水平井裸眼封隔器分段壓裂技術在蘇10區塊的應用

董建輝

(中國石油長城鉆探公司地質研究院,遼寧盤錦 124010）

水平井裸眼封隔器分段壓裂技術在蘇10區塊的應用

董建輝

(中國石油長城鉆探公司地質研究院,遼寧盤錦 124010）

根據蘇里格氣田低滲、低壓、低豐度巖性氣藏的特點,在總結以前水平井壓裂經驗的基礎上,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。

蘇里格氣田;水平井;裸眼封隔器;分段壓裂

1 問題的提出

蘇里格氣田為低滲、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,非均質性強,連續性較差。其低滲低孔儲層的孔隙結構特點決定了氣田開發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能[1-3]。

2006年,為提高蘇10區塊單井產量,降低開采成本,開展了水平井現場試驗。在綜合地質研究基礎上,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%。經放噴求產,井口日產氣15.6×104m3,折算無阻流量51.4×104m3。關井24小時井口壓力恢復到21MPa。采用一點法試氣,3毫米油嘴日產氣2.2×104m3。投產后日產氣在1.0×104m3以上,井口壓力17MPa以上。為提高水平井單井產量,實現經濟有效開發,2008年8月對山1段實施水力噴射壓裂后,平均日產氣3×104m3,目前油壓2.8MPa,套壓3.5MPa,累產氣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,展示了較好的開發前景。但水平井產量仍未達到理想水平,在總結經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,來提高水平井產量的目的,開展第二口井現場試驗。

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,改善近井地帶滲流條件,提高單井產量。隨著水平井數量不斷增加,水平井分段壓裂技術一直都是國內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合起來的一種完井壓裂技術。

2.1 設計原則

綜合本區塊的測井、錄井資料、井眼軌跡、儲層狀況及地層分層資料分析,本區塊屬低孔、低滲儲層。同時目的層上下各小層儲層發育較好,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,獲得工業氣流[4]。

2.2 施工設計要求[5-8]

2.2.1 懸掛器位置設計

懸掛器位置需要考慮的因素:①井斜度小于35°;②在套管鞋上部 150m以上;③狗腿度小于10°/30m;④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。

2.2.2 分段壓裂裂縫間距設計

(1)裂縫方向。蘇10區塊主應力方向:北偏東60～80°,多數為 70°,取平均值 70°,設計水平段方位為α,若0≥α≤70°時,該井水平段壓裂裂縫與井軸相交約 70～α;若 70°≥α≤360°時 ,該井水平段壓裂裂縫與井軸相交約360-α°。

(2)水平井壓裂的裂縫幾何布局應遵循的規律。根據水平井壓裂裂縫優化研究的結果,裂縫幾何布局應遵循如下規律:①均勻間距:多裂縫時裂縫間距盡量均勻分布;②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;③正交裂縫布局:裂縫與井眼軌跡正交時效果最好;④大間距少裂縫:在規模相同的條件下,采用裂縫長度長,裂縫數量少的方案,可有效提高裂縫體系的控制面積,增產效果最佳。

(3)無限導流多壓裂縫系統流態及壓力場。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,以第一種流動狀態為主,這種流態與原水平井井軸的流態完全不同,能最大限度改善地層的流動狀態,有利于提高產量和提高采氣速度。當然,要提高生產效率,提高產量,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圖

(4)裂縫間距。根據計算模型,裂縫半長130 m,間距150m的3條長裂縫情況的壓力動態典型曲線如圖2。從圖2中可以看出,當裂縫間距較小時,裂縫間壓力容易產生相互干擾,從而影響流態,影響生產效果。

圖2 固定裂縫半長和間距下壓裂變化示意圖

根據壓力場和流態分析,裂縫動態半長分別為130m和間距150m時,通過模擬得出結論是后期容易產生壓力干擾,本區塊井裂縫與井軸約呈83°夾角,大致是垂直狀態,正交裂縫間距設計為170～210m左右。設計裂縫間距、長度盡量滿足裂縫幾何布局遵循的規律,既能實現較高的初期產量,也能減少裂縫間的壓力干擾,有利于長期穩產。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井后該區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4268.0 m,水平段長805.0m,有效氣層334.9m,鉆遇率達到41.6%。根據氣層鉆遇情況結合工藝技術要求,分4段壓裂,完井管柱結構示意圖如圖3。

第一壓裂段:4126～4268(B點)m,裸眼封隔器1距離B點142m,壓裂點4140m。

第二壓裂段:3809～3850m,裸眼封隔器3、2間距41m,壓裂點3830m。

第三壓裂段:3632～3712m,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。

圖3 裸眼封隔器分段壓裂完井管柱示意圖

2010年6月6日壓裂施工,一切工序正常,連續放噴24h,井口壓力升至18.0MPa,關井20min,壓力即升至21.0MPa,火苗長度超過20m。6月13日投產,日產氣穩定在 10×104m3生產,累產氣1518×104m3,取得了較好的效果。

4 結論

水平井裸眼封隔器壓裂技術在蘇10區塊成功應用,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量,有利于蘇里格產量目標的早期完成和產能建設的早期實現。

[1] 陳作,王振鐸,曾華國.水平井分段壓裂工藝技術現狀及展望[J].天然氣工業,2007,27(9):78-80.

[2] 陳朋剛,趙麗霞,張蓮忠.水平井壓裂工藝技術的發展現狀[J].西部探礦工程,2010,(2):44-47.

[3] 王曉泉,張守良,吳奇,等.水平井分段壓裂多段裂縫產能影響因素分析[J].石油鉆采工藝,2009,31(1):73-76.

[4] 夏惠芬,李福軍,邸建英.垂直裂縫幾何形態數值模擬及影響因素分析[J].鉆采工藝,1996,19(2):25-27.

[5] 米光勇.白馬廟氣藏水平井加砂壓裂工藝技術研究與應用[J].鉆采工藝,2006,29(1):53-56.

[6] 葉勤友.水平井壓裂技術在低滲透油田開發中的研究與應用[J].鉆采工藝,2008,31(增刊):57-59.

[7] 陳海龍,李曉平,李其正.水平井段最優長度的確定方法研究[J].西南石油學院學報,2003,25(1):47-48.

TE357

A

1673-8217(2011)02-0103-02

2010-10-28

董建輝,1982年生,現從事油、氣田開發、水平井隨鉆地質跟蹤科研工作。

中油長城鉆探工程有限公司項目“蘇10區塊水平井開發試驗及整體部署”部分內容(2008103)。

編輯:李金華