水力喷射压裂技术在筛管完井水平井上的应用

2010-08-31潘建华

石油地质与工程 2010年3期

关键词：高升筛管射孔

潘建华

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

水力喷射压裂技术在筛管完井水平井上的应用

潘建华

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

高升油田水平井数日益增多,但因储层物性差和油层污染问题,水平井产能偏低,平均单井日产油仅有3.9t;同时,高升油田水平井均为筛管完井方式,压裂措施施工难度大、风险高、效果差,油层无法得到有效改造。因此,开展了水平井水力喷射压裂技术试验,依据数模、物摸、室内实验及生产实际,进一步优化了施工参数和施工工艺,并在高10块投入应用1井次,措施后增油效果明显。

水平井;水力喷射压裂;增产措施;筛管完井

随着水平井二次开发工作的进一步推进,高升采油厂水平井数日益增多,在高246块、高21块、高10块、高18块和牛心坨潜山均有分布,目前共有水平井43口,开井34口,平均日产液量363.4t,日产油量149.9t;平均单井日产液14.2t、日产油3.9t,其中低效井7口,占开井数的20.5%。水平井尚未达到预期的产能,主要的因素之一是部分水平井油层物性差和油层污染,导致水平井产能偏低。

高升采油厂水平井均为筛管完井,常规压裂实施难度较大,致使油层得不到有效改造,制约了水平井产能的发挥。其主要原因是筛管完井水平井实施压裂前需要进行射孔,作业工序多、费用高;而常规压裂会带来多余的多重压裂裂缝,获得的裂缝常常仅出现在水平段两端;常规压裂需要下入封隔器等井下工具,水平井作业风险大大增加。对此,应用了水力喷射压裂技术,实现了对水平井自动封隔、定点压裂。

1 水力喷射压裂技术

1.1 技术原理

水力喷射压裂技术是水力喷砂射孔和水力压裂相结合的新型增产工艺,由水力喷砂射孔、水力压裂及环空挤压三个过程共同完成。该技术原理基于伯努力方程:流体束的速度变化引起压力反向变化,喷嘴出口处速度最高压力最低,随着流体不断深入孔道速度逐渐减小,压力不断升高,到孔道端处速度达到最低而压力最高[1],如图1。

图1 水力喷射压裂原理

安装在施工管柱上的水力喷射工具,产生高速射流冲击(或切割)套管和岩石,在地层形成一个(或多个)喷射孔道,完成水力射孔;同时喷射流体在孔道内动能转换为压能,利用喷射滞止压力破岩,在孔道端部产生微裂缝;射流继续作用在喷射通道中形成增压,同时向环空中泵入流体增加环空压力,环空流体在高速射流的带动下进入射孔通道和裂缝中,使裂缝得以充分扩展,能够得到较大的裂缝[2]。

喷嘴出口周围流体速度最高、压力最低,流体会自动泵入裂缝而不会流到其它地方,环空的流体也会在压差作用下进入射流区被吸入地层。因此水力喷射压裂技术实现了水平井裂缝的定位控制,达到水平井定点压裂的目的。

1.2 技术特点

水力喷射压裂技术具有如下特点:无需封隔器或桥塞等隔离工具,实现井段的自动封隔与定点压裂,水平井施工风险小且操作简便;无需单独射孔作业,实现了射孔、压裂一次完成,比常规压裂工艺节省了作业工序;一次管柱可进行多段压裂,多段压裂施工周期短,经济安全,且有利于降低储层伤害;可用于裸眼、套管、筛管等多种完井方式[3]。

2 压裂参数的计算与优选

2.1 裂缝参数优化

水平井裂缝参数是影响水平井压裂开发效果的重要因素,通过数模和物模建立了裂缝优化模型,优化结果为水泥固井、筛管完井、水平段长度在300m左右的水平井,最佳裂缝数目为4～5条;优化缝间距50～80m,裂缝长度100～200m。

2.2 压裂液配方优化

水平井压裂要求压裂液的流变性、悬砂性好,低残渣、低伤害、易返排,具有快速、彻底破胶,残液界面张力低的性能特点。170s-1、50℃条件下压裂液连续抗剪切1h,粘度大于100mPa·s;3.5M Pa、45℃下滤失系数为6.08×10-4m/min1/2,初滤失量为 1.2cm3/min1/2;岩心伤害率16%～20%[4]。优化配方基液:(0.45%～0.47%)HPG+0.3%FR-CL/L H-Ⅸ破乳助排剂+0.1%HCHO杀菌剂+0.03%CO-DFO/L H-Ⅰ消泡剂+1%KCL+0.12%Na2CO3;交联剂配方:(0.1%～0.15%)FRCR/L H-Ⅰ+0.01%硼砂。

2.3 支撑剂的优化

支撑剂的类型、粒度和浓度是决定水平井压裂处理效果的重要因素。为了有利于水平井支撑剂的就位,压裂水平井时,应使用粒度较小、密度中等的支撑剂。为了提高导流能力,可以使用中密度人工陶粒支撑剂。

2.4 施工参数优化

依据设计裂缝长度,并结合油层导流能力要求,结合FracPro PT软件模拟结果,确定设计支撑裂缝半长、改造规模和平均砂比。结合储层物性和工艺要求,设计压裂总排量、油管排量以及套管排量。

2.5 施工工艺的确定

用原胶液低泵速灌满油管及环空;向油管注入低浓度含砂液体,通过喷射工具进行射孔;关闭套管闸门,向油管注入基液、压开地层;通过喷射工具注入含砂压裂液,砂比逐渐增加,同时向油套环空注入补偿液,进行加砂压裂;最后泵入活性水进行顶替。

3 实施情况及效果分析

3.1 试验井基本状况

(1)试验区块概况。试验区为高升油田的高10块Ⅵ砂岩组。高10块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡北端,具有独立的油水系统。Ⅵ砂岩组呈西高东低的单斜构造,为分流水道微相和中扇前缘微相,岩性为砂砾岩,储层物性较好,孔隙度为17%～23%,渗透率为(700～1200)×10-3μm2。

(2)试验井基础数据。高3莲 H4井位于高10块东部,生产井段1 907.14～2 145m,水平段长246m。2008年7月完钻、筛管完井方式,2008年8月开抽,已生产2个周期,累注汽1 967t、累产油660 t、累产水470m3。目前日产液2.5t、日产油0.1t。蒸汽吞注2周期,注汽质量差,注汽压力高、注汽干度低,回采效果差,未达到预期产能。

3.2 施工设计参数

设计喷射点1 990m,支撑裂缝半长为110.9 m,石英砂2.4m3、中密度陶粒35m3,平均砂比为24%,压裂液总量479.8m3。压裂设计总排量为3.7 m3/min,油管排量为2.6m3/min,套管排量为1.1 m3/min。喷枪采用6×φ6.0mm喷嘴、120度相位角组合,每层安装3个喷嘴,上下两层的喷嘴相位60度。

3.3 现场实施情况

高3莲 H4于2009年9月实施了水力喷砂压裂,总液量483.6m3,石英砂6m3,中密陶粒40m3,平均砂比24.1%。原胶液低泵速灌满油管及环空25m3,排量1～1.2m3/min,压力保持在4MPa;注入低浓度含砂液体进行射孔50m3,排量大约为2.2 m3/min,压力37MPa,石英砂6m3;关闭套管闸门,向油管注入基液、压开地层,排量1.8m3/min,压力最高达到51MPa,然后逐步降至46MPa;注入前置液95m3,排量1.8m3/min,压力49MPa;注入含砂压裂液166m3,进行加砂压裂,排量1～2m3/min,压力40～50MPa,同时环空注入补偿液138m3,排量1.1m3/min,压力11MPa;最后泵入活性水顶替9.6m3。