低渗油藏裸眼水平井压裂技术及应用

潘毓兵

(大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江大庆 163312)

1 前言

国内外研究表明[1，2]，水平井的压裂改造技术是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一，已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热点。目前，水平井压裂技术已经成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段。裸眼水平井分段压裂技术已经在北美、非洲、中东等国家应用。中国大庆长垣、长庆油气田先后采用裸眼水平井压裂技术改造储层，取得了一定的效果[3，4]。大庆外围朝长地区扶余油层多为低渗透储层，油藏欠压，自然产能低、直井均需要压裂改造投产，单井产能低、开发效果差。为了进一步提高单井产能，改善油田开发效果，在渗透率低、产能较差的区块开展裸眼完井压裂技术试验，以探索裸眼水平井压裂改造技术在大庆外围低渗透扶余油层的可行性。

2 水平井区地质概况

水平井区位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地，构造倾角为5.0°～6.6°，扶余油层顶面海拔－980～ －820 m，区内断层不发育，断块较开阔[5]。水平井开发目的层为扶余油层扶Ⅰ31层，单层砂岩厚度5.5 m，有效厚度3.0 m，储层为三角洲分流平原河道砂体，点坝砂体发育，为此在点坝砂体发育区设计实施了1口裸眼水平井。空气渗透率5.2 mD，为中孔、低渗透储层。油藏压力系数0.88，油藏欠压，油藏类型为断层—岩性油藏。区内天然裂缝基本不发育，最大主应力方位NE75.0°，为近东西向，人工裂缝主缝方位在NE67.9°～ NW88.4°，以近东西向为主，近于南北向。

3 裸眼水平井钻井及完井方式

裸眼水平井方位垂直最大水平主应力方位，近于南北向。完井井身采用三井身结构，即表层套管、技术套管、油层套管，技术套管下到入靶点。由于油藏欠压，为最大限度减少钻井过程中钻井液对油层近井地带的污染，保护储层，在水平段钻井过程中采用水包油微泡钻井液，钻井液密度控制在0.90～1.0 g/cm3，实现近平衡钻井(见表1)。裸眼水平井水平位移946.18 m，水平段为1 222～1 868 m，水平段长度646 m，砂岩钻遇率100%，油层钻遇率97.8%(见表2)。根据水平段砂泥岩钻遇情况、周围直井位置以及压裂缝长，优化油胀封隔器及打孔管位置及长度，采用10级油胀封隔器+6段打孔管的完井方式，水平段不需要固井及射孔作业。

表1 水平井钻井及完井工艺表Table 1 Drilling and completion technique of horizontal well

表2 水平井设计及完钻数据表Table 2 Design and drilled data of horizontal well

4 油胀封隔器验封情况

油胀封隔器验封后，发现第1、2级油胀封隔器和第6级油胀封隔器分别在10 MPa和11.5 MPa下失封，第3、4、5级油胀封隔器和第7级和第8、9级油胀封隔器分别在10 MPa和13 MPa下密封(见图1)。

图1 完井管柱及封隔器示意图Fig.1 Completion string and packer diagram

5 压裂设计

由于3个封隔器不密封，无法实现6段压裂施工，决定设计实施4段分段压裂，根据相邻井距离及压裂缝长，单段设计陶粒11～12 m3，设计缝长小于105 m(见表3)。

表3 裸眼水平井压裂设计表Table 3 Openhole horizontal well fracturing design

6 压裂现场施工

前三段分段压裂时，随着压力上升到29 MPa以上时密封油胀封隔器均不密封，不能稳压，套管出液，储层未压开，最终采取全井笼统压裂，以0.6 m3/min排量泵注3.5 m3压裂液后起车坐封，主施工排量2.8 m3/min，前置液共35 m3，砂比10%～18% ～25% ～30% ～35%，30%时压力上升，排量提至3.076 m3/min，压力较平稳，共加入陶粒14 m3(设计陶粒12 m3)，破裂压力18 MPa，压裂液126 m3，返排 68 m3，返排率 53.97%(见图 2)。

图2 裸眼水平井笼统压裂施工曲线Fig.2 Openhole horizontal well fracturing operation graph

分析认为未能成功实施分段压裂主要原因是由于油胀封隔器+打孔管完井管柱目前不能满足裸眼分段压裂的需要。一是油胀封隔器密封率低。压力小于13 MPa条件下，10个封隔器3个不密封，密封率仅70%;二是油胀封隔器承压能力低。由于储层破裂压力18 MPa，实施压裂时压力高达38 MPa，而验封压力只有13 MPa左右，不能满足分段压裂需要，只能进行笼统压裂，压裂效果差。

7 效果分析

7.1 试油效果分析

裸眼水平井测试获得日产10.4 t的工业油流，压后抽汲试油日产油11.28 t，与裸眼水平井相距150 m的常规水平井分7段射孔，共射开48.0 m，测试获得日产0.35 t的低产油流。裸眼水平井自然产能为相邻常规水平井的30倍，表明欠压油藏采用近平衡钻井，裸眼方式完井，可有效保护储层，提高单井产量。此次，由于油胀封隔器密封率低，承压能力差，裸眼水平井压裂后产能没有较大幅度提高，压裂没有取得预期效果(见表4)。

表4 试油成果表Table 4 Oil test

7.2 投产效果分析

目前裸眼水平井刚投产不足1个月，初期日产液15.0 t，日产油 7.3 t，含水 51.3%，沉没度118.0 m，阶段产油96.0t，阶段产水165.9t。水平井初期产量是周围直井初期产量3～4倍，试验初期取得了一定的效果。

如果油胀封隔器满足压裂需要，裸眼水平井实现分段压裂，效果会更加可观。

8 结语

1)低渗透油藏采用近平衡钻井、裸眼方式完井能有效保护储层，提高单井产量。

2)裸眼水平井实施储层压裂改造对提高单井日产具有一定的效果。

3)裸眼分段压裂技术对封隔器有较高的要求，建议改进油膨胀封隔器工艺，以满足裸眼分段压裂技术需求，为进一步提高低渗透油藏开发效果奠定基础。

[1]杨 富，邹国曙，马得华，等.苏里格气田平36－6－23井裸眼完井分段压裂技术[J].石油钻采工艺，2010，32(4):46－50.

[2]李宗田.水平井压裂技术现状与展望[J].石油钻采工艺，2009，31(6):13 －18.

[3]韩国庆，吴晓东，陈 吴，等.多层非均质油藏双分支井产能影响因素分析[J].石油大学学报，2004，28(4):81 －85.

[4]李春梅，王海涛，刘志国，等.薄层窄条带砂岩水平井设计与实施效果[J].大庆石油地质与开发，2010(4):58－62.

[5]付 广，刘美薇.松辽盆地长10区块扶余油层运移输导通道及对油成藏的控制[J].沉积学报，2010(1):202－207.