水平井裸眼封隔器分段壓裂技術在蘇10區(qū)塊的應用

1、石 油 地 質(zhì) 與 工 程2011年3月 PET ROLEU M GEOLO GY AN D ENGIN EERING 第25卷 第2期文章編號:1673-8217(201102-0103-02水平井裸眼封隔器分段壓裂技術在蘇10區(qū)塊的應用董建輝(中國石油長城鉆探公司地質(zhì)研究院,遼寧盤錦124010摘要:根據(jù)蘇里格氣田低滲、低壓、低豐度巖性氣藏的特點,在總結(jié)以前水平井壓裂經(jīng)驗的基礎上,實施了水平井裸眼封隔器分段壓裂技術,并在蘇10-31-48H井取得成功應用,取得了較好的效果。關鍵詞:蘇里格氣田;水平井;裸眼封隔器;分段壓裂中圖分類號:TE357 文獻標識碼:A1 問題的提出蘇里格氣田為低滲、

2、低壓、低豐度巖性氣藏,有效儲層為辮狀河砂巖沉積體系中的粗巖相帶,非均質(zhì)性強,連續(xù)性較差。其低滲低孔儲層的孔隙結(jié)構(gòu)特點決定了氣田開發(fā)初期油氣滲流所動用的范圍有限,氣體的啟動壓差較大,如果儲層不進行壓裂改造,儲層很難獲得較高的產(chǎn)能1-3。2006年,為提高蘇10區(qū)塊單井產(chǎn)量,降低開采成本,開展了水平井現(xiàn)場試驗。在綜合地質(zhì)研究基礎上,部署并實施了一口雙臺階水平井,井號為蘇10-30-38H。鉆井周期132d,完鉆井深4088.32 m,水平段長638.32m,有效氣層450m,有效儲層鉆遇率達到70.5%。經(jīng)放噴求產(chǎn),井口日產(chǎn)氣15.6 104m3,折算無阻流量51.4 104m3。關井24小時井口

3、壓力恢復到21M Pa。采用一點法試氣,3毫米油嘴日產(chǎn)氣2.2 104m3。投產(chǎn)后日產(chǎn)氣在1.0 104m3以上,井口壓力17M Pa以上。為提高水平井單井產(chǎn)量,實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā),2008年8月對山1段實施水力噴射壓裂后,平均日產(chǎn)氣3 104 m3,目前油壓2.8M Pa,套壓3.5M Pa,累產(chǎn)氣1475 104m3,一點法壓裂后效果也不理想。水平井技術在低壓、低滲、低豐度的蘇里格氣田進行試驗,見到了初步效果,展示了較好的開發(fā)前景。但水平井產(chǎn)量仍未達到理想水平,在總結(jié)經(jīng)驗與多方探討前提下,決定在第一口水平井試驗的基礎上,應用新型壓裂工藝 水平井裸眼封隔器分段壓裂,來提高水平井產(chǎn)量的目的,開展

4、第二口井現(xiàn)場試驗。2 裸眼封隔器完井方式分段壓裂設計方案水平井分段壓裂就是要在水平井段形成多條相互獨立的人工裂縫系統(tǒng),改善近井地帶滲流條件,提高單井產(chǎn)量。隨著水平井數(shù)量不斷增加,水平井分段壓裂技術一直都是國內(nèi)外各油田重點攻關的課題。水平井分段壓裂技術主要有以下4種:化學隔離技術、機械封隔分段壓裂技術、限流壓裂技術、水力噴砂壓裂技術。本文主要講的水平井裸眼封隔器分段壓裂技術屬于封隔器分段壓裂技術。水平井裸眼封隔器完井分段壓裂技術是將裸眼水平井完井技術與分段壓裂改造技術結(jié)合起來的一種完井壓裂技術。2.1 設計原則綜合本區(qū)塊的測井、錄井資料、井眼軌跡、儲層狀況及地層分層資料分析,本區(qū)塊屬低孔、低滲儲

5、層。同時目的層上下各小層儲層發(fā)育較好,通過對其裸眼分段完井、分段壓裂改造試氣,盡量增加壓裂裂縫的泄流面積,可使水平井段得到最有效的利用,實現(xiàn)儲層的有效改造,同時溝通上下儲層,提高導流能力,提高波及體積,獲得工業(yè)氣流4。2.2 施工設計要求5-8收稿日期:2010-10-28作者簡介:董建輝,1982年生,現(xiàn)從事油、氣田開發(fā)、水平井隨鉆地質(zhì)跟蹤科研工作。基金項目:中油長城鉆探工程有限公司項目 蘇10區(qū)塊水平井開發(fā)試驗及整體部署 部分內(nèi)容(2008103。石 油 地 質(zhì) 與 工 程 2011年 第2期 懸掛器位置需要考慮的因素: 井斜度小于35 ; 在套管鞋上部150m 以上; 狗腿度小于10 /

6、30m ; 避開套管接箍。選擇封隔器座封位置的原則:物性較差的泥質(zhì)砂巖段、電性較差的井段、井徑變化較小、沒有明顯擴徑的井段、或鉆時較大的井段。(1裂縫方向。蘇10區(qū)塊主應力方向:北偏東6080 ,多數(shù)為70 ,取平均值70 ,設計水平段方位為 ,若0 70 時,該井水平段壓裂裂縫與井軸相交約70 ;若70 360 時,該井水平段壓裂裂縫與井軸相交約360- 。 (2水平井壓裂的裂縫幾何布局應遵循的規(guī)律。根據(jù)水平井壓裂裂縫優(yōu)化研究的結(jié)果,裂縫幾何布局應遵循如下規(guī)律: 均勻間距:多裂縫時裂縫間距盡量均勻分布; 縫長U 型布局:采取多裂縫時,兩端裂縫較長并且長度相等,中間的裂縫長度適當減小; 正交裂

7、縫布局:裂縫與井眼軌跡正交時效果最好; 大間距少裂縫:在規(guī)模相同的條件下,采用裂縫長度長,裂縫數(shù)量少的方案,可有效提高裂縫體系的控制面積,增產(chǎn)效果最佳。(3無限導流多壓裂縫系統(tǒng)流態(tài)及壓力場。水平井中多裂縫正交時,裂縫長度與裂縫間距比不同時,其流態(tài)也不相同,如圖1所示。當裂縫較長(接近或大于裂縫半距時,以第一種流動狀態(tài)為主,這種流態(tài)與原水平井井軸的流態(tài)完全不同,能最大限度改善地層的流動狀態(tài),有利于提高產(chǎn)量和提高采氣速度。當然,要提高生產(chǎn)效率,提高產(chǎn)量,就要求裂縫有一定的長度。 圖1 不同裂縫長度與裂縫間距下流態(tài)圖(4裂縫間距。根據(jù)計算模型,裂縫半長130m,間距150m 的3條長裂縫情況的壓力動

8、態(tài)典型曲線如圖2。從圖2中可以看出,當裂縫間距較小時,裂縫間壓力容易產(chǎn)生相互干擾,從而影響流態(tài),影響生產(chǎn)效果。根據(jù)壓力場和流態(tài)分析,裂縫動態(tài)半長分別為圖2 固定裂縫半長和間距下壓裂變化示意圖130m 和間距150m 時,通過模擬得出結(jié)論是后期容易產(chǎn)生壓力干擾,本區(qū)塊井裂縫與井軸約呈83 夾角,大致是垂直狀態(tài),正交裂縫間距設計為170210m 左右。設計裂縫間距、長度盡量滿足裂縫幾何布局遵循的規(guī)律,既能實現(xiàn)較高的初期產(chǎn)量,也能減少裂縫間的壓力干擾,有利于長期穩(wěn)產(chǎn)。分段原則是在考慮工藝條件和每條裂縫的效率的基礎上,根據(jù)儲層條件適當多分段。3 實例分析蘇10-31-48H 井為繼蘇10-30-38H

9、 井后該區(qū)塊實施的第二口水平井,該井于2008年11月1日開鉆,2009年5月23日完鉆,完鉆井深4268.0m,水平段長805.0m,有效氣層334.9m ,鉆遇率達到41.6%。根據(jù)氣層鉆遇情況結(jié)合工藝技術要求,分4段壓裂,完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖如圖3。第一壓裂段:41264268(B 點m,裸眼封隔器1距離B 點142m,壓裂點4140m 。第二壓裂段:38093850m ,裸眼封隔器3、2間距41m,壓裂點3830m 。第三壓裂段:36323712m ,裸眼封隔器5、4間距72m,壓裂點3670m 。第四壓裂段:3463(A 點3532m ,裸眼封隔器6距離A 點69m ,壓裂點3510m

10、。圖3 裸眼封隔器分段壓裂完井管柱示意圖(下轉(zhuǎn)107頁104表2 實際施工段塞參數(shù)段塞處理量/m3質(zhì)量百分數(shù),%LC聚合物交聯(lián)劑穩(wěn)定劑體膨顆粒淀粉排量/(m3 h-1初期壓力/M Pa平均壓力/M Pa最高壓力/M Pa表3 14口井調(diào)剖增油效果井號體系名稱實際注入量/m3增油/t參考文獻1 許為.扶余油田復合段塞調(diào)剖技術J.石油鉆采工藝,2003,25(2:66-69.究J.石油勘探與開發(fā),2001,28(1:75-77.方法J.石油鉆采工藝,2003,25(5:54-59.進展J.斷塊油氣田,2009,16(4:68-70編輯:李金華(上接第104頁2010年6月6日壓裂施工,一切工序正常,連續(xù)放噴24h,井口壓力升至18.0M Pa,關井20m in,壓力即升至21.0M Pa,火苗長度超過20m。6月13日投產(chǎn),日產(chǎn)氣穩(wěn)定在10 104m3生產(chǎn),累產(chǎn)氣1518 104m3,取得了較好的效果。4 結(jié)論水平井裸眼封隔器壓裂技術在蘇10區(qū)塊成功應用,為蘇里格氣田推廣應用此技術奠定了有利基礎。此技術推廣后,可大大提高蘇里格水平井的產(chǎn)量,有利于蘇里格產(chǎn)量目標的早期完成和產(chǎn)能建設的早期實現(xiàn)。參考文獻及展望J.天