泾河致密油藏水平井速钻桥塞分段改造实践

2014-04-23陈付虎高志军姚昌宇

石油钻采工艺 2014年3期

王越陈付虎高志军姚昌宇

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

泾河油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，目前主要开发层位为延长组长8油层。储层埋藏浅，裂缝发育，非均质性强，储隔层应力差小，给压裂改造带来很大难度。前期水平井主要采用裸眼封隔器分段压裂工艺，取得了较好的改造效果。但该工艺分段级数有限，无法实现压后全通径，在生产中逐渐暴露出不利于后期作业的问题，需引进新的压裂工艺［1-2］。

速钻桥塞压裂是国外在页岩气水平井中发展起来的一种先进的分段压裂工艺，本文以JH32P1井为例，对该工艺在致密油藏中的适用性进行了评价。JH32P1井完钻垂深1 215 m，水平段长1 001 m，钻遇砂岩817 m，采用Ø139.7 mm生产套管固井完井。储层平均孔隙度7.6%，平均渗透率0.22 mD，属特低孔、特低渗储层。

1 速钻桥塞分段压裂工艺原理

速钻桥塞分段压裂工艺采用套管固井，通过下入分层桥塞对改造段进行分隔，可实现任意级数的分段压裂。速钻桥塞长度0.78 m，外径111.5 mm，耐压70 MPa，见图1。桥塞采用特殊材质，易钻，整体几无金属成分，钻后可实现井筒的全通径。采用压裂液从油套环空注入方式施工，具有人工裂缝起裂位置确定、改造规模大的优点［3-4］。

图1 速钻桥塞

采用Ø139.7 mm套管作为压裂管柱，根据邻井泾河41井长81层压裂施工情况，破裂压力梯度为0.022 MPa/m，裂缝延伸压力梯度0.014 MPa/m，结合采用的压裂液摩阻系数，计算在不同施工排量下的地面施工压力（表1）。

表1 不同施工排量下井口施工压力预测结果

根据计算结果，在3.5 m3/min排量下，施工压力最大为14.1 MPa。因桥塞最大外径为111.5 mm，为保证桥塞顺利下入，选用的大通径井口为标准KQ130/65-70采气井口。

2 压裂液和支撑剂优选

根据泾河油田邻井压力温度测试资料，地温梯度预测为2.37 ℃/100 m，预测本井目的层温度为46.7 ℃，地层温度低，加入低温激活剂，解决储层低温破胶难题。采用中低温压裂液体系：0.35%HPG（一级）+0.3%破乳助排剂+1.0%KCl+0.1%杀菌剂+0.3%低温激活剂，活性水配方为：0.3%破乳助排剂+1%KCl。室内用PVS高温高压流变仪评价了压裂液体系在60 ℃时的耐温耐剪切性能。实验压力3.5 MPa，剪切速率 170 s–1，剪切 1.5 h 黏度仍保持在 150 mPa·s左右，体系耐温耐剪切性能较好，可满足施工要求。

根据邻井施工资料，地层闭合压力梯度约为0.013 MPa/m，地层有效闭合压力在11.6 MPa左右，主加砂采用20～40目（0.425～0.85 mm）石英砂作为支撑剂，石英砂导流能力达到40μm2·cm以上，可满足改造要求。支撑剂性能要求：28 MPa下破碎率≤ 14%，体积密度≤1.55 g/cm3。

3 压裂参数优化设计

选取油气显示好、低自然伽马、低泥质含量、高孔隙度段作为射孔段，对整个水平井分6段进行压裂改造。第1段采取油管传输射孔，102 枪、127 弹、孔密20 孔/m；第2～6段采取89 mm深穿透弹，每段射厚1 m，孔密16 孔/m，相位角60°，有利于集中改造目的层。根据水平段固井质量及射孔段选取桥塞坐封位置，保证层间的有效分隔和施工安全。

根据井区地应力方向与水平段方位分析，水平段方位约为159°，该区块最大主应力方向75°，该井井身方向与裂缝方向的夹角为84°，压裂裂缝近似呈横向缝。

根据邻井泾河41井长8层段测井岩性分析，目的层上下隔层遮挡能力差，下部紧邻油水同层，若排量过高，易造成纵向上缝高失控并增大施工摩阻及泵压，另考虑部分井段固井质量差，为避免压窜，需对施工排量进行合理控制。综合考虑支撑剂在水平段的沉降规律，优化施工排量为3.0～3.5 m3/min。前置液段加入40～70目粉陶段塞打磨炮眼和裂缝壁面，降低压裂液滤失并减小弯曲摩阻，适当降低前置液比例，增大砂比，提高压裂改造效果［5］（表 2）。

表2 JH32P1井6段压裂设计参数

根据平面井网关系、储层砂体厚度、垂向应力分布情况，优化裂缝长度100～120 m左右，结合各层段物性变化采取差异化设计，其中第1～4段物性较差，裂缝缝长110～120 m，第5～6段物性相对较好，裂缝缝长控制在100～110 m左右，每段加砂总规模29.0～32.0 m3。

4 现场应用

4.1 施工步骤

（1）通井刮管后，对第1段进行射孔，装井口压裂第1段。

（2）下入射孔—桥塞坐封联作模拟工具串，泵送至设计位置后，确认无碍后提出井口。

（3）下入射孔—桥塞坐封联作工具串，泵送至桥塞坐封位置下接箍位置以下约5 m，再上提管串至设计位置停车坐封桥塞。

（4）上提电缆至射孔位置进行射孔，上提射孔枪出井口检查发射率。

（5）按设计完成第2段压裂，循环以上步骤完成各段施工。

（6）放喷结束后，下入钻塞工具串将桥塞钻除。

4.2 施工参数

JH32P1井于2013年4月24日下入通井工具开始施工，整个施工期间共进行一次常规射孔作业，5次电缆下入桥塞—射孔联作施工，使用活性水泵送桥塞，泵送排量为0.5～1.9 m3/m in，泵送压力5.7～11.3 MPa，平均每个桥塞用时24.2 m in，平均泵送液量31.9 m3，桥塞下放速度约50 m/m in。

该井于2013年4月29日至5月3日完成压裂施工，历时4 d，纯施工时间20.5 h。除第6段破裂压力不明显，其余施工一切正常（表3）。从施工情况来看，施工初期压力较高，加入段塞后均有较大程度的下降，平均降低约3 MPa。原因可能为射孔不完善，近井筒摩阻过大，需进一步优化射孔参数。

表3 JH32P1井施工参数

4.3 压后效果

该井压后分别用3、5、8 mm油嘴控制放喷，2013年5月7日井口压力降为0 MPa，组下钻扫工具。下入5LZ90×3.5型螺杆钻对桥塞进行钻扫，至5月11日成功钻除全部桥塞。纯钻塞时间7 h，平均单个桥塞钻时1.4 h。

该井压后25 d机抽见油，试油最高日产油14.2 t，与邻井同层位采用裸眼管外封隔器工艺改造的JH17P55井对比，两口井单段加砂量、平均砂比及施工排量接近，从录井显示及储层物性来看，JH17P55井储层地质条件明显好于JH32P1井，而压后JH32P1井产量高出JH17P55井一倍，增产效果显著。