横向胶结套管的水平井完井增产技术概述

B.W.丹尼尔劳埃德东，SPE，哈里伯顿，万斯哈扎德，SPE，先锋自然资源公司版权所有2002年，石油工程师协会

这篇文章准备发表在SPE亚太地区的石油天然气大会2002年10月在澳大利亚墨尔本8日至10日举行的展览上。根据作者提交的包含抽象信息的内容，这篇文章被选定为SPE程序委员会的演讲稿。该文献的内容，如前所述，还没有得到国际石油工程师学会的审查，并且作者还有修改的可能。所提交的材料并不一定反映每位石油工程师、管理人员或其他成员。发布于SPE会议上的文章易于接受社会石油工程师编辑委员会的审查。未经石油工程师学会的书面同意，电子复制、发表或存储本文的任何部分等用于商业用途都是禁止的。重现打印的权限被为不超过300字，插图不可以进行复制。摘要必须显要的包含确认于何地、由何人介绍了该文件。图书馆管理员，SPE，P.O.833836，Richardson，TX75083-3836，USA，传真：01-972-952-9435。

摘要

许多水平井已钻入中低渗透地层并且以一种不需要实际增产措施的方式完井。这种现象在美国和加拿大广为流传，并在较小程度上在全球其他地方所流传。

无论是裸眼井还是非水泥套管在水平断层完井上是有经济上的吸引力的。然而，在许多低渗透油藏以及一些中等渗透值油藏，生产值往往是低于预期值的，有时甚至在商业上是不可行的，即使努力克服近井损坏问题。这尤其正确当只考虑除断层以外的油藏时。在更多低渗透油藏，欠平衡钻井投资成本较高，低伤害完井往往具有良好的经济回报。在低渗透油藏，这种做法往往并不是总成功的。

以往的研究为强化套管/硬质低渗透油藏水平井完井提供了大量的成功案例与技术。为了实现适当的强化，如压裂酸化或水力压裂的支撑剂的技术，运营商必须结合一种经济、有效的方法，用于控制流体或放置支撑剂。然而，运营

商面临着生产潜力有限，需要降低钻井成本等问题，所以他们常常考虑裸眼井或简单的衬管完井的必要性。不幸的是，裸井眼很少有成熟的技术完全控制断裂位置。在某些情况下，与这些技术相关具有高风险或非常高的成本，还要根据油藏条件或用于生产改进的潜力来作为依据。

在试图解决这些问题时，运营商已经使用几种方法。在机械和经济上有些人成功，有些人只是机械的成功，而另一些不足考虑。要实现显著的长期生产改进，常规支撑剂的压裂处理，（那些使用很少压裂支撑剂），以及碳酸盐岩地层的压裂酸化沿水平需要某种类型的裂缝位置的控制权。本文考察在试图解决这些问题的几种方法和分析的原因，每个在机械的或经济方面的成功或失败。

简介

当操作者认为在低渗透碳酸盐岩或砂岩储层水平井完井时，成本控制成为的钻井和完井的一个主要考虑。当一个中等渗透油藏经济潜力显著受限于环境成本或有限的油藏储量时，非水泥套完井是经济的选择。最近的许多项目和目前在世界各地许多的计划，增加生产完成裸眼水平井每美元的机会可以证明一个新的领域或在现有场附加钻井的发展。此外，重新进入旧的垂直井，水平完井完成裸眼井往往决定于孔尺寸的。

全球的普遍事实是我们的行业似乎慢慢接受很多低渗透水平完井储层需要大量的强化，成为真正的成本。长裸眼井分支井的假设不再需要昂贵的强化措施，通常需要与直井完井在那个特定的油藏根据几个水平井钻井来计划。除奥斯汀白垩油藏，只有少数几个这样的项目已经实现了这个目标。在许多低渗透率，水平裸眼井钻井工程生产的结果令人失望，一些运营商已经使用有效的增产效果，显著提高经济回报的水平井。大多数运营商还没有找到持续有效，没有某种形式的安置控制的低成本强化的过程是有效的。

严重的分层油藏间隔本身（尤其是砂岩），生产价格低，有时运营商已采取了极端的小心的措施，以避免钻井引起的地层伤害。很多时候，在这些薄层表现出相同的效果时，流动障碍以及经济性要求高，持续的产率受到渗透性显著的。许多水平井钻井项目没有进行观察岩心实验或高分辨率记录，揭示

岩石结构的精细模型。通过有效的水力压裂，这些问题都可以很容易克服。完井是否允许这种可能性？

背景

在上游石油和天然气工业水平井完井中，消除水力压裂有一个普遍的误解。这似乎是真实的，即使在垂直完井，一般需要几乎每口井都压裂增产的情况下，油藏的概念往往是广义的水平以及在当今教育业界广受认可。大多数文本，我们回顾起来发现关注较少垂直井，水平井也是近井损坏。大多数的例子假设的油藏具有相同性质，并没有显著的垂向渗透率差异。虽然这个条件验证了作者的概括，包括研究低渗透油藏完井，会令他们的文本更加有效和全面。许多文本未能解决一些很少的概括适用于大多数低渗透油藏的事实。解决此问题的几个句子至少可以提醒学生更深入的考虑渗透率各向异性的影响。

通常情况下，低导磁率的区域包含多个层系的不同的孔隙度和渗透率。在低渗透油藏，严重的渗透率各向异性可能在中度到高渗透率储层是较常见的。甚至是很难想到的垂直渗透障碍，太薄被检测通过常规测井资料也往往存在。索利曼的研究是少数我们发现，包括声音教学的具体涉及到低渗透率的案例之一。

在低渗透油藏表皮的伤害值是非常高的，甚至在某些情况下，使用空气钻井的整个侧面。虽然声明“不应该期望表皮效应约5至6”可能成立的毛管温和高渗透层，它并不适用于许多低渗透油藏和已钻的裸眼井分支井。此外，在低渗透砂岩中，基质损伤清除处理是低效益的，即使在套管/固井完井中。这种处理方法是很少用在长裸眼井分支井中得。在许多文本中，垂向渗透率各向异性值（Kh/Kv）1-3的通常用于生产预测，而5-20可以为现实的许多已经尝试了裸眼侧向完井的低渗透油藏提供依据。

对这些广义的指导水平井完井（主要是有效的具有高渗透区）明显依赖，有时会导致运营商发展基于特定的条件，他们钻了不切实际的经济预测水平井钻井项目。当岩石层很薄，可以识别它们的唯一记录是非常详细的声学成像，摄像机（用干净的钻孔），或最先进的核磁共振测井。即使整体取心，部分岩心可以拧掉在一个小的页岩层的岩心进行分析来防止层检测。垂直完井与这些

小层普遍生产已无关。如果它们不是连续的，还没有延展性，可能无法完成任何要求。如果他们是广泛应用的，即使只是一个过程，如水力压裂都可以有效克服其他的影响。

图1描述了一个现象，我们观察到在过去的20多年从低渗透砂岩油藏，尤其是气藏岩芯样品的变化。在边疆砂岩地层和许多其它低渗透地层，主要来自北美，我们发现，岩心垂向渗透率可能是显着不同的。很多次，同时分析专业的岩心数据从“整个岩心”测试，我们已发现，从30英尺直径的岩心中在一个或两个样本中观察到的所有其他芯垂直渗透率仅5%至10%。

索利曼的储油层模拟模型（图2）显示一个在0.1md水平渗透率和0.1md垂直渗透率（水平井为kz=0.1md）的油藏，水平中等长度，可能产生一个有效的增产垂直井完井，即使用于水平测得表皮系数为零。用这个数字提出的模型应该是有效的。对于垂直井，裂缝增产的情况下，（两个横向测井曲线显著表明的垂直井曲线）,低渗透油藏模拟生产时，经营者应当考虑零表皮的模型，只有当他们有信心可以实现其特定的油藏零表皮的因素。课本上的例子往往会出现概括，不应该被视为特定的油藏和水井替代模型。

对于经济生产，水平井低渗透油藏需要一个非常有效的去除表皮伤害的处理，需要一个有效的压裂方案。历史证明，只有高酸可溶性碳酸盐岩地层损害清除处理是很好的候选方案。在其他类型的低渗透地层中，运营商不应该完全依赖于先前已经成功的，形成有效的技术实现预测的生产速度，除非伤害已清除。损坏迁移问题是常见的裸眼井问题，许多的经济成就与水平完井包括套管和巩固井。很显然，这完井方法显着提高了最初的井成本，仍然需要小心的工程，以确保足够的强化效用。

图3示出索利曼模拟生产曲线的0.1md油藏。这些结果表明，一个水平的横向，不再超过两倍的长度实现压裂垂直完成时，很可能是生产率比裂缝垂直井。这意味着只有一个非常长的横向井是经济的，可能水平完井成本会更高。然而，这里的建模假设表皮因子为零，这是极不可能为任何低渗透油藏提供依据的。要实现这样水平井的生产水平预计，运营商将最有可能需要强化措施某些类型的，克服表皮伤害，有可能与克服垂向渗透率不一致。

低渗透挑战

本文主要侧重于分层或以其他方式异构低渗透水平落成。落成厚的均质油藏，在大量的研究中，如奥斯汀白垩和深北海区块，这里不讨论，虽然一些这些类型的落成中可能包括一部分是有益的。

对于这些讨论的目的是“低渗透藏“在表1中定义的一般术语。术语“低渗透”是一个相对的概念，非常低，低，中等，高磁导率将随个人的经验以及世界地区已钻探操作商的划分而不同。

我们认为裸眼完井可以放置水力压裂支撑剂或压裂酸化。相反，最大的挑战在于找到在压裂油藏过程达到足够的增产效果的方法。低渗透油藏断裂支撑剂充满液体或酸（为高溶解性碳酸盐岩）在许多不同类型的裂缝中成功落成，正确的断裂位置是确定任何长侧强化措施成功的最关键的因素，然而，不受控制的水力压裂裂缝会沿着一个裸眼任何长度的横向分布。

对于缺乏更有效的技术，其中一个最常用的方法，裸眼井的是一个泵送“洒水”系统，在该系统中，一个衬管插入（暂时或作为已完成的一部分）和一个高速率的“压裂”处理，经常与固体分流器和/或穿孔密封球的阶段。碳酸盐岩压裂酸化过程中发现了一些间歇性的成功，但小与支撑剂压裂应用程序的一致性或有效性。有些情况下，已经历了一个改进的过程，通过严格孔的数量和集群数量减少在预定或空间的沿着眼线的位置。有任何与特定位置对准穿孔假定整个衬管，按计划可以推到裸眼井。

断裂位置

为了获得最佳增产效果，压裂离散裂缝，它们被广泛分离并沿水平以及分发。如果有太多强化程序应该产生有限数目裂缝，减少每种随着数量而增加的宽度和长度。

增加断裂长度一直是低渗透油藏压裂努力增产的目标。足够的裂缝导流能力通常是下一个需要的清单，但它的重要性相当有限，直到达到有效长度。

其他的主要目标是在需要它们的地方创建裂隙，或只在需要他们的地方。在相互接近的多处裂隙，将提高初始的强化反应，但他们通常会提供一些额外的累计产量超过第一年或以下两种处理。

预测任何给定的处理的成功是很困难的因为位置是井筒设计功能，以分离所需的断裂带的能力，井眼方向的断裂面，和可实现的泵速率。操作员有这些标准在选择压裂液和支撑剂或确定裂缝酸化的最好方式考虑。作为一个结果，生产预测的“最佳情况”的压裂方案很少会与实际完工后的生产数据。一个有效的设计，运营商的重点通常是迫使裂隙只发生在目标点沿侧。

高速率、大容量的裸眼井压裂改造尝试在其中流体简单地顽固到裸眼井通常导致极端重复压裂，导致大多数被放置在附近的棱部的一个小区域的处理流体中，留下其余的基本上未经处理的（图4b）的间隔。当横向具有非常均匀的形成性和没有区断裂在钻井过程中，这样的结果是典型的。为了更好地理解有限的强化反应，许多运营商相信他们实现了沿一个更大的强化的裸眼侧的百分比已经验证了放射性示踪物断裂的结果记录。

在某些情况下，运营商已经拍摄穿孔选择的时间间隔，以提高断裂的分布情况，但是这产生了有限的成功。在大多数情况下，断裂的分布可能会稍有改善与硬顶法压井技术实现的，但不会充分强化一个钻完了的具有成本效益的油藏。

一些运营商已经用水力喷射射孔技术创造更多的成功，比起区域的弱点。在Hugoton油气田，沿井筒的（纵向），断裂均放置成功。在这些情况下，然而水力喷射是不常见的。

对长距离跑入井管柱的过程，然后压下（在有限的速度）下的和环，同时（在一个较高的速率）已被命中和错过的成功使用。

虽然这项技术在许多领域还没有达到一个很高的成功率，在某些地层中，它可能是一个可行的选择。

横向与纵向裂缝

策略性地定位，以便它是垂直或平行的断裂平面，运营商可以最大限度地提高性能的处理期间创建的任何断裂的一种方法。井筒是垂直取向的断裂面

（±15°）时，横向裂缝（图4a和4b）将被创建。纵向裂缝（图5a和5b）当井孔平行的断裂面（±15°）的结果。

而横向断裂通常提供了油藏排水最大的潜能，大多数情况下，纵向断裂，可能更容易接受的高支撑剂浓度和更少的滤筛结果。当然，通常碳酸盐岩地层压裂酸化不会是运营商关注的一个问题。

以一个角度，当井孔相交的断裂面之间的横向和纵向，多个近井断裂是更可能的是，增加机会载货支撑剂浆料，导致过早滤筛和更难以控制沿横向放置断裂。阿巴斯等人已经证明，在水平井，过多的重复压裂是仍是一个问题，并且不局限于硬质套管/以前经常想到的穿孔。

在某些领域，运营商纷纷钻出裸眼水平井的方向，这将使纵向水力压裂更好地沟通井筒与天然裂缝模式的尝试。在德克萨斯州西部，这是正在做的运营商在同一个领域的决定，以评估完成套管/在一个横向90°模式硬质套管，相对的大多数现有的支管，使液压断裂横向到井筒，并提供更有效的强化。即使最初的井成本高出25％至40％，完成此方法的投资回报率（ROI）为更好的为有效地运用这些井的压裂将与运营商的投资回报率完成裸眼井分支井。

对于油藏的垂直沟通无论是薄层之间或在很厚的均质油藏压裂的主要目标，纵形断裂，比横向断裂能提供更多的利益。如果裸眼段很长，可以达到横向压裂井的上方和下方的高增长，可能有较少的断裂系统。对于任何给定的体积和流体泵断裂的宽度和高度都可能会更好。现场的经验表明，即使在纵形断裂需要和井筒调整非常好，首选的断裂面的形成，强化的横向多数仍是不太可能的，如果没有具体的措施是用来控制断裂位置。

传统的完井方式许多其他的井仍然需要足够的强化。在本节中，我们将讨论几种传统的完成方式完成所需的类型水平井低渗透带可能取决于压裂的成功应用。不幸的是，许多过去的钻探项目是基于错误的假设，这种增产不是一个完成的要求。虽然在更多的领域渗透部的井可能不需要强化，（图6-图10）和互相关联的挑战。

裸眼完井。假设水平将产生足够的无强化生产，裸眼完井（图6）几乎都是成本最低的方法。由于通常与低渗透油藏相连的井壁失稳是没有问题的，从机械的角度来看，低渗透油藏是裸眼完井的最佳方案。

如果一个钻井项目的目标是重新进入现有5.5或更小的外壳和它与一个或多个水平分支井，裸眼完井的小孔尺寸是一种实际需要，即使不经济。当渗透率非常低，或有高度的渗透率各向异性（天然裂缝除外），裸眼完井水平可能需要有效的去除强化或损伤，实现商业化生产水平。

裸眼井完井不允许足够的在大多数情况下作为先前已进行了讨论的断裂安置的控制权。

穿孔或割缝衬管。穿孔或割缝衬管的使用（图7）是为完成横向，如果井壁不稳定是一个值得关注的一个选项，或如果操作者欲望的流体的位置在完井或修井，有限的控制。这也将允许使用许多低成本和低风险的套管井工具。包括衬管内的一些空白部分给出了算子的一些有限的密封井筒的机会，即使环形区域仍然是开放的整个侧。这种类型的结束可能适用于碳酸盐岩地层在酸洗、挤酸操作损伤进行去除处理，甚至可能适用于有效的压裂酸化处理。穿孔或割缝筛管裸眼完井提供显着的改善，但仍可能导致不良分布断裂（图4b和5b）。将支撑剂压裂割缝衬管可能需要在内胆开孔的裂缝是理想的，因为可能会导致滤筛槽内衬垫。穿孔或割缝衬管可以允许放置大量的强化比裸眼完井液是可能的。然而，长期穿孔或开槽部分，运营商是不可能达到很好的放置，长液压断裂。

非常有限的空白衬管，聚集打孔

一个主要空白衬管使用（图8）能显著提高强化潜力在水平井压裂液达到允许所有所需的间隔沿横截面。通过将内胆中的穿孔数量有限和堵塞的脚趾，操作者可以选择流体退出班轮更好地控制裂缝的位置。一个直径大约0.4的穿孔。是最常用的，和穿孔的总数将由压裂液进入每个孔的流量确定。（流动率将上升还是下降不同的孔的大小，但典型的流速为1.5到2桶/分钟。）此技术通常提供最低成本的压裂方法提供给操作者无需使用硬质套管。钻前所需的穿孔将降低成本。然而，这种断裂的方法的一些应用需要几百每注入率将流体大量分钟桶，通常只有稀疏的支撑剂，认为只有冲刷。11显示了今年早些时候一个这样的处理泵送鸟瞰图。在适度的高注射压力20000到30000桶水率超过

200桶/分钟的体积可以要求抽油机的数量大，表面与管道会聚在多个运行（井口图12）。

潜在的，应用“空白衬管”最低的成本使用它作为一个可回收处理字符串而不是作为一个永久衬。在压裂支撑剂处理，一些良好的条件下可以增加得到线性/处理字符串把风险和无法找回它。当形成碳酸，可有效裂缝酸化，这通常是低风险。一些运营商甚至已经开发的技术，以填满整个环用交联凝胶腔（延时断路器）作为化学封隔器。看历史案例3，从麦克丹尼尔等人。此应用程序的一个例子。该技术的成功所需的时间框架（化学封隔液到来之前），特殊端口潜艇（是插入开始）插入内衬套的化妆在所需的位置。酸会削弱材料覆盖在潜艇的港口和使他们“吹出，“允许裸眼井区得到有效裂缝酸化在几个点同时。

没有任何真正的环形区域隔离，这种“空白衬管”方法并不总是成功。在大多数情况下，只有一场审判将给出答案，因为过多的重复压裂仍然可以在射孔段附近或在弱区，在几百英尺的穿孔的间隔区发生。这种方法的成功率通常是通过降低环尺寸的改进，而是一个“紧”也可以将衬里引进问题。

放射性示踪剂可以帮助运营商识别接受了显着的压裂液的量，但如果多处断裂，出现了几英寸的距离，他们可能会出现断裂位置。过多的重复压裂可以消除潜在的长裂缝，这通常是在低渗透油藏所需要的足够的强化。通常情况下，获得的预期强化的结果是运营商的最佳指标，已取得了长裂缝。

使用常规套管井工具和外部（充气）隔离压裂区沿井眼裸眼井封隔器还可以帮助改善强化的可能性。这些技术通常更加昂贵，比好的经济学，尤其是当将允许运营商可以用较低成本的方法成功地强化油藏。通过射孔只有小的，离散的部分与有限数量的孔和衬管堵漏结束，运营商防止任何单一区域采取处理不成比例百分比，并增加的裂缝分布。

另一种技术涉及放置更多的空穴在趾部附近的区域中，慢慢地降低在每个点的数目的穿孔，穿孔进展朝向脚后跟。紧密集群的穿孔（一般为6英寸或更少的）是另一种改善。如果预期纵向断裂，穿孔可以间隔进一步分开（1至3英尺）。

可以断裂的时间间隔数目是泵的速率的一个函数，可以实现，这是一般提供压裂液的衬管使用的导体的大小的。通常情况下，泵速范围从60桶/分钟120万桶/分钟，虽然300桶/分钟的速率超过已被使用。在一些地方，速度

可能是有限的，马力可用于处理。用衬管到位，操作者通常可以强化趾部的横向和一个或两个额外的部分，在500 - 1000英尺的部分。然而，进一步的强化可能会要求内衬，以至少部分地被胶合。

套管封隔器。简要地套管封隔器（图9）上面提到的，引用的是更昂贵的比许多运营商可以证明的低渗透水平完成，但情况并非总是如此。一个套管完井采用充气式封隔器夹上衬管，并有充气的气囊。在某些情况下，气囊膨胀，唯一的流体，并可以释放管运动或管道的去除（如窄口附加的处理的字符串）。在其他情况下，气囊用水泥填充，通过一个单向阀，并成为永久性的硬化时，密封环隙。在裸眼完井，套管封隔器的长度通常为5至30英尺，但可以更长。

在某些情况下，运营商已经开发的技术利用注水泥封隔环以更低的成本的一个充气套管外封隔器来实现一些好处。一个小环形空间，在某些操作，这是可行的。

部分硬质衬套。在水平井一个几千英尺的部分需要强化，部分凝成的衬垫可以得到很好的应用（图13）。通常情况下，运营商使用一个充气壳体封隔器（或可能的话，低成本的固井封隔环）附近的中间的水平，衬管与有限数量的群集在尝试把分布式的穿孔断裂，以及空白衬管完井。

案例历史4是这种类型在深白云石部分应用的一个例子。操作者巩固的环形空间，得到纬向衬管的其余部分隔离的垂直截面。强化后部，操作者可以使用桥塞以上的衬管，穿孔的胶合部分，和需要的断裂强化。这种方法可以有效地增加一倍的水平段的长度，可以通过完成的垂直部分的压力和速度的，提出了有效地强化的长度。

固结套管

固井的整个水平长度（图10）对裂缝的位置控制最佳，但大多数运营商认为这对陆地水平低渗透油藏来说成本过于昂贵。然而，许多运营商都发现情况并非总是如此。由于许多低渗透层的裸眼完井不会产生足够的效益，运营商已经开始认识到，在原来的预计中可能存在一些缺陷，正如本文已经讨论过的问题。是当的注意细节的完成，可以促进有效压裂的形成并且沿裂缝的正确点位

形成压裂，往往可以得到更高的生产速率，证明胶合衬垫是一个更有效的完成方法。

许多强化的计划达不到预期的（和潜在的）效果，因为在完井之前没有相应的计划。对垂直完井来说这是一个令人失望的事实，而且对水平井来说是一个更大的威胁。

在海上，运营商会受限于井的数量，他们会根据平台和每口井的高产量经济性要求进行钻井，完全的水泥套管完井更能符合成本效益。在这里，密切关注细节是非常重要的（因为高风险和故障成本），在低渗透油藏中，胶结衬垫的水平完井已经相当普遍。

扩孔器的作用

通常情况下，一小部分裸眼完井的效果会显著扩大或者由于完井的影响处了出去，然后修井，或是进行加强措施。在钻井去除岩体的一部分和加强岩石缺少支撑材料应力缓慢变化的简单行为性质会发生。如果钻孔被留下作为未开发的裸眼完井（即，任何类型的衬垫），如果井眼扩大显著会引起井再入的潜在问题。由垃圾和扩孔器所引起的问题会形成一个连续或链接管柱的再进入平台。很多时候，这种担忧会提示操作人员在完井设计时会使用一个班轮。在水平井的推理过程中，通常不会有任何涉及扩孔器，已钻井眼的冲刷以及短衬垫倒塌的担忧。例如，会遇到的某些情况是由于长期泥石流而观察班轮的倒塌，或在已知冲刷位置加强空隙坍塌。这些情况会促使运营商使用厚壁内壁来完井作业。即使这样，对其他投资者和经营商来说，实现有引力的投资回报率时，在穿孔区域以外的班轮会酸化形成大洞，仍然会经历局部坍塌。在还不到一道两年的时间里，已经观察到这种情况。

除了这些问题，对运营商来说，尤其是在坚硬，低渗透地层钻水平井时任然存在额外问题。许多完井都会需要有效的水力压裂（支撑剂的泥浆，或酸化碳酸岩），在这里我们重复在本文中反复出现的主题：当对井的良好而有效的强化是成功经济的主要组成部分时，钻井和完井的决定回直接反应这一事实。如果运营商对低渗透油藏水平完井不能进行有效的强化，经济效率以及成功概率会大大降低。

孔扩大和冲刷需要怎样做才能形成成功的压裂？当垂直完井时，压裂强化低导磁率，成功通常说明获得了良好的断裂长度和足够的导电性。许多研究和实地经验说明，在打冲刷区避免过多的多个断裂面（平行）是如此的困难。在井眼扩大的早期或压力加剧的影响还没有发生，冲刷可以成为沿裸眼井井筒压裂最简单的启动点。然而，紧密地粘合裂缝（见图14）可以减缓影响高注射率的延伸和宽度，同时可以压缩相同有限数量的地层岩石。有时候，这是非常严重的，所形成的高压力，进一步了可实现的惊吓注射率。即使是小的压力增长，有限宽度的发展可以防止支撑剂的泥浆计入裂缝，造成突然或提前终止作业。在“waterfrac”作业中，很少或根本没有支撑剂，大量的裂缝可能会降低渗透距离和作业后维持任何有效天然裂缝的导流率。这种情况类似于一个煤层气（CBM）操作者对煤层中垂直井进行孔蚀或大幅扩孔。如果生产效益低下，运营商可能会希望在该区域进行水力压裂。然而，对于提供经济煤层完井，这些努力却很少见效，正如上面大多数所讨论的问题。

过多重复高溶解性碳酸岩盐酸压裂，会提供太多表面面积，从而导致酸支出，防止有效蚀刻长度的发展。虽然压裂酸化处理可以很容易地完成泵送，蚀刻长度只有几英尺，但可能会导致数百英尺的有效长度需要超过几天或者几周的强化生产。

新兴完井技术

除了可强化水平井的常规技术外，还有一些新的发展，如化工包装机和水力喷射压裂，已成功的用于裸眼井或衬管完井增产。

水力喷射压裂

射流泵技术有一个新的技术，它允许操作者在两个步骤过程中使用特殊的喷射、压裂裂缝工具（图15）定位压裂位置。该技术与许多传统的方法比可以更好的控制压裂的分布，并允许大量压裂单独创造无机械隔离。最近对这种应用于裸眼井井眼强化的新方法进行了全面的检讨。

一个小的喷射工具（具体井的构造受到强化）被放置在处理管柱的顶端。连续（CT）可以用于为实现压裂所需要的必要速度的程序中。因为这个过程一次只产生一个断裂系统，所需的重启速率通常是非常高的。最初这个工具用于在地层中创建一个小的喷射腔（隧道）。在低砂浓度喷射阶段，也可用该工具进行衬垫穿孔和套管注水泥。

喷射腔形成后，流体通过该环形带被泵入，以增加井眼压力。当腔内压力足够高时，裂缝开始形成并延伸。由于喷出的隧道优于穿孔的隧道，击穿和流动的流体压力比其他的水力压裂条件好得多。本质上讲，所有的流体都需要在泵入和射流时延伸和支撑裂缝。几分钟内，在紧接着的新位置处，重复该过程。

由于喷射腔的持续喷射，形成一个“推动”压力，在腔内的总压总是高于井孔（环状）压力。因此，以前的裂缝永远不会达到再次裂开和延伸的压力点，所以，无机械隔离是必须的。流体会渗入这些裂缝，创造新的裂缝，并支撑和酸化裂缝。流体泵入环形带，帮助满足渗流和保持压力刚好低于水平压裂延伸所需的压力。

在McDaniel最近所著的案例历史2和Willett最近的一篇论文中发表了一个放射性示踪剂报告（图16），生动的证实了这种技术是在特别选定的地点沿横向裂缝位置，早期水平井作业技术之一。

多边水平井完井

单井眼水平完井，另一个程序会希望避免井的强化需求，证明了作业的弱点。越来越多的边际经济1级和2级多边经济都经历了糟糕的经济结果。这些井眼会显示出需要强化，以超过井筒损坏和克服垂直渗透障碍。在没有一些类型机械隔离技术的情况下，传统的模拟技术是不足以解决问题的。传统方法一定几率是会产生有效强化的，但是在本次协商会的另一个生产案例历史中存在高风险。

1月至2002年5月期间，对三个分支井应用发展中的hydrajet压裂技术进行强化，都取得了机械性和经济性的成功。这些都已经被运营商列入乐观的预期。我们希望，多边水平完井的这一程序会在近期发表更多结果。

案例历史1

位于德克萨斯州的垂直剖面井是套管与7号管从表面下伸至1600英尺。在巩固本节之后，运营商用6号管钻出底部并钻进超过19000英尺（MD），用水平截面约16600英尺的平均垂直深度（TVD）测量。对于第一个2000英尺，操作员试图沿一个方向钻进得到横向压裂，但是燧石性质的形成，使得这个方向很难维持。为了减少钻井问题，在该点位后允许按照低电阻路径，把近90°的纵型压裂尽可能接近底部外侧压裂。操作员决定使用衬垫完成约1000英尺底部侧压裂，并且在小区域内进行有限数目的穿孔。4.5英寸的剩余部分结合vertical 7号管进行班轮巩固。在任何胶合衬垫被穿孔之前，衬垫会成为裂缝强化。图13给出了这种完井的简化示意图（不包括3-D视图需要说明的横向部分的转动）。

为了强化衬垫部位的油藏，操作者泵入5000加仑的15%的盐酸，其次大焊盘，然后在支撑剂载流阶段，用37500加仑硼酸胶合的凝胶作为压裂流体。泵效平均为55万桶/每分钟，几个口恢复压力约为9000磅。初期仅是这部分的生产便是8 MMscf/D。然而，很快就开始生产支撑剂，并减少回流，生产勉强达到3.5 MMscf/D。这部分的仅横向生产，远远优于低孔隙度、低渗透率垂直完井。关闭井口，这样桥塞可以被安装在衬垫部位，衬垫的水泥巩固部分可以穿孔和断裂强化。

爱德华兹石灰成功案例

ELRC-1井（爱德华兹石灰重新完成）完成于1993年，一个5.5-in的垂直井。套管近14000ft，从低于13500ftTVD的200ft井眼生产。这口井位于Pawnee田野的Bee乡村。

在水平完井后的最初六个月，ELRC-1生产182MMcf (1 MMcf/D平均)。累计生产是1.7BCF，包括7年的原立式完井1BCF和24个月多一点的水平完井0.6BCF。

当完井后测试井的流量时，它可能会损坏或需要强化。该井被泵入多个阶段“分流”的盐酸酸化。370°F油藏温度使得这个区域在井筒外有效的酸化。生产速度低于预期，第一个月平均不到2 MMcf/D，几个月后下降至0.7 MMcf/D。

以最初的6个月生产作为参考比较，ELRC-1井的情况令人失望。两个类似的集水井随后以相同的方式完井，案例井A生产有所好转，但是仍然不能提供足够的经济回报。图17的数据比较该领域内同一地区最初6个月三个井的生产回报。在这之后不久，ELRC-1井使用用有机酸洗处理的试图提高生产率。最初生产速度约提高到1.5 MMcf/D，但是四个月内利率回落至0.6 MMcf/D。

运营商认为是当的恢复水平横向油藏，这口井并不会排水。很明显，对井的有效强化也许需要调整。然而，操作员审查发现，在370°F低渗透石灰石的成功裸眼井井身，普遍缺乏常规强化技术，很难投资。如果没有新的技术和更好的强化技术，似乎没有任何理由进行投资。

ELRC-3井是最近的爱德华兹完井，水平横向长度为2700ft，并且是被同一个运营商在同一个领域完成的。ELRC-3井的另外两个裸眼完井，一个非常成功另一个刚刚开始。这些新钻的裸眼井并没有用到衬垫。总结这五口井的结果，除了最近的其他领域内的完井和生产历史，运营商选择申请ELRC-3完井中戏的强化技术。裂缝酸化的强化过程中，成功地应用了其他几个碳酸盐岩地层水力压裂强化完井，但尚未尝试爱德华兹石灰。这个过程是用来放置水平界面6个部位的压裂，每个泵作为一个单独的过程（见表2），无需任何机械隔离，以便只需要一个修井步骤。

一天内由10个小时进行6个压裂酸化过程。井的快速清理和生产回报表明了，这是这一领域最好的井。仅两个月的时间便可进行开发了。图18所提供的数据代表其他两个新钻头五个月的累计产量。ELRC-3井所给出的是原始数据，但对ELRC-1井数据进行归一化，以除去预期强化流测试中阻断的影响。

基于ELRC-3井中成功使用的裂缝酸化强化技术，运营商计划对ELRC-1井使用相同的技术（如上所诉），并试图改善其生产。

结论

在大多数低渗透油藏水平井规划中，运营商将不会提供不必要的强化，除非有显著的历史先例的成立。

除了厚厚的断裂白垩地层井，高比例的低渗透地层的水平钻井已经无法达到生产目标。。

表面损伤的不准确估算建模和渗透率的各向异性，可能会导致不准确的经济预测和低渗透油藏水平完井方法的选择。

在长裸眼井眼，成功的压裂是存在问题的，因为很难在需要的地方进行横向压裂。许多运营商在监督低渗透油藏水平井钻井计划中发现更加有效的压裂成本可以抵销额外生产效益。

一些独特的强化方法，可以成功的在一些无胶合衬垫完井进行压裂。采用水力喷射压裂提供有效强化的新兴技术，允许控制在许多低渗透裸眼完井的压裂。

致谢

编制和发布本文作者要感谢Halliburton公司和Pioneer自然资源。还要感谢统计调查的同事和帮助制定概念和应用的运营公司人员。

专业术语

BOPD =万桶石油/日 CP =厘泊 MD =毫达西 MD =测量深度

MMcf/D =百万立方英尺/天 NMR =核磁共振 PFP =首选断裂面

TVD=实际垂直深度