低滲氣藏水平井壓裂改造技術的研究與應用

吳明松，王嘉鑫

長慶油田蘇里格氣田研究中心， 陜西西安 710018

1 水平井壓裂改造技術的研究

1.1 水平井開發的優點

1）由于低滲氣藏滲流阻力大，生產壓差一般都較高，而水平井近井壓降比直井小且為直線型，可以采用較小生產壓差進行生產，延緩見水時間，提高最終采收率；

2）水平井可以連通垂直裂縫，增大氣井滲透率。提高低滲氣藏產氣量和采氣速度；

3）水平井單井產量高。可以減少鉆井量，實現稀井高產投資。集中采氣成本低，經濟上大大優于直井開采。

1.2 水平井開發存在的技術問題

1）在油氣層保護技術方面；

2）在氣藏工程設計中，確定水平井是否優于直井開發技術；

3）氣藏條件。氣藏的壓力、有效厚度、裂縫發育情況、垂向滲透率等，都直接影響水平井的開發效果；

4）井的生產速度比預計的要低，而且經濟效益差。目前仍未發現有效的增產措施。導致這些井生產速率低的原因包括砂巖的垂相非均質、水平滲透率和相滲透率較低等；

5）應用增產措施過程中或由于儀器的精確程度有限，容易導致儲層出砂以及損害儲層等不利氣田開發情況。

2 蘇XX 水平井分段壓裂施工

2.1 地質簡介

斜深3850.0m 入靶，于井深5003.0m，垂深3578.85m 完鉆，鉆井周期62 天。技術套管下深3831.47m。該井水平段長度1153.0m，累積砂巖長度（測井統計）936.7m，砂巖鉆遇率81.2%；有效儲層長度658.6m，有效儲層鉆遇率57.1%。

2.2 鄰井生產情況

蘇XX 水平井所在區域鄰近生產井3 口，目前平均單井日產氣1.2×104m3/d。

蘇XX 井鄰井生產情況統計表

2.3 施工方案設計

2.3.1 水平井在氣藏中的位置

1）該區構造位置為鄂爾多斯盆地伊陜斜坡。實測井口坐標X： 4234356.510， Y： 19229482.100，地面海拔：1375.51m，補心海拔為1383.51m，完鉆層位石盒子組。

2）對蘇XX 氣區砂體分布、開發方案、井網部署以及產能狀況分析，認為：該區產能較高，穩產期長，含水低，含水上升慢。

2.3.2 該區水平段方位的設計

蘇XX 井設計水平段方位為358.8°，與最小水平主應力方位相平行，因此，裂縫的方位與井軸垂直。入靶點方位角1.0°。最大井斜91.98°。

2.3.3 水平井長度的選取及分段段數

水平井造斜段全長1183m，入靶點水平位移485.43m，造斜點井深為3120m。

2.3.4 采用裸眼分段壓裂技術。

按照方案設計，該井共分4 段進行了投球分段壓裂施工：第1 段通過打開壓差滑套后壓裂，后面3 段依次由3 個壓裂球泵送至球座位置，坐封打開滑套后進行壓裂施工。4 段壓裂施工累計入井液量1061.3m3，其中前置液384.0m3，攜砂液566.0m3，頂替液52.6 m3，伴注液氮35.0m3，加砂133.0 m3，施工排量3.5m3/min，最高施工壓力69.1MPa，平均砂比23.0%。壓裂施工各項參數指標達到了方案設計要求

3 低滲氣田水平井效果分析

蘇XX 氣區地層平均滲透率為0.34 毫達，滲透率低，油流流動摩阻高，儲層采收率低， 可以看到通過改造后的儲層，地層流體流動阻力明顯變小，產量得到大幅度提升。所以使用水平井開發方案對于氣井開發及氣田后期剩余氣的開采有很好地效果。通過對該地區運用水平井開發技術，使得該地區的單井產量能提高到直井產量的3 倍以上，帶來的經濟效益遠遠大于開發費用，所以在該區使用水平井技術進行開發是可行的。

4 結論

1）長慶油田該區域儲層是典型的低孔、低（特低）滲儲層，所以運用水平井分段壓裂開發方案適合該區；

2）從水平井的開發特點及水平井開發所適應的地質條件入手，結合水平井開發技術的缺點及不足之處，提出和該區相關的水平井適應性理論；

3）從水平井垂向位置，水平段方位，水平段長度及水平井開發低滲氣藏的關鍵和水平井的產能對該區進行了分析，然后提出相關的設計數據；

4）在該區采用裸眼分段壓裂技術，有利于在該區實行。

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