堵塞球分段酸压技术在水平井的应用

２０１０正　天然气技术　Ｖｏ１．４．ＮＯ．１　第４卷・第１期　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｆｅｂ．２０１０　文章编号：１６７３—９０３５（２０１０）０１—００２７—０３　堵塞球分段酸压技术在水平井的应用　魏书宝　陈毅　王强　钟水清　（１．中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司，四川成都６１００５１；２．中国石油西南油气田公司，四川成都６１００５１）　摘要　堵塞球分段酸压技术在直井中应用较为成熟，当选用密度与酸液相近的堵塞球在水平井分段酸压中　实施封堵孔眼时，堵塞球在井内的沉降、附着力和封堵效率计算可以借鉴直井中的相关原理。通过对堵塞球分段　酸压工艺原理进行分析，初步形成了投球酸压最小排量控制技术，同时提出了堵塞球分段酸压的施工原则。　关键词　水平井堵塞球酸压技术　中图分类号：ＴＥ２４３．２　文献标识码：Ａ　Ｏ引言　附着力（ｎ，　Ⅳ）应大于由于井筒内压裂液的流动使　球脱落的力（　，Ⅳ），堵塞球才能继续堵住孔眼。　对水平井进行堵塞球分段酸压，主要的影响因　素有堵塞球在井内的沉降、附着力、封堵效率。这　２堵塞球的优选　几种影响因素主要与堵塞球的密度和携带液的密度　２．１堵塞球的种类选择　差有关联，而塔里木油田在酸压施工时一般选用的　１）按密度分为：①高密度堵塞球：球的密度大　堵塞球密度与携带液的密度差别很小，在深井酸压　于压裂液的密度；②低密度堵球：球的密度小于压　施工中的高排量和高压力的影响下，堵塞球在井内　裂液的密度。压裂液的密度通常为１．０２　ｇ／ｃｍ　。　的沉降、附着力和封堵效率产生的变化很小。因　２）按材质分为：①塑料球：通体由塑料制成；　此，堵塞球在直井内的经验理论对水平井仍然适用。　②尼龙橡胶球：核心为尼龙，外层为橡胶。　１堵塞球分段酸压工艺原理　２．２堵塞球的设计计算　堵塞球分段酸压技术主要适用于各储集层吸液　１）堵塞球直径的经验公式：　能力差别较为明显且已套管射孔完井的地层。该工　Ｄ≥１．２５Ｄｏ　（１）　艺利用不同层段间吸液压力的差别，在优先进液的　式中：Ｄ为堵塞球直径，ｍｍ；Ｄｏ为射孔孔眼直　储层完成改造后，挤入高强度堵塞球封堵进液的孔　径，ｍｍ。　眼，强制液体转向进入吸液压力稍高的第二段，如　２）堵塞球使用数量的经验公式为：　此循环注液与投球堵塞转层酸化，从而达到一次酸　Ⅳ－（１．１～１．０）　（２）　化作业改造多个层段的目的［１１。　式中：Ⅳ为堵塞球数量，个；Ｎｏ为射孑Ｌ孔眼数　堵塞球封堵的效果主要受两个方面的影响　：　量，个。　１）堵塞球能否坐在射孔孔眼上，这取决于球在　管中的垂直流速与液体在孔眼中的水平流速之比，　３堵塞球封堵效率分析　即液体流向孔眼的流速所产生的对球的拖拽力　图１是典型的堵塞球封堵效率分析曲线。由分析　（　，Ⅳ）必须大于球的惯性力（，。，Ⅳ），封堵球才能　曲线可知：　坐在孔眼上。　１）对于高密度堵球，封堵效率随密度差的减小　２）当球已坐在孔眼上时，使球保持在孔眼上的　或孔流量的增加而提高。　收稿日期：２００９—１０—０９　修订日期：２０ｌ０—０１—０４　小艾受剁　Ｉ家ｒＩ然利．　金资助项Ｈ（编号：９０６１００１３）的资助．　．作者简介：魏ｆｉ　ｆ　１９８３一），ｌ『』Ｊ　Ｉ　程师，从小油ｆｔ…　酸化技术服务］：作一Ｅ—ｔⅢｉ１：ｗ　ｉｓｌ川ｌ川一２００２＠１６３　ｔｍ　天然气技术／２７　第４卷　魏书宝，等：堵塞球分段酸压技术在水平井的应用　第１期　图１堵塞球封堵效率分析曲线图　２）对低密度堵塞球，只要液体流速大于堵塞球　的上浮速度，能将球送至孔眼处，其封堵效率均可　达到１００％。　４合理布孔方案的确定　堵塞球分段酸压设计中制定合理的布孔方案是　决定工艺效果的核心内容，布孔原则如下：　１）根据每一层的具体情况按比例地分￣ＩＴＬＨＥ数　量，控制已见水或平面上易水窜的目的层。　２）选择层内渗透率最好的部位射孔，当层内存　在岩性或物性异常的薄夹层时，夹层上下分别布孔。　３）当目的层附近有其他可能在酸压中与之窜通　的非目的层时，应注意拉开布孔与隔层的距离，当　隔层厚度不足３　Ｉｎ时，更应注意这一点　］。　４）考虑到裂缝破碎带的影响，在处理层内层数　多，而孔眼总数受到少于待处理层数的情况　下，可在紧密相邻的几个小层中间位置布孔。　５）由于受到目前实际射孔水平的，个别孔　眼的堵塞难以避免，因而允许实际的布孔数量比理　论计算的稍多一些，以利于顺利完成施工。　５实例分析　５．１塔中６２—５Ｈ井的地质资料　塔中６２—５Ｈ井工区内主要发育一条Ｉ级断裂：　即　塔中Ｉ号断裂，该断裂控制了礁滩体北北西一南南　东走向，呈线状分布。　该井改造段有利储层欠发育，录井见一定气测　显示；目的层测井解释Ⅱ类储层２１．５　ｍ／３层，平均　孔隙度３．１％；ＩＩＩ类储层３６　ｍ／４层，平均孔隙度　１．８％。从测井解释成果来看，改造段测井资料为Ⅱ　类、Ⅲ类储层，物性一般。　目的井段射孔情况：射孔：８９；弹型：１０２　２８／Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　射孔弹；孔密：１０孔／Ｉｎ，射孑Ｌ相位１　８００，射孔数　１９２孑Ｌ；射孑Ｌ井段：４　８６２．５～４　８６９．５　ｍ、４　８９８～　４　９０５　ｉｎ、４　９３０—４　９３７　ｍ。　５．２塔中６２—５Ｈ井的酸压设计　该井改造井段为大斜度井，射孔井段长，施工　过程中滤失量大。针对以上情况，为降低滤失量，　并形成多裂缝从而充分发挥斜井增产的优势，对该　井进行堵塞球分段酸压施工［３１。　该井射孑Ｌ后资料记录ＴＬＩ￣直径为１５．０　ｍｍ，根据　堵塞球直径的经验公式，推算堵塞球的直径为ｌ９～　２０　ｆｉｌｍ；考虑堵塞球的承压和密度，选用承压级别高　的塑料球；密度为１．０２　ｇ／ｏｍ　；经现场实际讨论后　决定该井酸压层段射孔长度均选为７　Ｉｎ，为保证堵塞　球的有效性，根据计算堵塞球使用数量的经验公　式，计算得出：　第１次：Ｎ　：７×ｉ０　Ｘ（１．１～１．２）＝７８（个）　第２次：Ⅳ２＝７　Ｘ　８　Ｘ（１．１～１．２）＝６５（个）　得出堵塞球的使用数量为Ｎ＝Ｎ　＋Ｎ２＝１４３（个）　综合以上考虑本井酸压选用１４３个直径为１９～　２０　ｍｍ、密度为１．０２　ｇ／ｅｍ　的高承压低密度塑料堵塞　球。　该井采用的是低密度的塑料球，其密度和压裂　液密度相差很小，考虑到在境内水平段和垂直段的　运行受到重力的影响差别不大，故该井的理论依然　采用堵塞球在直井中的经验理论。　堵塞球在水平段运行，最主要的问题是要其保　持在孔眼上，因此根据堵塞球能保持在孔眼上的排　量经验公式：　在第１阶段投堵塞球（Ⅳ　＝７８）时，排量Ｑ大于或　等于５．８　ｍ。／ｍｉｎ；　在第２阶段投堵塞球（Ⅳ２＝６５）时，排量Ｑ大于或　等于５．５　１ＴＩ　／ｍｉｎ；　综合以上的理论计算得知，为保证堵塞球能保　持在ＴＩｌｌ上，在第１次投球时排量Ｑ大于或等于５．８　ｍ　／ｍｉｎ；第２次投球时排量Ｑ大于或等于５．５　ｍ　／ｒａｉｎ。　５＿３塔中６２—５Ｈ井的酸压效果　２００８年６月２７日对塔中６２—５Ｈ井进行了堵塞球　分段酸压，注入井筒总液量９５０　ｍ　，两次共投入直　径为１９～２０　ｍｍ，密度为１．０２　ｇ／ｅｍ　塑料堵塞球１４３　第１９期　天然气技术・钻井工程　个，最高泵压为８７．２　ＭＰａ，最大排量为６．０９　ｍ　／　ａｉｒｎ。　第１次共计投入堵塞球７８个，在保持排量６．０　１Ｙ／。／ｒａｉｎ不变的前提下，油压上涨３０　ＭＰａ左右，后　出现快速上涨。说明堵塞球到达预定孔眼位置，油　压达到８７　ＭＰａ左右降低排量，同时液体已经压开第　从图２塔中６２—５Ｈ井的酸压曲线可以明显地看　出：　图２塔中６２—５Ｈ井交联酸投球分段酸压施工曲线图　２目的层段，达到了预期的目的。　证，这对以后的水平井堵塞球分段酸压提供了理论　依据和实践经验。　２）堵塞球分段酸压技术适用于层间间隔小或油　层跨距大、不能用封隔器分卡的已射孔的多个油气　第２次共计投入堵塞球６５个，同样在保持排量　５．８　ｍ　／ｍｉｎ不变的前提下，油压上涨１１　ＭＰａ，后压　开第３目的层段。此阶段油压上升缓慢，主要是前面　注入的液体已经对地层起到了很好的沟通和酸蚀作　用，液体的滤失速率加大，故当堵塞球到达第２目的　孔眼时没有出现油压突然上涨的情况。　施工过程中投入堵塞球后，在排量不变的情况　下随着液体的泵人油压明显上升，该排量在投球设　计需要的范围内，排除由于液体性能摩阻变化引起　层，该技术具有经济效益好、适应范围广、施工时　效高的特点，已在现场得到成功应用，并取得了较　好效果。　３）为保证堵塞球起到很好的封堵限流作用，必　须准确控制排量，合理确定射孔方案，优选堵球种　类及数量，以保证预期效果。　参考文献　的压力变化后，产生的其他压力变化说明堵塞球进　入目的层段对射孔孔眼进行了有效的封堵；使得油　压上升，随着液体的不断泵入，油压又有明显地下　［１］任山，王兴文，林永茂，等．三层及以上多层压裂技术在　川Ｉ西气田的应用［Ｊ］．钻采工艺，２００７，３０（５）：４４—４７．　［２］王兴文，杨建英，任山，等．堵塞球选择性分层压裂排量　控制技术研究［Ｊｊ．钻采工艺，２００６，３０（１）：７５～７６．　降，说明液体对第２个目的层段进行压裂。施工结果　表明堵塞球起到了很好的限流分段的作用。　６结论与建议　１）该次施工成功实践了水平井堵塞球分段酸压　［３］王鸿勋，张士诚．水力压裂设计数值计算方法［Ｍ］．北　京：石油工业出版社，１９９８．　（编辑：周娟）　工艺技术，对选球原则和作用机理进行了很好的验　天然气技术／２９