低滲油藏裸眼水平井壓裂技術及應用

潘毓兵

(大慶油田有限責任公司第十采油廠，黑龍江大慶 163312)

1 前言

國內外研究表明[1，2]，水平井的壓裂改造技術是提高低滲透油氣田單井產量最有效的手段之一，已成為當前國內外油田和石油服務公司研究的熱點。目前，水平井壓裂技術已經成為油田提高采收率和開發綜合效益的重要手段。裸眼水平井分段壓裂技術已經在北美、非洲、中東等國家應用。中國大慶長垣、長慶油氣田先后采用裸眼水平井壓裂技術改造儲層，取得了一定的效果[3，4]。大慶外圍朝長地區扶余油層多為低滲透儲層，油藏欠壓，自然產能低、直井均需要壓裂改造投產，單井產能低、開發效果差。為了進一步提高單井產能，改善油田開發效果，在滲透率低、產能較差的區塊開展裸眼完井壓裂技術試驗，以探索裸眼水平井壓裂改造技術在大慶外圍低滲透扶余油層的可行性。

2 水平井區地質概況

水平井區位于松遼盆地中央坳陷區朝陽溝階地，構造傾角為5.0°～6.6°，扶余油層頂面海拔－980～ －820 m，區內斷層不發育，斷塊較開闊[5]。水平井開發目的層為扶余油層扶Ⅰ31層，單層砂巖厚度5.5 m，有效厚度3.0 m，儲層為三角洲分流平原河道砂體，點壩砂體發育，為此在點壩砂體發育區設計實施了1口裸眼水平井。空氣滲透率5.2 mD，為中孔、低滲透儲層。油藏壓力系數0.88，油藏欠壓，油藏類型為斷層—巖性油藏。區內天然裂縫基本不發育，最大主應力方位NE75.0°，為近東西向，人工裂縫主縫方位在NE67.9°～ NW88.4°，以近東西向為主，近于南北向。

3 裸眼水平井鉆井及完井方式

裸眼水平井方位垂直最大水平主應力方位，近于南北向。完井井身采用三井身結構，即表層套管、技術套管、油層套管，技術套管下到入靶點。由于油藏欠壓，為最大限度減少鉆井過程中鉆井液對油層近井地帶的污染，保護儲層，在水平段鉆井過程中采用水包油微泡鉆井液，鉆井液密度控制在0.90～1.0 g/cm3，實現近平衡鉆井(見表1)。裸眼水平井水平位移946.18 m，水平段為1 222～1 868 m，水平段長度646 m，砂巖鉆遇率100%，油層鉆遇率97.8%(見表2)。根據水平段砂泥巖鉆遇情況、周圍直井位置以及壓裂縫長，優化油脹封隔器及打孔管位置及長度，采用10級油脹封隔器+6段打孔管的完井方式，水平段不需要固井及射孔作業。

表1 水平井鉆井及完井工藝表Table 1 Drilling and completion technique of horizontal well

表2 水平井設計及完鉆數據表Table 2 Design and drilled data of horizontal well

4 油脹封隔器驗封情況

油脹封隔器驗封后，發現第1、2級油脹封隔器和第6級油脹封隔器分別在10 MPa和11.5 MPa下失封，第3、4、5級油脹封隔器和第7級和第8、9級油脹封隔器分別在10 MPa和13 MPa下密封(見圖1)。

圖1 完井管柱及封隔器示意圖Fig.1 Completion string and packer diagram

5 壓裂設計

由于3個封隔器不密封，無法實現6段壓裂施工，決定設計實施4段分段壓裂，根據相鄰井距離及壓裂縫長，單段設計陶粒11～12 m3，設計縫長小于105 m(見表3)。

表3 裸眼水平井壓裂設計表Table 3 Openhole horizontal well fracturing design

6 壓裂現場施工

前三段分段壓裂時，隨著壓力上升到29 MPa以上時密封油脹封隔器均不密封，不能穩壓，套管出液，儲層未壓開，最終采取全井籠統壓裂，以0.6 m3/min排量泵注3.5 m3壓裂液后起車坐封，主施工排量2.8 m3/min，前置液共35 m3，砂比10%～18% ～25% ～30% ～35%，30%時壓力上升，排量提至3.076 m3/min，壓力較平穩，共加入陶粒14 m3(設計陶粒12 m3)，破裂壓力18 MPa，壓裂液126 m3，返排 68 m3，返排率 53.97%(見圖 2)。

圖2 裸眼水平井籠統壓裂施工曲線Fig.2 Openhole horizontal well fracturing operation graph

分析認為未能成功實施分段壓裂主要原因是由于油脹封隔器+打孔管完井管柱目前不能滿足裸眼分段壓裂的需要。一是油脹封隔器密封率低。壓力小于13 MPa條件下，10個封隔器3個不密封，密封率僅70%;二是油脹封隔器承壓能力低。由于儲層破裂壓力18 MPa，實施壓裂時壓力高達38 MPa，而驗封壓力只有13 MPa左右，不能滿足分段壓裂需要，只能進行籠統壓裂，壓裂效果差。

7 效果分析

7.1 試油效果分析

裸眼水平井測試獲得日產10.4 t的工業油流，壓后抽汲試油日產油11.28 t，與裸眼水平井相距150 m的常規水平井分7段射孔，共射開48.0 m，測試獲得日產0.35 t的低產油流。裸眼水平井自然產能為相鄰常規水平井的30倍，表明欠壓油藏采用近平衡鉆井，裸眼方式完井，可有效保護儲層，提高單井產量。此次，由于油脹封隔器密封率低，承壓能力差，裸眼水平井壓裂后產能沒有較大幅度提高，壓裂沒有取得預期效果(見表4)。

表4 試油成果表Table 4 Oil test

7.2 投產效果分析

目前裸眼水平井剛投產不足1個月，初期日產液15.0 t，日產油 7.3 t，含水 51.3%，沉沒度118.0 m，階段產油96.0t，階段產水165.9t。水平井初期產量是周圍直井初期產量3～4倍，試驗初期取得了一定的效果。

如果油脹封隔器滿足壓裂需要，裸眼水平井實現分段壓裂，效果會更加可觀。

8 結語

1)低滲透油藏采用近平衡鉆井、裸眼方式完井能有效保護儲層，提高單井產量。

2)裸眼水平井實施儲層壓裂改造對提高單井日產具有一定的效果。

3)裸眼分段壓裂技術對封隔器有較高的要求，建議改進油膨脹封隔器工藝，以滿足裸眼分段壓裂技術需求，為進一步提高低滲透油藏開發效果奠定基礎。

[1]楊 富，鄒國曙，馬得華，等.蘇里格氣田平36－6－23井裸眼完井分段壓裂技術[J].石油鉆采工藝，2010，32(4):46－50.

[2]李宗田.水平井壓裂技術現狀與展望[J].石油鉆采工藝，2009，31(6):13 －18.

[3]韓國慶，吳曉東，陳 吳，等.多層非均質油藏雙分支井產能影響因素分析[J].石油大學學報，2004，28(4):81 －85.

[4]李春梅，王海濤，劉志國，等.薄層窄條帶砂巖水平井設計與實施效果[J].大慶石油地質與開發，2010(4):58－62.

[5]付 廣，劉美薇.松遼盆地長10區塊扶余油層運移輸導通道及對油成藏的控制[J].沉積學報，2010(1):202－207.