文摘

针对套管变形的问题可以很容易地发生在致密油水平井压裂,基于岩石力学实验和概率统计,近井应力场的分布特征和法律的某事M56的水库是解决和分析利用有限元建模数值方法。研究表明,(1)M56的最大/最小水平应力比致密油储层为1.2,小于8 MPa的区别,这个特征条件更有利于形成的复杂网络在储层压裂压裂。(2)在M56,米塞斯应力等值线附近钻孔是对称分布的。应力集中有四个危险点(30°、150°、210°和330°);一个扇形的高危险沿着四个危险点应力区形成。随着泵送压力的增加,垂直米塞斯应力先增加然后减少,而水平米塞斯应力先增加然后减少。汽缸壁是线性的max-Mises压力和压力均匀系数呈正相关。当泵送压力是80 MPa,米塞斯应力超过套管的安全压力范围。泵送压力70 MPa压裂储层套管的安全泵送压力。(3)发现90°和270°水平固定平面穿孔可以避免危险应力区,增加和减少注射一步一步压裂泵的流量( )在压裂的启动和停止阶段;泵的控制压力在整个压裂过程中70 MPa,可防止套管变形。

1。介绍

世界上的非常规石油资源丰富。2002年,美国开始尝试非常规气藏水平井压裂技术,并在2007年开始推广水平井压裂技术。2009年,完成水平井在美国超过95%,和生产达到878亿米3,占大约15%的天然气产量在那一年,实现页岩气革命。2013年,水平井的应用速度桥塞体积压裂技术在北美达到85% (1];2010年,中石油吐哈油田与美国Hess公司合作开发某事致密油,不断丰富的内涵体积压裂过程中实际应用(2),形成的主要转换过程“水平井桥塞体积压裂技术,并实现了快速生产非常规石油和天然气。

致密油M56某事盆地是一个全国性的致密油面积示范。它位于ND Malang-sag 2号构造储层区;储层延伸到东部和西部,在北方,高和低,形成圈闭面积37.06公里2;储层的有效厚度51.3 ~ 52.9米,孔隙度为9.90% ~ 12.04%,渗透率是28.25 ~ 35.02。地应力包括采场覆岩应力造成的体重和现代构造应力传播从相邻的块或底部;它还包括过去留下的残余应力构造运动但没有完全放松,以及附近的应力变化引起的人体工程学(3- - - - - -6]。M56水库采用“水平井套管+ +分割体积压裂技术,“实现规模效益快速发展。与储层压裂技术需求的增加,储层的深度和长度的水平井还在不断增加;压裂技术的关键参数,如“压裂位移、sand-adding强度、流体体积压裂段数,和集群,”不断加强(7,8),而储层应力场的平衡分解和复杂的变化发生9- - - - - -11];受到应力场的变化的影响,不同程度的油层套管损坏,造成井筒套管变形的问题在水平井体积压裂是越来越复杂,显示每年增加的趋势(12- - - - - -14]。套管变形的页岩油气开发率达到20% ~ 30%,马塞勒斯页岩油的井是6.2%,在美国的Vaca Muerta Neuquen盆地页岩气井在阿根廷是25%,一个街区的Duvernay在加拿大是47% (15),平均的页岩气水平井套管变形速率长宁,202年魏,魏204年,昭通块在中国到2019年底达到38.46%。水平井套管变形速率的M56某事盆地致密油块也显著增加。到2020年底,M56的水平井套管损坏率已达到30%,这影响了某事M56的发展。

本文用岩石力学实验和典型井的统计分析方法,我们确定了地应力某事M56盆地的准确数据,建立了近井区域地应力模型。有限元分析,近井地应力场的变化特征在M56油井压裂的进一步研究和分析,和体积压裂的预防措施在这个区域的穿孔模式和安全注射泵压力。通过15井的应用实例,进一步说明了该措施的有效性。

2。应力计算

2.1。核心实验
2.1.1。拉伸试验

试样:直径Φ25毫米和6毫米~ 8毫米厚度,见图1。


图1
图的岩石和实验原理。

原则:巴西测试,测试标本通过两个弧形夹加载,直到岩石分裂和破坏。岩石的抗拉强度是通过负荷计算的价值当试样破坏。 在哪里 抗拉强度,MPa; 是负载在试样的断裂,N; 试样的直径,mm;和 试样的厚度,毫米。

2.1.2。压缩试验

试样:直径Φ25毫米,长度50毫米。

原则:画出三轴压缩试验的应力-应变曲线。黑线代表了轴向应变压力,绿线代表了径向应变压力,和红色的线条代表的体积应变压力,见图2。


图2
应力-应变曲线的原理图。

抗压强度:max-stress的重点是抗压强度 。 在哪里 抗压强度,MPa; 是轴向载荷,N;和 的横截面初始测试标本,毫米吗2。

弹性模量:直线的斜率在抗压强度是弹性模量的一半。 在哪里 弹性模量,MPa; 轴向应力差,MPa;和 轴向应变的区别,无量纲。

泊松”年代比: ,的逆直线的斜率的比值在抗压强度是泊松比的一半。

2.2。核心参数拟合

核心实验反映了岩石的物理力学性质和压力特征在一定程度上(16- - - - - -18]。在120年核心测试实验(见图3)、弹性模量和泊松比M56的核心(见图4和5)。使用统计概率的方法做是为了获得正态分布概率曲线和拟合方程的水平应力比、应力差分布概率曲线,多项式拟合方程(见图6和7)。


图3
岩片测试之前和之后的对比图。

图4
概率分布和弹性模量的拟合曲线。

图5
概率分布和泊松比的拟合曲线。

图6
概率分布和水平应力比的拟合曲线。

图7
概率分布的拟合曲线水平应力差。

弹性模量和概率分布曲线的拟合方程: 在哪里 弹性模量, 是确定系数, 是确定系数。

概率拟合曲线的弹性模量分布、储层的弹性模量在M56符合正态分布,确定系数( )是0.8879,它具有较高的拟合优度。岩石的弹性模量核心是集中在20 ~ 30 GPa。

泊松比和概率分布曲线的拟合方程: 在哪里 概率密度分布, 泊松比, 是确定系数。

从泊松比的拟合曲线概率分布,泊松比的水库M56符合正态分布,确定系数( )是0.8559,它具有较高的拟合优度。泊松比的岩石核心小于0.25。

水平应力比和概率分布曲线的拟合方程: 在哪里 概率密度分布, ,和 是确定系数。

从概率水平应力比的拟合曲线分布,水平应力比的水库M56符合正态分布,确定系数( )是0.9938,它具有较高的拟合优度,水库集中的平均水平应力比为1.2。

多项式拟合方程的应力差和概率分布曲线: 在哪里 概率密度分布, ,和 是确定系数。

概率拟合曲线的水平应力差分布,水平应力差的储层M56符合正态分布,确定系数( )是0.9542,拟合优度高,储层水平应力差是集中在6.1 ~ 7.6 MPa。

结果表明,岩石的分布参数M56致密油符合正态分布,可测的系数( )拟合方程的范围从0.8559 ~ 0.9938,拟合优度高,弹性模量是多少 。泊松比小于0.25,最大和最小水平主应力比为1.2,应力差是6.1 ~ 7.6 MPa (≤8 MPa)。这个特征条件更有利于形成的复杂网络在储层压裂压裂。

2.3。计算储层力学参数在不同地层的深度

在压裂过程中,岩石的周向应力受到高压压裂液,应该超过其抗拉强度,以产生骨折,可准确反映地层压力。使用32的压裂参数在致密油某事M56,和协议的多约束压力精细分析技术(19),水库在不同地层深处的压力(见图8)。


图8
压力和形成深度之间的关系。

由此产生的压力的数学表达式: 在哪里 最大水平应力, 最小水平应力, 垂直应力, 是形成深度。

结果表明,致密油的地层破裂压力梯度M56 0.023 ~ 0.025 MPa / m,最大水平应力梯度是0.025 ~ 0.026 MPa /米,最小水平应力梯度0.0198 MPa / m, max / min-horizontal应力比2000 ~ 2500是1.20,和垂直应力大于最小水平应力,也就是说, ,1.2与室内试验结果一致。

3所示。建模水平井近井的压力

水平井近井的压力由压力下地应力;造成的压力是压力的流体流入井筒,形成的形成(20.- - - - - -23]。建立了井筒附近的应力模型使用一个线性弹性计算模型和叠加原理(见图9)。


图9
水平井井筒附近压力模型。
3.1。压力下的井筒附近地应力

平面应力模型是用来计算的压力形成、周向应力 ,径向应力 ,垂直应力 ,和井筒剪切应力 这是由压力引起的,如下: 在哪里 是岩石的泊松比,无量纲; 井筒中心的距离,m; 井眼半径,m; 径向和轴向方向之间的夹角,°; 上覆岩层压力,MPa; MPa是max-horizontal主应力; MPa是min-horizontal主应力;和 是轴剪切应力,MPa。

3.2。在内部压力下井筒附近压力

在压裂过程中,井筒的压力已经复杂的变化。假设套管、水泥鞘和形成是一个连续体,没有裂缝,井筒周围的应力场是解决使用厚壁井筒的弹性理论。周向应力 和径向压力 是由水力压裂法: 在哪里 外边界井筒的压力,MPa; 井筒的压力,MPa; 外边界井筒半径,m; 井筒的半径,m;和 井筒中心的距离,m。

3.3。额外的压裂液造成的压力

压裂过程中,压裂液进入地层多孔介质通过射孔孔对套管产生额外的压力。额外的周向应力 ,径向应力 ,和垂直应力 公式如下: 在哪里 孔隙度,0 ~ 1; MPa的压力是岩石孔隙; 井筒的压力,MPa; 井筒中心的距离,m;和 明显是无因次渗透率。

通过耦合方程,获得的表达明显无因次渗透率如下(24,25]: 在哪里 是分子直径,m; 纳米孔直径,m; 是切向动量调节系数(麦迪),无量纲;和 是包装的一部分气体在纳米孔中,无量纲。

根据叠加原理,公式的压力(10)- (13)( , ,和 )叠加得到的三维应力水平井筒附近:

4所示。井筒附近的应力特性分析和预防措施

以某事M56的典型井为例,在井筒附近的米塞斯应力特征进行了分析,并制定防止套管变形的技术措施。这个水库的油井套管参数如下:外径139.7毫米,钢种P110,厚度9.17毫米,内径121.36毫米,长圆形线,和最小内部屈服强度为90.7 MPa,计算储层的力学参数实验和模拟数据。

4.1。米塞斯应力特性分析

结果表明,(1)均匀系数的值( = )正变得越来越大,米塞斯应力等值线分布的差异。井筒附近的水平应力沿径向逐渐减少,井筒附近的垂直应力先增加然后减少,应力集中分四个对称分布在井眼附近,和max-stress点垂直于井眼轴线,形成高应力区沿井眼径向方向,见图10 ()。某事M56水库的均匀系数是1.2;看到有高压力点在以下方向的套管,30°、150°、210°、330°。当套管强度进一步降低,这些高压力点是最初的套管变形的危险点。(2)米塞斯应力等值线的垂直和水平井筒被逆转的压力增加,垂直应力先增加然后减少,和水平应力先增加然后减少,见图10 (b)。

(一)均匀系数1.0,1.1,1.2,1.3和压裂40 MPa的压力
(一)均匀系数1.0,1.1,1.2,1.3和压裂40 MPa的压力
1.2 (b)均匀系数和压裂压力40岁,50岁,60岁,70 MPa
1.2 (b)均匀系数和压裂压力40岁,50岁,60岁,70 MPa
图10
米塞斯应力均匀coefficient-fracturing下的井筒附近压力。

预防措施:(1)传统的60°相角螺旋射孔方法有两个缺点。首先,穿孔的角度可以很容易地减少危险点附近套管的强度,增加套管变形的风险。第二,因为不能集中在套管射孔器射孔孔的直径在顶部的一部分套管小于底部部分,和不均匀穿孔导致不均匀的液体流入在压裂过程中,由于地层裂缝扩张和延伸的方向主要是由天然裂缝主应力的方向;骨折开始从最薄弱的点在压裂过程中,大多数流体进入底部的大洞套管与低摩擦,底部和套管的强度进一步降低,增加套管变形的风险,见图(11日);同时,有效的压裂液注入孔的数量减少,影响压裂效果。针对四个高应力危险点在套管和井眼附近在某事M56压裂期间,水平固定平面射孔方式,提出了采用90°和270°水平方向射孔,有效地避免了套管的四个高应力危险区域,极大地降低套管强度下降的风险在射孔造成的高应力的位置;它还可以穿过沿着最大主应力的方向;压裂裂缝首先开始沿着最大主应力的方向,向外延伸,提高压裂效果,见图11 (b)。(2)根据垂直和水平米塞斯应力逆转与井筒压力的增加,M56的压裂容易套管水平变形时low-pump注射压力和套管垂直变形时汽油喷射压力。因此,在开始和结束的压裂,压力稳定的方法提出了一步慢慢增加和减少压裂的位移( ),特别是当压裂压力40 MPa;压力稳定需要时间不少于5分钟,以避免快速上升或下降的井筒压力的不均匀释放套管压力,可以增加套管变形的风险。

(一)60°相角螺旋穿孔(前)
(一)60°相角螺旋穿孔(前)
(b) 90°-270°水平面定向射孔(后)
(b) 90°-270°水平面定向射孔(后)
图11
射孔优化前后的对比图。
4.2。米塞斯应力分析和压裂压力

结果表明,井壁的max-Mises压力和压力均匀系数遵循线性正相关函数。压裂压力是40 MPa时,max-Mises汽缸壁的压力最小。当压裂压力超过60 MPa, max-Mises汽缸壁的应力增加的增加压裂压力(见图12)。随着压裂压力的增加,套管变形的风险就越高。多级压裂过程中,套管反复受到交变应力的高和低在井筒内,当井筒内压力达到最低套管屈服强度时,套管变形的风险将大大增加。


图12
曲线的井壁max-Mises压力和压力均匀系数。

某事M56盆地的压力均匀系数是1.2;当压裂压力达到80 MPa,汽缸壁的max-Mises压力约为88 ~ 93 MPa,油井套管的最小屈服强度已经超过了,和套管为90.7 MPa的最小屈服应力(139.7毫米P110套管和厚度10.54毫米)。从图可以看出12压裂压力是70 MPa和max-Mises汽缸壁的压力是77 MPa,也就是说,85%的最低套管屈服强度,这是合理的压力套管为压裂设计和压裂油井的压力在这个块。

5。田间试验

根据计算结果,现场试验研究水平井分段压裂15某事M56致密油的应用程序通过“水平井+上演了multicluster穿孔”压裂技术。P110套管的强度等级,内径是121.36毫米,水平井的垂直深度为2380 ~ 2510米,压裂段数是8 ~ 10,压裂的部分长度为40 ~ 60 m,压裂部分包含6 ~ 8集群,两个集群之间的距离是10 ~ 15米,每个部分的压裂液的体积是1000 ~ 1100米3,砂量90 ~ 100米3。

90°和270°水平固定平面上穿孔。在压裂过程中,压裂泵的启动和停止,一步一步一步的压力不超过5 MPa。位移的增加压裂泵分为五个阶段,3、6、9、11和12 ~ 15米3/分钟;每个阶段的压力是稳定的一分钟。在停止阶段,压裂泵的位移分为15 ~ 12日,11日,9日,6和3 ~ 0 m3/分钟,每个阶段的压力是稳定的一分钟。压裂的最大压力为69.3 MPa(低于设计安全压力70 MPa),压裂的平均压力为65.7 MPa,压裂是8 ~ 12米的位移3/分钟。田间试验表明,压裂和生产中没有套管变形发生在1.5年。

6。结论和建议

(1)某事M56的压力储层致密油有关系 。最大和最小水平应力的比值为1.2,小于8 MPa和区别。弹性模量是 ,和泊松比小于0.25(2)根据水平井筒附近的三维应力模型,在M56盆地,米塞斯应力等值线附近钻孔是对称分布的,有四个危险点的应力集中;一个扇形的高危险沿着四个危险点应力区形成。随着泵送压力的增加,垂直米塞斯应力先增加然后减少,而水平米塞斯应力先增加然后减少。汽缸壁是线性的max-Mises压力和压力均匀系数呈正相关。当压裂压力是70 MPa,米塞斯应力达到了危险的套管的应力,所以70 MPa的压力压裂是安全的油层套管泵送压力(3)15井骨折M56的穿孔在90°和270°水平固定平面上穿孔,和步骤类型( )增加或减少位移期间使用的压裂泵的启动和停止,和压裂过程的注射压力小于70 MPa可以有效防止M56的水平井套管变形

数据可用性

的数据支持本研究的发现可以从第一作者,彭,在合理的请求。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

这项工作得到了国家自然科学基金(批准号62173049和62173049),山东省自然科学基金(批准号ZR2021QE106),和中国博士后科学基金(批准号2021 M693506)。