分段压裂:破解低渗油藏开发难题

[加入收藏][字号: ] [时间:2012-12-26  来源:石油与装备杂志  关注度:0]
摘要:   水平井分段压裂工艺技术是提高非常规油气藏、低孔低渗储层单井产量的有效手段,技术难点在于分段压裂工艺方式选择、井下封堵工具和压裂滑套工具的配套。针对低渗储层,大港油田进行了水平井固井分段压裂投产一次完井技术研究,优化设计完井管柱、爆...

  水平井分段压裂工艺技术是提高非常规油气藏、低孔低渗储层单井产量的有效手段,技术难点在于分段压裂工艺方式选择、井下封堵工具和压裂滑套工具的配套。针对低渗储层,大港油田进行了水平井固井分段压裂投产一次完井技术研究,优化设计完井管柱、爆破阀和投球滑套施工参数及压裂参数。现场实践证明,水平井固井分段压裂完井管柱一趟入井压裂投产,无需射孔和封隔器卡层,缩短作业时间,降低成本,提高储层动用程度,实现经济高效开发的目的。

 

  大港油田属于复杂断块油气田,在石油可采、易采储量不断减少的情况下,油田勘探开发正向深层、非常规油藏、隐蔽油藏发展,储层具有低孔低渗的特点,在完井过程当中就需要考虑压裂措施改造,配套工具复杂、施工难度大、风险高。水平井固井分段压裂完井技术在大港油田属首次应用。

 

  水平井完井优化研究

 

  歧61-6H井,位于滨23X1井区歧北次凹歧25井东岩性圈闭高部位,为岩性+构造油藏,目的层为EsⅢ,储层岩性为细砂岩,油层厚度6m,孔隙度 11.93%,渗透率13.86md,泥质含量12.70,胶结程度疏松,原始地层压力30.76MPa,属低孔低渗储集层。

 

  完井管柱优化 歧61-6H井是大港油田低渗储层固井分段压裂的第一口水平井,完钻井深3480m,总水平位移2221m,最大井斜角92.14°。表层套管为井口到 254.78m井段采用Φ339.7mmJ55套管完井,壁厚为9.65mm,抗压强度为18.82MPa,水泥返至地面;技术套管井口到 1897.52m井段采用Φ244.5mmJ55套管完井,壁厚为8.94mm,抗压强度为24.27MPa,水泥返高935m;完井压裂生产套管 0~3475m井段采用Φ139.7mmP110套管完井,壁厚为9.17mm,抗压强度为87.15MPa,水泥返高为2035m,采用声幅变密度测井,固井质量合格。

 

  依据现场录井、测井、地质等资料对开发层储层特性的精细划分及工艺需求,将水平段优化设计为4段,水平井压裂投产一次完井管柱主要包括浮箍、浮鞋、爆破阀和TAP阀,设计位置为浮鞋3475m,浮箍3452m,爆破阀3380m,1号TAP阀3280m,2号TAP阀3210m,3号TAP阀3165m。完井管柱见图1,完井工具技术参数见表1。

 

  完井管柱施工参数优化 水平井固井分段压裂技术是在完井管柱入井到位后,注水泥常规固井、候凝,底部爆破阀为憋压打开工具,TAP阀利用差级直径暂堵球打开,爆破阀与TAP阀依次逐级分段压裂,当所有分级压裂完成后,对压裂液进行返排施工,这时投球自溶消失或被压裂液携带返排出进口。爆破阀的开启压力是影响分段压裂施工的关键因素,结合静液柱压力、工艺需求、套管承受压力综合确定,见表1。

 

  水平井分段压裂施工

 

  压裂设计 歧61-6H井水平段方位为295.86°,所处滨23X1区块无准确的地应力方位测试数据,有裂缝方位与井筒方位形成较小夹角的可能,增加了施工难度。因此采用支撑剂段塞工艺、大排量施工,施工破裂压力梯度0.0190MPa/m,施工压力的预测36.96MPa,裂缝支撑剖面模拟如图2~图5。

 

  压裂施工 2011年6月18日,对歧61-6H井进行了施工,见图6。通过爆破阀及三批次投球,成功地压开了4条裂缝。施工总液量1456.7m3,总砂量113.35m3,中密度陶粒0.3~0.6mm。压裂施工数据见表2。

 

  水平井固井分段压裂完井技术在大港低渗油藏的应用尚属首次,歧61-6H井现场施工一次成功,2011年6月20日~7月11日自喷投产,见图7。7月 12日~23日下入潜油电泵,采用5mm油嘴投产,见图8,达到周围直井压裂增产效果的3倍以上,达到经济开发的要求,拓展了大港油田低渗透油田开发思路,形成大港低渗油藏水平井分段压裂完井技术。

 

  由以上应用可知,歧61-6H水平井固井分段压裂施工改造,投产后增产稳产效果显著,为大港低渗油田水平井开发提供了一种简单、可靠的新技术。水平井固井分段压裂完井技术井下工具种类少,层位针对性强,压裂级数可达到10级以上,实现不动管柱逐级压裂,缩短施工周期。加强水平井固井技术研究,避免环空中有水泥亏空导致未压裂或重复压裂。加强裂缝监测技术研究,为提高压裂施工效果和储层动用程度提供依据。



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