速钻桥塞体积压裂技术在安83区块水平井的现场应用

2016-07-05宋花秀何航宇刘建辉赵旭东

石油化工应用 2016年6期

关键词：水平井

魏　波，宋花秀，刘　涛，袁　斌，何航宇，刘建辉，赵旭东

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边　718606）

速钻桥塞体积压裂技术在安83区块水平井的现场应用

魏波，宋花秀，刘涛，袁斌，何航宇，刘建辉，赵旭东

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边718606）

摘要：胡尖山油田安83区块长7油藏位于胡尖山油田中部区域，是以“三低”（低压、低渗、低产）为特征的典型特低渗透油田，资源潜力大，地质储量1.4×108t，储量规模大，但油藏物性差，动用难度大，投产井单井产能低，致密油高效开发技术亟需探索试验。通过2011年以来的不断探索，水平井速钻桥塞体积压裂技术成为致密油提产提效主体工艺。

关键词：速钻桥塞；水平井；体积压裂

胡尖山油田安83井区长7致密油藏位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡西部，受沉积初期古地貌及沉积成岩差异压实作用影响，发育近东西向不规则鼻状隆起［1］。油藏储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育，属于典型的“三低”油藏，长72油层稳定，平均油层厚度14.8m，孔隙度7.9%，渗透率0.17×10-3μm2。前期主要采用“分段多簇+体积压裂”技术，取得了较好的改造效果。但该工艺工序复杂、喷射及压裂排量受限、现有完井管柱条件无法增加簇数、动管柱放喷泄压造成存地液量损失大等问题，为施工作业带来一系列安全隐患，不利于后期稳产。

速钻桥塞体积压裂技术是长庆油田结合国外先进技术，立足自有技术自主研发的新型水平井改造工艺。该技术分段压裂层数不受限制、能实现大规模大排量体积压裂、桥射与压裂施工交替作业施工周期短等优点，提产提速效果明显。该技术射孔桥射联作，一次性用电缆下入射孔枪和桥塞，封隔层位准确，电子选发式多级点火可实现多簇射孔；其“大排量、大液量、低砂比”的压裂特点可实现复杂网络裂缝的改造，增加了油藏的渗流通道，同时提高了地层能量。为长庆油田5 000×104t稳产增效提供有力的技术支撑。

1　速钻桥塞体积压裂工艺原理

该工艺除第一段射孔需要油管作业，其余各段压裂均为光套管施工［2］。第一段射孔采用油管传输射孔，完成射孔后采用光套管压裂，第一段施工完后，关井不放喷。第二段施工时，射孔队将射孔枪与桥塞联作工具串装入防喷管内利用电缆下入井筒，直井段采用电缆传输，进入入窗口后利用水泥车或者压裂车泵送至桥塞座封位置，地面点火，引爆座封装置，促使桥塞座封于套管内壁。上提电缆，进行多簇射孔，射孔完成后投球封堵下层进行光套管压裂。后续各段重复第二段施工步骤。该井完成各段施工后采用连续油管进行钻塞作业，确保井筒畅通无阻。该工艺不受分段簇数限制，可满足“大排量+多簇压裂”要求，施工工序简单，压裂各段期间不放喷，连续带压作业，存地液量大，有利于延缓产量递减。

2　配套技术及设备

2.1桥塞工具

以前该技术及速钻桥塞需进口采购，随着该压裂工艺的实验与推广，目前已实现国产化。新型速钻复合桥塞主要包括丢手机构、锚定机构和密封机构（见图1），其中丢手机构通过剪切销钉控制座封工具与桥塞丢手；锚定机构具有芯轴防转动和防下移功能，可有效提高钻磨效率；密封单元和保护套采用弧面结构设计，能提高密封承压能力［3］。其主要部件均采用特殊增强材料和树脂基体复合而成，并经过缠绕和模压等工艺加工成型，材料强度高、可钻性好、钻屑易返排。

图1桥塞工具

2.2可融球

可融球为复合材料制成（见图2），可以在含有电解质的水中溶解，溶解速度与其所处的温度及应用结构特点有关，根据地面模拟实验，针对安83区块该球溶解需要7 h左右。

图2　可融球

2.3连续油管设备

连续油管是用低碳合金钢制作的管材，有很好的绕性，又称绕性油管，一卷连续油管长几千米。可以代替常规油管进行很多作业，连续油管作业设备具有带压作业、连续起下的特点，设备体积小，作业周期快，成本低。该工艺中主要采用连续油管进行钻塞及冲砂作业。

3　现场应用

姬塬油田安83井区北部，主力层位长72，该区采用自然能量开发，安83区块一口水平井，该井完钻井深3 528m，水平段与油层长均为1 000m，固井质量好，储层物性较好，无注水对应，纯天然能量开采。以“改造体积最大化”为目标，该井采用速钻桥塞体积压裂工艺。该井设计9级，每级射孔3～4簇，平均每级加砂量67.3m3，平均砂比9.7%，平均排量9.3m3，入地总液量7 500m3。压裂施工周期15d，钻塞周期4d，与相同条件下采用“水力喷射环空加砂”改造工艺相比，施工周期明显缩短，投产初期该井日产液25.0m3，日产油13.9t，目前日产液15.48m3，日产油10.61t。据统计2015年第六采油厂共计实施水平井24口，其中采用“速钻桥塞体积压裂”工艺17口，应用率71%，最长液体滞留时间达到20d，水平井初期递减同比下降3.5%。