水平井裸眼封隔器分段压裂技术在苏10区块的应用

董建辉

(中国石油长城钻探公司地质研究院,辽宁盘锦 124010）

水平井裸眼封隔器分段压裂技术在苏10区块的应用

董建辉

(中国石油长城钻探公司地质研究院,辽宁盘锦 124010）

根据苏里格气田低渗、低压、低丰度岩性气藏的特点,在总结以前水平井压裂经验的基础上,实施了水平井裸眼封隔器分段压裂技术,并在苏10-31-48H井取得成功应用,取得了较好的效果。

苏里格气田;水平井;裸眼封隔器;分段压裂

1 问题的提出

苏里格气田为低渗、低压、低丰度岩性气藏,有效储层为辫状河砂岩沉积体系中的粗岩相带,非均质性强,连续性较差。其低渗低孔储层的孔隙结构特点决定了气田开发初期油气渗流所动用的范围有限,气体的启动压差较大,如果储层不进行压裂改造,储层很难获得较高的产能[1-3]。

2006年,为提高苏10区块单井产量,降低开采成本,开展了水平井现场试验。在综合地质研究基础上,部署并实施了一口双台阶水平井,井号为苏10-30-38H。钻井周期132d,完钻井深4088.32 m,水平段长638.32m,有效气层450m,有效储层钻遇率达到70.5%。经放喷求产,井口日产气15.6×104m3,折算无阻流量51.4×104m3。关井24小时井口压力恢复到21MPa。采用一点法试气,3毫米油嘴日产气2.2×104m3。投产后日产气在1.0×104m3以上,井口压力17MPa以上。为提高水平井单井产量,实现经济有效开发,2008年8月对山1段实施水力喷射压裂后,平均日产气3×104m3,目前油压2.8MPa,套压3.5MPa,累产气1475×104m3,一点法压裂后效果也不理想。

水平井技术在低压、低渗、低丰度的苏里格气田进行试验,见到了初步效果,展示了较好的开发前景。但水平井产量仍未达到理想水平,在总结经验与多方探讨前提下,决定在第一口水平井试验的基础上,应用新型压裂工艺——水平井裸眼封隔器分段压裂,来提高水平井产量的目的,开展第二口井现场试验。

2 裸眼封隔器完井方式分段压裂设计方案

水平井分段压裂就是要在水平井段形成多条相互独立的人工裂缝系统,改善近井地带渗流条件,提高单井产量。随着水平井数量不断增加,水平井分段压裂技术一直都是国内外各油田重点攻关的课题。水平井分段压裂技术主要有以下4种:化学隔离技术、机械封隔分段压裂技术、限流压裂技术、水力喷砂压裂技术。本文主要讲的水平井裸眼封隔器分段压裂技术属于封隔器分段压裂技术。水平井裸眼封隔器完井分段压裂技术是将裸眼水平井完井技术与分段压裂改造技术结合起来的一种完井压裂技术。

2.1 设计原则

综合本区块的测井、录井资料、井眼轨迹、储层状况及地层分层资料分析,本区块属低孔、低渗储层。同时目的层上下各小层储层发育较好,通过对其裸眼分段完井、分段压裂改造试气,尽量增加压裂裂缝的泄流面积,可使水平井段得到最有效的利用,实现储层的有效改造,同时沟通上下储层,提高导流能力,提高波及体积,获得工业气流[4]。

2.2 施工设计要求[5-8]

2.2.1 悬挂器位置设计

悬挂器位置需要考虑的因素:①井斜度小于35°;②在套管鞋上部 150m以上;③狗腿度小于10°/30m;④避开套管接箍。

选择封隔器座封位置的原则:物性较差的泥质砂岩段、电性较差的井段、井径变化较小、没有明显扩径的井段、或钻时较大的井段。

2.2.2 分段压裂裂缝间距设计

(1)裂缝方向。苏10区块主应力方向:北偏东60～80°,多数为 70°,取平均值 70°,设计水平段方位为α,若0≥α≤70°时,该井水平段压裂裂缝与井轴相交约 70～α;若 70°≥α≤360°时 ,该井水平段压裂裂缝与井轴相交约360-α°。

(2)水平井压裂的裂缝几何布局应遵循的规律。根据水平井压裂裂缝优化研究的结果,裂缝几何布局应遵循如下规律:①均匀间距:多裂缝时裂缝间距尽量均匀分布;②缝长U型布局:采取多裂缝时,两端裂缝较长并且长度相等,中间的裂缝长度适当减小;③正交裂缝布局:裂缝与井眼轨迹正交时效果最好;④大间距少裂缝:在规模相同的条件下,采用裂缝长度长,裂缝数量少的方案,可有效提高裂缝体系的控制面积,增产效果最佳。

(3)无限导流多压裂缝系统流态及压力场。水平井中多裂缝正交时,裂缝长度与裂缝间距比不同时,其流态也不相同,如图1所示。当裂缝较长(接近或大于裂缝半距)时,以第一种流动状态为主,这种流态与原水平井井轴的流态完全不同,能最大限度改善地层的流动状态,有利于提高产量和提高采气速度。当然,要提高生产效率,提高产量,就要求裂缝有一定的长度。

图1 不同裂缝长度与裂缝间距下流态图

(4)裂缝间距。根据计算模型,裂缝半长130 m,间距150m的3条长裂缝情况的压力动态典型曲线如图2。从图2中可以看出,当裂缝间距较小时,裂缝间压力容易产生相互干扰,从而影响流态,影响生产效果。

图2 固定裂缝半长和间距下压裂变化示意图

根据压力场和流态分析,裂缝动态半长分别为130m和间距150m时,通过模拟得出结论是后期容易产生压力干扰,本区块井裂缝与井轴约呈83°夹角,大致是垂直状态,正交裂缝间距设计为170～210m左右。设计裂缝间距、长度尽量满足裂缝几何布局遵循的规律,既能实现较高的初期产量,也能减少裂缝间的压力干扰,有利于长期稳产。分段原则是在考虑工艺条件和每条裂缝的效率的基础上,根据储层条件适当多分段。

3 实例分析

苏10-31-48H井为继苏10-30-38H井后该区块实施的第二口水平井,该井于2008年11月1日开钻,2009年5月23日完钻,完钻井深4268.0 m,水平段长805.0m,有效气层334.9m,钻遇率达到41.6%。根据气层钻遇情况结合工艺技术要求,分4段压裂,完井管柱结构示意图如图3。

第一压裂段:4126～4268(B点)m,裸眼封隔器1距离B点142m,压裂点4140m。

第二压裂段:3809～3850m,裸眼封隔器3、2间距41m,压裂点3830m。

第三压裂段:3632～3712m,裸眼封隔器5、4间距72m,压裂点3670m。

第四压裂段:3463(A点)～3532m,裸眼封隔器6距离A点69m,压裂点3510m。

图3 裸眼封隔器分段压裂完井管柱示意图

2010年6月6日压裂施工,一切工序正常,连续放喷24h,井口压力升至18.0MPa,关井20min,压力即升至21.0MPa,火苗长度超过20m。6月13日投产,日产气稳定在 10×104m3生产,累产气1518×104m3,取得了较好的效果。

4 结论

水平井裸眼封隔器压裂技术在苏10区块成功应用,为苏里格气田推广应用此技术奠定了有利基础。此技术推广后,可大大提高苏里格水平井的产量,有利于苏里格产量目标的早期完成和产能建设的早期实现。

[1] 陈作,王振铎,曾华国.水平井分段压裂工艺技术现状及展望[J].天然气工业,2007,27(9):78-80.

[2] 陈朋刚,赵丽霞,张莲忠.水平井压裂工艺技术的发展现状[J].西部探矿工程,2010,(2):44-47.

[3] 王晓泉,张守良,吴奇,等.水平井分段压裂多段裂缝产能影响因素分析[J].石油钻采工艺,2009,31(1):73-76.

[4] 夏惠芬,李福军,邸建英.垂直裂缝几何形态数值模拟及影响因素分析[J].钻采工艺,1996,19(2):25-27.

[5] 米光勇.白马庙气藏水平井加砂压裂工艺技术研究与应用[J].钻采工艺,2006,29(1):53-56.

[6] 叶勤友.水平井压裂技术在低渗透油田开发中的研究与应用[J].钻采工艺,2008,31(增刊):57-59.

[7] 陈海龙,李晓平,李其正.水平井段最优长度的确定方法研究[J].西南石油学院学报,2003,25(1):47-48.

TE357

A

1673-8217(2011)02-0103-02

2010-10-28

董建辉,1982年生,现从事油、气田开发、水平井随钻地质跟踪科研工作。

中油长城钻探工程有限公司项目“苏10区块水平井开发试验及整体部署”部分内容(2008103)。

编辑:李金华