrac: 作业时间缩短–一趟管柱油管注入排量：16.5 BPM @ 7200 psi or 2.62 m3/min @ 49.6 Mpa.(2911 HHP)环空注入排量：6 BPM @ 434 psi or 0.95 m3/min @ 3 Mpa. (64 hhp)5-7台压裂车/混砂车。
页岩气压裂(哈里伯顿)
7400
1.85 76.11
7400
1.79 68.08
7500
2.03 74.28 2.21 81.81
7600
7500
7700
-6 0 0 -5 0 0 -4 0 0 -3 0 0 -2 0 0 -1 0 0 0 100 200 300 400 500
7600
Distance Along Fracture (ft)
页岩气
自生自储且具备传统空隙度储层 页岩气吸附在有机质上 高天然Gamma 射线 (80-140 units) 粘土含量一般低于20-30% 主要是石英和碳酸盐 细砂粒，小空隙，高TOC? 产气机理? 是否满足达西定律? 从油源岩扩散?
如何定义页岩气储层?
煤层气
~100 % 吸附
高 TOC
致密气
~100 % 游离
200 Antrim Shale 160 G a s C o n ten t (s cf/to n ) New Albany Shale Caney Shale 120
80
40
0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
TOC (Wt. %)
Core Testing - XRD
Gas Content - TOC
Results Sidetrack was avoided Optimized wellbore placement doubled gas production
Connecting to the reservoir 综合 利用GEMTM 和 ShaleLOG Seamless integration of mineralogy 找到最佳的压裂点 fracture stimulation Optimize hydraulic
H05983-哈利伯顿-页岩气水力压裂技术服务实例
HAL31744
Job plot of a typical CobraMax® service treatment. e increase in treating pressure and proppant concentration at the right end of the plot indicates an induced screenout resulting in high proppant concentration in the near-wellbore area.
HAL31745
HAL19083
e patented CobraMax® H fracturing service includes Hydra-JetSM service through coiled tubing for perforating and uses a proppant pack as the final stage of each fracture treatment. e technique achieves maximum conductivity in the near-wellbore region to overcome flow convergence issues common in horizontal wells.
页岩气井无限级固井滑套压裂技术
页岩气井无限级固井滑套压裂技术
王伟佳
【期刊名称】《油气井测试》
【年(卷),期】2018(027)005
【摘要】传统的页岩气井多级桥塞射孔联作压裂无法保证压裂液和支撑剂的去向,压裂效果差.无限级固井滑套压裂技术井下工具由趾端滑套、固井滑套及滑套开关
工具组成,根据国内页岩气地质情况优化开关滑套及压裂施工程序,针对施工井况制
定应急处置措施,在涪陵页岩气田进行了实际应用.实际应用中出现因固井质量差滑
套的开启难以满足预期、连续油管外压裂时对管材易冲蚀、封隔器附近易发生砂堵、施工排量限制较多、封隔器不容易通过滑套、连续油管水平段延伸困难等多种问题.该工艺对埋藏深、水平段长、井眼轨迹复杂、压裂改造规模较大的页岩气井还未完全适用,还需继续探索.
【总页数】5页(P37-41)
【作者】王伟佳
【作者单位】中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司湖北武汉430074
【正文语种】中文
【中图分类】TE353
【相关文献】
1.无限级套管滑套多层压裂技术研究 [J], 张光生;王筱;张红丽
2.无限级滑套分段压裂技术在涪陵页岩气的应用 [J], 龙明顺;
3.连续油管无限级滑套分段压裂技术在页岩气开发中的应用 [J], 王汤
4.页岩气井用新型无限级全通径滑套压裂技术先导试验 [J], 夏海帮;包凯;王睿
5.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 [J], 王军因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
哈里伯顿压裂井下工具介绍
▌ 井底混配 高排量 实时控制井底砂浓度 实时监测储层响应 裂缝远端转向 ▌ 层间封隔
设置砂塞 动态封隔 (伯努力效应)
▌ 控制砂堵风险
更激进的泵注程序 高砂浓度 大粒径支撑剂 高导流能力 快速提高砂浓度，降低液量，缩 短时间
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CobraMax HJA中国区有现货
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CobraMax DM（连续油管缝内转向压裂）
CobraMax DM 压裂技术结合选层，定点注砂和水力压裂为一体，实现 分段压裂和缝内导向的目的。该工艺在油管内泵注高浓度携砂液，环空 泵注不携砂压裂液，这样不但避免冲蚀套管，还使井下砂浓度灵活可 控，完成泵置砂塞和缝内导向的目的。
双通道，低风险 水力喷砂射孔 完成先进的压裂工艺 不需要过顶替 精确裂缝定位 精确支撑剂泵送 降低地面水马力需求 降低作业占地面积
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TSTM Hydra-Jetting Tool --TS新工具
RapidFracTM System (单段多入口压裂滑套)
Pinpoint Stimulation (连续油管辅助式压裂)
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提纲
▌ 分段压裂工艺概述 ▌ 连续油管辅助式压裂 ▌ 特殊连续油管井下工具 ▌ 讨论
《哈里博顿完井知识》课件
适用范围：哈里博顿完井适用于各类油田，包括陆地井、海上井以及复杂油 藏。
完井流程
1
设计
综合考虑地质条件、油井产能要求等因
钻井
2
素，制定完井设计方案。
按照设计方案进行钻井作业，包括钻进、
固井、抽掏等环节。
3
排屏
使用特殊的屏管装置将钻井液排出，准
完井
4
备下一步的完井施工。
进行裸眼完井或套管完井的施工工艺， 使油井达到预期产能。
配置
根据完井工艺和井型要求，合理配置完井液的成分 和浓度，以满足施工需要。
常见问题及处理方法
堵漏
钻井液漏失到地层中， 导致油井堵塞。处理 方法包括注脱漏剂、 水泥堵漏等。
反压
油井出现反压现象， 影响油井产量和稳定 性。处理方法包括调 整完井设计和增加抽 油机功率。
水石
油井产生水石现象， 降低油井产量和形成 垂直流动。处理方法 包括水石处理剂和开 发水石。
其他问题
如井下设备故障、油 井窜汇等，根据具体 情况采取相应的处理 措施。
总结
哈里博顿完井的优势
通过哈里博顿完井，可以最大程度地提高油井产能、稳定性和减少油水比例。
完井过程中需要注意的事项
在完井过程中，需注意合理设计、选用适当工艺和配置完井液，以确保施工顺利。
完井未来的发展趋势
随着技术的发展，完井工艺将趋向更智能化、高效化和环保化。
完井工艺
常见完井工艺
包括水平完井、分段压裂、酸化处理等，根据油田层生产，提高油藏开发效率和生产量。
井筒加强工艺
通过井壁加固，提高井筒稳定性，减少油井事故的发生。
完井液
选型
根据油井地质条件、温度等因素选择合适的完井液， 包括钻井液、固井液和剂液等。
哈里伯顿定点压裂技术
哈里伯顿定点压裂技术提纲一CobraFrac连续油管射孔，压裂二CobraMaxFracV&H连续油管射孔，套管压裂三Cobrajet四、连续油管校深工具介绍五、FastDr111Plug快钻压裂塞六Surgifrac水力喷射压裂七遇油膨胀分隔器＋开关滑套＋膨胀式尾管悬挂器八哈里伯顿压裂液系统一、. CobraFrac-现行射孔，通过连续油管+跨越式封隔器进行压裂工具串CobraFrac bottomhole assemblyCobraFrac_cobraFrac工艺应用情况1、使用大尺寸的连续油管施工（2-3/8"0r2-7/8")2、自1999年以来完成了5000多口井，3万多层的施工3、安全可靠4、最大排量4方／分钟·少5、最高地层温度120'C6、最高砂比1920公斤／方（110%）7、最大井深2400m垂深8、单层最大加砂量80吨9、最大地面压力52MPacobraFrac使用大外径连续油管（2-3/8"0r2-7/8")和跨越式封隔器A施工工作量受连续油管抗压等级限制B最大砂比可以到16ppg(1920kg/m3)C大多数作业深度小于7000ft(2100米），但如果有合适的连续油管配合哈里伯顿的井下工具可以更大D有时需要下CCL(DepthPro)CobraFrac优点一与常规压裂对比常规压裂高排量，套管压裂高排量多射孔段笼统压裂不能很好的处理每一个射孔段（有些孔段未被压开）压裂增产效果不能令人满意CobraFraC一趟管柱进行多层压裂每层施工不需要很大排量针对各射孔段进行优化设计常规压裂增产效果的1.5倍是常规压裂增产效果CobraFrac工艺的不足连续油管的损耗要求大外径的连续油管（最小需要2一3/8")在此施工规模下对跨越式封隔器是很大考验如射孔段较长，则需要下CCLCobraFrac压裂实例SPE81739,EriC BUrkhglter burton Energy,WendellSalas,SerViCeS VermeloParkProlect一overview·E1PasoEnergy.43口井Cobra Frac,5-1/2-in．套管封隔器跨度，1一3米·深度300一900米Cobra Frac COmpletions每口井4一18层平均每口井9层。
致密气藏国外完井技术研究现状
国外致密气藏完井技术研究现状随着科技的进步，水平井和大斜度井已经广泛的应用于低渗透油气藏开采，对于致密气藏的开发，在完井技术方面，早期的低渗油气藏开发比较强调后期增产改造作用，常采用大型压裂及整体压裂改造增产技术，因此，较多地采用油气层段下套管，固井，然后射孔完井。
但近年来越来越多的井采用射孔完井和裸眼完井，最多的是裸眼完井。
裸眼完井与无伤害钻开油气层的钻井技术共同使用，保证了产层无伤害地，完善地打开，这对低渗透油气藏开发十分有利。
在美国普遍采用这种组合技术，裸眼完井后直接投产。
应用裸眼水平完井技术有三个关键因素：地下储层参数，开发方案，流体接触面和井筒几何尺寸。
对于低渗，特低渗油气层，只靠无伤害裸眼完井不能达到工业产油气标准，必须进行压裂改造。
90年代以来，美国的低渗气藏的开发中成功实施了水平井裸眼分段压裂，主要是运用管外封隔器和裸眼完井来进行分段的氮气泡沫压裂，其目的不是造新缝，而是加大与原有天然气裂缝的沟通程度，其效果很好，值得借鉴。
氮气泡沫压裂是美国开发低渗透汽车那个资源的一大贡献，但在用于3000一下的深井时由于用气量过大，经济上存在问题。
另外，美国和前苏联还在广泛采用泡沫酸化，泡沫酸化压裂工艺，处理井深范围可达3400M。
90年代中后期，美国，加拿大出现液态CO2加沙压裂被称为干式压裂，非常适用于水敏性储层，已经进行了几千次的实验，其效果好于水基压裂。
针对完井优化的研究，Brekke(1994)首次提出采用中心油管完井来延缓底水突破，增加无水采油量。
T.Borbas(2003)论述了岩石的强度特征是完井优化的最重要参数之一。
Garrouch(2004)等运用系统论方法，分析了钻,完井水平井及分支井设计过程中油气藏类型筛选和完井影响因素，并分别描述了筛选流程图和整体设计思路。
建立了基于网络互连的模糊专家系统优化水平井和分支井的完井方式。
Morita(1994),Larry (2009)以岩石力学理论方法为基础分析了水平井生产过程中井眼稳定性与地应力状态，岩石强度，有效应力的相关性。
哈里伯顿堵水技术简介
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笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ WaterWeb应用条件：
井型：油井或气井 温度上限：160oC 渗透率：0.01-6000mD 岩性：砂岩及部分碳酸岩 配液用水：海水、淡水、盐水
▌ 主要优势：
可笼统注入或连续油管注入，无需 钻机配合 高分子瞬间吸附岩石表面，无需关 井等待
HAL堵水调剖技术
哈里伯顿增产作业部 2016年7月7日
堵水工具箱
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon®
井筒内 近井筒
弃井 套管泄漏 套管外微 通道 砾石充填 封堵高压 层 水锥进/水 脊进
哈里伯顿堵水技术“工具箱”
地层基质
高渗带水 侵 沟通注水 井 产水层附 近酸化 酸化处理 进入水层
挑战：堵剂在井筒内沉降，无法封堵井筒
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凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
技术：触变性H2ZERO，对抗液态堵剂沉降
Time, minutes Physical Appearance
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转向酸化
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ 墨西哥油井
4%孔隙度，50md渗透率 Guidon接触地层反应明显 处理后产油上升，含水降低
104-A井 处理前 处理后 产液量 (BFPD) 591 748 产油量 (BOPD) 465 623 产水量 (BWPD) 126 125 含水率% 21 17
两种不同完井方式的比较：裸眼洞穴完井与套管压裂完井
比较裸眼洞穴和套管水力压裂完井技术在新墨西哥州圣胡安盆地的应用摘要自从19世纪50年代圣胡安盆地第一口煤层气井钻井以来，完井技术有了大幅度的提升。
最初的井都使用裸眼完井，然而除了分隔不同煤层外，井壁稳定性是另一个重要问题。
套管完井后又进行了射孔和水力压裂措施。
圣胡安地区大多采用煤层裸眼洞穴完井，但是最近裸眼完井重新在该地区应用起来。
之后将裸眼段和未固井的预射孔套管连通。
在圣胡安盆地由Blackwood&Nichol公司管理的布兰科东北部地区，套管压裂完井技术和裸眼洞穴完井技术都在使用。
这为比较并最终决定采用哪项技提供了难得的机会。
简介圣胡安盆地Fruitland层煤层气储量预计为50万亿立方英尺。
开发这样的大气藏的前提条件是定位富集区的可靠技术和开采煤层的创新技术。
煤储层是非均质的，即使同一区域的气藏地质条件也可能不同。
储层参数如渗透率、压力、含水饱和度、含气量，地质参数如煤阶、厚度和天然裂缝决定了气藏的生产潜力。
完井和采气技术影响气藏的产能和有效采收率。
并列比较不同完井技术效果时，储层和地质参数的影响较完井技术本身要更大。
圣胡安盆地产出油气的历史已有65年之久，主要层位是Fruitland层以深的多个砂岩层。
由于Fruitland浅层超压煤层可能引发井喷，造成在这些地区深部层位钻井有风险。
讽刺的是，现在开发的大多煤层气藏正是以往打井时要避开的超压层。
圣胡安盆地Fruitland层最早的煤层气井于37年前投入开发，即1952年。
自那之后采用了多种多样的完井技术，然而还从未确定过某种技术为“最好的”。
1988年Blackwood&Nichol公司开展了一项关于煤层气井钻井的合作研究，具体层位位于新墨西哥州圣胡安盆地布兰科东北部地区的Fruitland层，本文报告正是基于上述研究作出的。
该研究由能源公司承担，由天然气研究所通过西部白垩纪煤层气藏项目赞助。
目前在布兰科东北部地区，由Blackwood&Nichol公司负责实施套管压裂和裸眼洞穴完井，因此提供了一个难得的机会比较这两项技术。
页岩气压裂(低密度陶粒+滑溜水+水平井压裂)
页岩气藏
页岩气藏各不相同 天然裂缝网络是否发育非常重要 需要压裂改造 最成功的页岩项目：
滑溜水压裂
在清水压裂的基础上发展完善起来的一项 适合非常规气藏的开采工艺。 形成更密布的网状裂缝。 对于页岩气的流动，可以提供足够的导流 能力。 与水平井配套可以形成相当大范围的泄油 面积。 目前水平井钻井与压裂成为更经济、快捷、 准确的开采 页岩气的主要手段。
定义
Waterfrac, Slickwater frac, Riverfrac （清水压裂、滑溜水压裂、河水压裂）
垂直井பைடு நூலகம்水平井
对于厚储气藏 （大于300英尺), 通常采用垂直井设计 由于储藏厚度大，这类完井 多为多级压裂
对于薄储藏，则会采用常用的 水平井设计，可以最大程度地 接触储气层，特别是结合压裂 当横向长度大于2000英尺 时，这类完井也会采用多级 压裂
水平井压裂
气流速高!压降巨大! • 大多数非常规气井水平井压裂的目标是力求形成多条横向缝与井筒相交。 • 由于在井筒附近流体流动汇聚流速很快，所以近井地带的裂缝流动能力是关键。 • 水平井压裂需要高的导流能力！
1.32 feet， 50 feet 其面积比直井大4000倍。
在环保方面比直井有更重要的优点。
美国科罗拉多州Piceance
22口水平井/井组 压裂22口井129层用22天 完井用62天 水用量400000桶（63595方） 支撑剂用量6000吨
石油工程技术 水平井压裂工具：趾端滑套
水平井压裂工具：趾端滑套页岩气水平井分段压裂施工前，通常采用连续油管射孔建立第一段压裂通道。
目前页岩气储层平均埋深超过3500m，井深超过5500m。
连续油管一般作业长度小于等于5500m，且在井眼轨迹复杂、井斜角及狗腿度大、水平段末端呈“上翘型”等情况下易发生卡钻、自锁等问题。
趾端压裂滑套作为第一级压裂滑套，随套管一起入井至预定位置，并完成固井作业，压裂时只需通过井口打压的方式即可打开滑套，形成第一段压裂通道，可代替连续油管射孔作业，提高作业效率，降低作业风险和成本。
1趾端滑套适用环境及技术要求1.1适用环境：趾端滑套主要用于深层长水平段页岩气井第一段压裂施工环境：①地层温度介于0-150℃；②压力介于0.1-140MPa；③固井环境；1.2技术要求：趾端滑套主要实现在高温、高压、固井环境中建立第一段压裂通道的功能，需满足以下3个方面的要求：①高温、高压下的密封性；②精确开启；③固井及大排量压裂施工的要求。
2趾端滑套的结构趾端滑套主要由上接头、下接头、“O”形密封圈、定位销钉、内滑套和破裂盘等零件组成。
上、下接头通过螺纹连接，采用密封圈密封。
内滑套装在上、下接头内部腔室中，与上接头通过定位销钉固定，破裂盘装在内滑套上。
3趾端滑套工作原理趾端滑套作为第一级压裂滑套，与套管一起下入、固井；压裂施工前，从井口向套管内打压，任一破裂盘被击穿后，定位销钉被剪断，内滑套上行，滑套打开，建立起第一段压裂通道。
4技术优势及相关技术参数4.1技术优势趾端压裂滑套只需通过井口打压的方式即可打开，形成第一段压裂或泵送通道，与常规连续油管带射孔枪建立第一段压裂通道相比，趾端压裂滑套具有以下4个优势：4.1.1通过套管内部打压的方式开启滑套，建立第一段压裂通道，其开启压力由套管内绝对压力决定；4.1.2无需射孔，不受井深、水平段长度、连续油管工作长度等因素的影响；4.1.3特别适用于深层长水平段页岩气井的固井环境。
压裂喷砂孔采用可溶性材料封堵，避免固井时水泥进入滑套内；内滑套采用上行开启的方式，防止固井作业导致滑套意外开启；滑套内表面采用特殊涂层处理，避免水泥固结，影响正常开启；破裂盘传压孔采用高温固体黄油封堵，避免固井水泥进入。
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Delta Stim 增产滑套可通过投球或连续油管/普通油管 下入机械/液压开关工具进行开关。
投球操作程序：通过投入一系列尺寸球实现无干扰完井 措施。对于 4-1/2 英寸的套管或 5-1/2 英寸的套管， 可以一次性安装多达10个增产滑套。
Delta Stim®完井技术服务
用于水平井完井的新选择，实现最小化或无干扰的精确定位压裂
服务工具
HAL21998
® ® Delta Stim 完井技术采用Delta Stim增产滑套和Swellpacker 封隔系统。完井设定为投球打开方式。
Delta Stim® 完井技术为操作人员提供一个多层水平井 完井的新选择，可以达到最小化或无干扰的精确定位压 裂。该服务集合两大可靠工具于一身，即Delta Stim® 增产滑套和Swellpacker®封隔系统，使得操作人员可在 单井眼多产层选择性地开采，并可在日后封隔一个或多 个产层。Delta Stim完井装置可随VersaFlex®尾管悬挂器 系统一起下入，安装简单可靠。
3. 随着工作管柱下入到位，需要在膨胀式封隔器 (Swellpacker)系统周围的环空中加入液烃（如柴 油）,从而引起膨胀。
4. 用带有坐落头的泡沫塞顶替液态碳氢化合 物。当泡沫塞到达并密封浮箍时， 完井管串中即形成压力密封。
5. 试压完井管串或尾管及浮箍
6. 此时，如果要下入尾管，则尾管悬挂器必 须座封。
2. 下入管串及工具到位，使滑套位于措施层
3. 工具下到位后，将液态碳氢化合物
（如柴油）替入环空，使膨胀式封隔器浸在其 中，促使胶筒膨胀。
4. 用带有坐落头的泡沫塞顶替 液态 碳氢化合物。当泡沫塞到达并密封浮箍时， 完井管串中即形成压力密封。
5. 试压完井管串或尾管及浮箍
6. 此时，如果要下入尾管，则尾管悬挂器必 须座封。
最大泵速 （bmp）
70* 70* 70*
服务工具
机械开关操作程序 1. 完井管柱组装起来，并开始下入。完井管柱底 部是浮鞋，随后是浮箍，期望数量的膨胀式封 隔器(Swellpacker)系统，以及机械移动 Delta Stim滑套。
2. 完井管柱放在井筒的某一点，该点是增产套筒 所在的位置，接近准备实施增产处理的层位。
图示也包括了机械开关工具。
® Delta Stim完井服务采用Delta Stim增产滑套和Swellpacker
封隔系统。图示也包括了机械开关工具。
投球式Delta Stim 增产滑套
HAL18571
机械式Delta Stim 增产滑套
HAL17018
机械开关工具
HAL17017
Delta Stim®增 产 滑 套 完 井 技 术
胶筒一旦膨胀，会随地层井眼变化而自动调 整，保持其密封的完整性。其自密封性能使 得该创新技术可应用到所有地层。
Swellpacker封隔系统可用于裸眼井或套 管井中。
油管（基管）
VersaFlex®膨 胀 式 尾 管 悬 挂 器 系 统
VersaFlex尾管悬挂器系统无移动部件、卡瓦 或支撑块，从而消除提前座封的风险。多个 胶筒保持压力的完整性。无卡瓦装置将重力 均衡分布到支撑套管中，消除潜在的腐 蚀点。
结果：通过20个小时连续作业，共泵入130万 磅支撑剂和210万加仑的凝胶，成功进行了五 个油层的增产作业。
服务工具
Swellpacker® 封隔系统 Swellpacker 封隔系统为一个层间隔离工具， 其原理是橡胶在碳氢化合物里的膨胀特性。 胶筒可膨胀至200%, 从而有效地密封套管 环空，隔离产层。
7. 要有充足的时间让封隔器胶筒和液态碳氢化 合物发生作用，并密封隔离产层。
8. 将带有机械开关工具的连续油管或油管下入 到预定油层的增产滑套并操作打开滑套。
9. 对油层进行增产措施作业。
10. 如井筒中的其它油层需要增产措施，用液 压启动开关工具将增产滑套关闭。然后转到第 二个油层的增产滑套，将其打开以便进行措施 作业。
1.06 (26.92) 1.06 (26.92) 1.81 (45.97)
350 (177) 350 (177) 350 (177)
10,000 (68 948) 10,000 (68 948) 10,000 (68 948)
* 排量通过1.81球座时减小到54 bpm，通过1.56球座减小到40 bpm，通过1.31球座减小到28 bpm以及通过1.06球座减小到18bpm。
• 可缩短完井周期，提高产量
• 可是实现管柱全通径（钻掉投球和球座）
• 能够实现增产措施的正确定位和封隔。
• 可实现多层连续施工作业 • 封隔水层 • 通过再次施工作业，提高油藏最终采收率。 • 无需射孔，降低成本。
HAL22053 HAL22052
® Delta Stim 增产滑套和Wizard III 封隔器完井技术。
11. 如果需要全通径，可将球座磨铣掉。
12. 如果需要关闭某一油层，可使用连续油管 或油管及机械开关工具，通过开关操作来关闭 增产滑套。
案例历史
德克萨斯州东部— — 操作人员需要在一个多 层水平井筒中进行五个层段的压裂措施。通常 不采用限制产量的固井完井方式。操作人员选 用了包括VersaFlex尾管悬挂器系 统的 Delta Stim增产滑套完井技术，悬挂器以上采 用固井并回接至井口。采用Swellpacker封隔系 统封隔环空，顶替液态碳氢化合物充满环空， 使Swellpacker胶筒膨胀。通过地面投球，有选 择性地打开生产滑套。
11.不断重复该操作过程（开和关滑套），直到 完成所有油层的措施作业。
12. 在所有油层的措施作业完成后，打开每个 滑套，开始生产。
投球打开操作程序 1. 组装完井管串开始下入。完井管串底部为 浮鞋，随后依次是浮箍、所需数量的Swellpacker 膨胀封隔器系统和带有球座的投球开关 Delta Stim增产滑套。
机械操作程序可实现进行多次开/关增产滑套，从而实 现日后一个或多个油层生产。该技术对增产滑套数量没 有限制。
打开增产滑套，沟通产层进行压裂施工，随即放喷 产层，冲刷清洗井筒，施工结束后增产滑套可作为生产 工具进行生产。
服务工具
Delta Stim增产滑套完井技术优点： 该系统简单可靠，无需辅助工具，具有如 下优点：
套管尺寸 英寸
工具外径
工具内径 最小裸眼尺寸 最小挡板内径限
英寸（毫米） 英寸（毫米） 英寸（毫米 制 英寸（毫米）
最高温度 °F（°C）
最大压差 psi （千帕）
3-1/2
4.75 (120.65)
6
4 1/2
6.12 (206.38)
10
2.99 (75.95) 3.75 (95.25) 4.67 (118.62)
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H05673-CH 9/09
7. 要有充足的时间让封隔器胶筒和液态碳氢 化合物发生作用，并密封隔离产层。
8. 打开Delta Stim增产滑套，对首个油层进行 措施作业。
9. 对首个油层措施作业完成后，投入并泵送 第一个球到下个措施层的球座，等球到位后， 打压开启增产滑套 同时隔离首个油层， 开始处理下一个油层。
10. 连续进行该操作（投入每个滑套对应尺寸 的球）直到所有预定油层作业结束。最后，通 过放喷返排，带球返回地面。
粘结胶筒 端环
同右边常规的尾管悬挂器相比,VersaFlex尾管悬挂器系统 的简单操作显而易见。
HAL17525 HAL18506
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