大港油田油管水力噴射工藝技術研究與應用

摘要：水力噴射分段壓裂技術作為一種集水力射孔、分段隔離、噴射壓裂于一體的新型增產改造方法。大港油田A斷塊含油層系頂部有水層，若采用常規壓裂，裂縫縱向溝通水層的風險大，影響區塊的開發。為解決A斷塊儲層改造的瓶頸問題，結合水力噴射壓裂工藝技術特點，優化噴射點位置及施工參數，避開水層，經現場實施，增油控水效果明顯。為同類油藏油井壓裂改造提供了新的技術手段。

關鍵詞：水力噴射；頂水油藏；控水壓裂；含水率

1水力噴砂射孔壓裂理論研究

水力噴射分段壓裂技術作為一種集水力射孔、分段隔離、噴射壓裂于一體的新型增產改造方法，該技術的優勢在于：無需機械封隔器，對裸眼、篩管及管外竄流等封隔器無法坐封的水平井分段壓裂同樣適用；射孔壓裂聯作，節約了投產成本。

該工藝首先通過安裝在施工管柱上的水力噴射工具，在施工井段由等速核心內的高速流體對目標沖擊，由于流體中含有石英砂，高速流動的含砂流體可以輕易的射穿套管，形成一個（或多個）一定直徑和深度的噴射孔道。射孔完成后開始進行壓裂，高速射流時周圍的一部分流體不斷卷入射流中，隨射流一起運動，使邊界層液體減少，這時要向套管環空補充流體，以保證井底有足夠的能量使產生的微裂縫得以延伸，實現水力噴射壓裂。

2壓裂難點分析及對策

2.1難點分析

A1井是A斷塊的一口直井，2015年11月日產油1.87t/d，含水26.6%，累產油4492t，為挖掘井區剩余油潛力，需要進行壓裂措施。壓裂目的層3025-3075m，棗三油組，頂部距離水層21.4m，底部距水層17.4m。若采用常規壓裂啟裂點不可控，裂縫縱向溝通水層風險大，壓后出水，影響壓裂效果。

2.1對策分析

水力噴射壓裂技術集水力射孔、壓裂、隔離一體化，是一種新型的增產改造措施。水力噴射具有在指定位置準確的制造裂縫、不需要機械封隔、減少作業風險以及縮短作業時間等優點。針對A1井壓裂目的層的儲層特征及改造難點，優選水力噴射壓裂技術，在指定位置形成裂縫，避免壓開水層，提高壓裂效果。

3壓裂施工參數優化

3.1井口油壓和套壓預測

根據水力噴射原理，地層被成功壓開的條件是：

Pa+Ph+Pb-△P≥Pfac （3-1）

噴嘴壓降和排量的關系

嘴流損失方程： （3-2）

3.1.3 A1井油壓套壓預測

根據A1井施工管柱優化排量，預測壓裂油壓和套壓，排量3.2m3/min，出口流速236.4m/s，噴嘴壓降37.2MPa，射孔油壓68.35～73.5MPa，壓裂時環空排量1.0m3/min，預計壓裂時套壓26.3～26.8 MPa，預計壓裂時油壓53.84～55.0MPa。根據計算結果為保證施工的順利完成，施工中確保總排量在4.2m3/min，其中油管排量3.2m3/min，套管排量1.0m3/min。施工油壓限壓75MPa，套管限壓35MPa。

3.2 施工管柱：

從下往上：導向頭0.14m+多孔管0.42m+單向閥+噴槍（噴槍中心位置3057.00m）+變扣接頭+31/2″N80平式油管19.6m+安全接頭+31/2″N80平式油管19.6m+31/2″N80平式校深短節（下平面位置：3017.80m）2.00m+2017m 31/2″N80平式油管+1000m 31/2″P110加厚油管至井口。

3.3 泵注程序

A1井采用油套同注的進液方式，為保證施工順利完成，設計施工排量：4.2m3/min（油管排量3.2m3/min，套管排量1.0m3/min），加入0.425-0.85mm中密度陶粒11.2m3；0.3-0.6mm中密度陶粒10.2m3，射孔用石英砂：0.425-0.85mm天然石英砂2m3。

4實施效果

A1井壓前工作制度5米/2.0次，日產油1.87t/d，含水率26.7%。壓后工作制度5米/3.1次，日產油7.11t/d，含水率22%。日增油7.24t，含水下降4.7個百分點，達到了增油控水的目的。

5結論與建議

（1）A1井壓裂目的層頂部距離水層21.4m，底部距水層17.4m，優選水力噴射壓裂工藝技術，壓后日增油7.24t，含水下降4.7個百分點，效果明顯，達到了增油控水的目的。

（2）水力噴射壓裂工藝技術啟裂點可控，能夠在指定位置形成裂縫， 對于壓裂目的層上下有水層的油井，可以避免壓開水層，提高壓裂效果。

參考文獻：

[1]張高群等.水力噴射加砂壓裂技術在中原油田的研究應用[J].鉆采工藝，2010，33（5）：65-66，71.

[2]田守嶒，李根生，黃中偉，等.水力噴射壓裂機理與技術研究進展[J].石油鉆采工藝，2008，30（1）：58-62.

作者簡介：趙玉東（1987-）男， 2011年畢業于東北石油大學油氣田開發工程專業，碩士，現在大港油田石油工程研究院工作，工程師，主要從事儲層改造技術研究.