角64-H2井桥塞分段压裂技术特色解析

2010-04-13吕国祥吴月先魏传阳周仲建

石油地质与工程 2010年3期

关键词：射孔井筒前置

吕国祥,吴月先,曾科,龚蔚,魏传阳,周仲建

(1.西南石油大学,四川成都610500;2.中国石油川庆钻探工程有限公司;3.中国石油辽河油田公司)

角64-H2井桥塞分段压裂技术特色解析

吕国祥1,吴月先2,曾科3,龚蔚2,魏传阳2,周仲建2

(1.西南石油大学,四川成都610500;2.中国石油川庆钻探工程有限公司;3.中国石油辽河油田公司)

川中地区八角场须四段为块状长石石英砂岩致密凝析气藏,储层结构为裂缝—孔隙型、微裂缝—孔隙型和孔隙型,纵向和横向非均质性严重,首次尝试用L型水平井开采,一期分6段压裂施工成功,技术特色显现:分次射孔,井筒内桥塞机械转向,固相纵向限缝高,光套管低摩阻泵注,前置酸预处理。

致密凝析气藏;L型水平井;分段压裂;技术特色;评价

川中地区八角场气田中生界上三叠统须四段凝析气藏拥有较多的探明天然气地质储量,致密储集层开采技术难度很大,资源潜力不能有效地发挥。直井大型加砂压裂工艺技术尝试(崔明月,丁云宏,单文文,等.四川八角场低渗透气田大型水力压裂应用实例及认识,2000),多口井呈现出较高效开采的新局面。在此基础上尝试应用L型水平井开采[1],旨在提供一井压多条高导缝的工程条件,再次提高开发效果。角64-H2井是该气田内新钻成的首口L型水平试验井,位于构造西端高点附近的角51井区内,距角51井仅只有2km,地质条件较好,有助于与角51井(直井)作压裂效果对比评价。角64-H2井一期压裂施工作业历经1 085min(跨越4d),相继分压6段,共计压入地层陶粒487.28t,泵注工作液3 410.3m3,创多项国内施工作业新纪录。

1 压裂试验区地质特征

川中地区八角场气田中生界上三叠统须四段凝析气藏[2],短轴背斜构造中的长轴走向为东西向,长轴向南突出,构造北陡南缓,南北不对称。构造上分布有东、西两个局部高点,西高点分布范围较大,两高点间由鞍部连接。西高点东南部为角51井区,即是须四段储层压裂改造试验区,主要由角41井、角51井、角45井和角50井的井点连结所控制。须四段地层埋藏深度为3 000～3 200m左右,厚度为102～144.8m。须四段储集岩为长石石英砂岩,多为中粒、细-中粒岩屑,具有中孔低渗的物性特征。区域内须四段地层天然裂缝发育规模差异很大,分布很不均匀。天然裂缝多为微细裂缝,主要为层理,多为单斜层理、平行层理、水平层理、羽状层理和交错层理。角51井须四段3 132～3 143m和3 197～3 203m井段,钻井气浸显示,槽面见10%鲕粒气泡,钻时为95～15min/m和87～17min/m。岩石泥质胶结较为疏松,以至于岩心内形成1.5～2.0 cm厚的钻井泥浆浸入环带,时差测井曲线中有多处显现出微裂缝特征。射孔完井后初测天然气产量达到3.36×104m3/d,这是全气藏内较大的初测天然气产量,较发育的微裂缝起了重要的作用。投产3个多月,气产量仍较平稳,井口套压下降幅度仅有5.5%,地层供给能力较强。值得重视的是巨厚块状砂岩储集层内无良好的隔层,限制人工缝高很难,致密储集岩压裂造缝的施工泵压高。储集岩具有强水敏、酸敏、盐敏和速敏的特征,浸入液易于诱发水锁后患,须得有高效针对性技术措施。

2 分段压裂技术特色

(1)分次射孔。角64-H2井一期施工作业要分压6段,是在光套管泵注条件下进行,因而采取射孔一段、压裂一段的作法,先后共计射6个小孔段(孔段长度均为1m,均射16个孔眼)。为了顺利施工作业,均采用电缆牵引射孔枪,通过泵注方式送射孔枪就位(此工艺技术尚属国内首次作业)。分次射孔既是光套管泵注的需求,也避免了多孔段同时共存的施工干扰,尤其满足分压的地质需求。

(2)井筒内桥塞机械转向。角64-H2井一次性分压6段(即压开6条人工裂缝),光套管泵注条件下,压裂第一孔段时,凭借井底条件进行物理转向,迫使工作液进入孔段内;往后的5个孔段分压,均凭借连续油管送入井筒内的桥塞,进行机械转向,迫使工作液进入相应压裂孔段内。先后于井筒内施放5个桥塞,而压裂作业结束后,才磨铣掉这5个桥塞,实现最终冲砂和排液。井筒内桥塞机械转向是水平井分段压裂的技术关键,桥塞井筒内转向技术成熟,具有很高的可靠性,致使各段压裂成功。

(3)固相纵向限缝高。角64-H2井分段压裂造缝后,均先泵注粒径100目石英砂和粒径80目陶粒,起到充填动态缝降滤失的功能,断塞有助于延伸主裂缝。两种固相剂有一定的密度差异,在主缝内流动分异的过程中,起到向上、向下充填降滤作用,发挥限制主裂缝缝高的功能,迫使主裂缝增长、增宽。由此再次表明角64-H2井分段压裂,采用的是综合性转向技术,井筒内转向和地层内转向彼此协同作业,集成了两种转向技术的优势。

(4)光套管低摩阻泵注。角64-H2井分段压裂,采用φ114.3mm油层套管泵注作业,井下施工条件简单。井身结构油层套管外固井水泥返高应有一定的深度,利于从油层套管外的环空中泵注平衡液,保护井内上部的油层套管。此类压裂作业井的井身结构,在钻井、固井作业中就得有所准备,不仅要用高强度的油层套管,还得采用WT气密封技术处理。光套管泵注作业的过水面积大,能满足大型压裂大排量泵注的工程需求。光套管泵注时的流动摩阻系数较低,有助于降低施工泵注压力。角58E井采用φ139.7mm套管泵注,注入排量为5.6m3/min时,套管泵注摩阻仅只有7.9MPa,摩阻系数0.0025MPa/m;加砂压裂中的泵注排量高达7.95～8.06m3/min时,泵注压力仍只有71～60MPa,注入地层陶粒244t,最高砂浓度达到958kg/m3,这为角64-H2井41/2in套管泵注压裂提供了科学依据。

(5)前置酸液预处理。前置酸液先前多置于常规前置液中的前缘,以清除钻井、固井和完井过程中所造成的堵塞,畅通液流通道,降低压裂施工作业的泵注压力。随着前置酸工程技术的发展,前置酸的功能也不断增大。酸蚀碳酸盐岩,有助于扩大动态缝宽,提高支撑缝的导流能力,尤其是碳酸盐岩储集层加砂压裂更是如此。酸蚀沟通地层内的天然裂缝,有助于扩大、延伸裂缝。较富余的前置酸,压裂作业后的回流过程中,尚可发挥对碱性交联凝胶液的破胶作用,有助于清除缝壁的压裂液滤饼、残胶和残渣,改善缝壁的渗透性能,提高缝壁的泄流能力。目前国内前置酸加砂压裂,不仅可在前置液前缘或后缘布酸,甚至于可全用酸液作前置液[3-4]。国内前置酸加砂压裂最早起源于川中地区磨14井[5-6],因云岩储层破裂压力梯度很高,人工造缝的宽度很窄,加之于地层内的天然裂缝存在,导致钻井过程中漏失泥浆10.3m3,射孔完井的气产量较中途测试下降2/3。因而采用前置酸加砂压裂,酸液起到了明显解堵、降泵注压力的作用,使加砂压裂一次性成功,增产效果极其显著。四川地区的后续研究并未进行,而长庆油田针对特低渗砂岩油藏加砂压裂的需求,开展了卓有成效的研究及应用[7-8]。先期前置酸加砂压裂施工作业28口井,均一次性获得成功,原油产量呈现逐月上升的趋势;继而又在镇53井区等5个新区块内,前置酸加砂压裂100井次,镇53井区压裂后连续6个月的产量较常规压裂高。正因为如此,角64-H2井分段加砂压裂施工作业,也采用前置酸技术,旨在发挥对新井解堵、降泵注压力的作用,也确保获得地层较为真实的力学参数,提高工程设计的科学性。

3 角64-H2井分段压裂述评

角64-H2井分段压裂,主要应用桥塞井筒机械转向来实现,总体工艺技术有明显优势,确保一次性压开多条人工裂缝,实现高强度储层改造目的。施工作业的针对性强,不存在含糊性,能满足地质评价的需求。

然而L型水平井桥塞机械转向分段压裂,仍然有一定的适应范围,对于重点勘探井评价是有现实意义的,对于优质储量区块高效开发也是有利的,而对于较差储量级别的区块开发是不太适宜的。此分段压裂工艺技术的工序复杂,巨额的投入要求尽快高回报,推广应用就须得慎重,应以少数井重点试验成效作判别。角64-H2井压裂过程中,共计进行6次射孔,5次向井筒送桥塞,1次测试压裂,6次加砂压裂,磨铣桥塞5个,并最终全井彻底冲砂,前后历经的时间很长(仅至压裂结束就得需用4d时间),必然导致强水敏地层被大量工作液较长时间浸泡,潜在着影响压裂效果的风险,而排液仅仅在冲砂后才进行,其技术难度很大。

角64-H2井一期分段压6段,均施工成功,二期分压8段的准备接着进行。显然二期压裂的具体安排,要视其一期压裂的成效大小而定,并作出适当的技术改进。尤其是排液的安排要有一定的灵活性,旨在获取显著的压裂效果,压裂效果是检验施工工艺技术适应性的试金石。