安塞特低渗透油藏侧钻井提高单井产量技术研究

2019-06-12陆红军张育超

钻采工艺 2019年5期

常笃，陆红军，齐银，张育超，任勇，吴娜

（1中石油长庆油田分公司油气工艺研究院2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3中石油长庆油田分公司第一采油厂4玉门油田分公司老君庙采油厂）

常笃等.安塞特低渗透油藏侧钻井提高单井产量技术研究.钻采工艺，2019，42（5）：56-58

侧钻技术是长停井复产、剩余油挖潜的有效手段之一［1-3］。安塞特低渗透油藏平面上剩余油主要分布在裂缝线侧向，纵向上剩余油呈交互式分布，侧钻井采用常规压裂难以充分动用，侧钻井单井产量仍有较大提升空间。本文优化了典型井组侧钻井靶点位置，开展了Ø88.9 mm侧钻小井眼条件下分段多簇压裂工艺研究，形成了适应于该类型油藏侧钻井主体改造技术模式，试验井增产效果较好，对同类型油藏小井眼侧钻井压裂具有较好的借鉴意义。

一、低渗透油藏剩余油分布规律

安塞特低渗透油藏进入开发中后期，受注水动态缝不断开启延伸控制，沿井网主向形成了水淹带，剩余油在平面上分布在砂体未连通、油水井注采不对应及裂缝两侧水驱未波及区域，强水洗宽度60～80 m，水线侧向100 m以上剩余油相对富集；纵向上受非均质性影响，油层中部物性相对较好的水洗层段，油层上部、下部物性较差层段弱水洗或未水洗，强水洗比例不到30%，剩余油呈互层式分布。

二、典型井组侧钻靶点位置优化

合理侧钻井靶点位置的选择既要控制含水上升速率，又要保证开采过程中有足够的驱替动力。以侧钻集中试验区杏河长6油藏为对象，综合考虑储层水洗宽度、高采出程度区范围，开展不同侧钻靶点位置和累产油关系数值模拟研究。建立油水两相黑油数值模拟模型，通过提高主向渗透率模拟水洗带，根据侧向未水淹井生产动态模拟高采出程度区范围，模拟地质条件：油层有效厚度12 m、孔隙度12%、渗透率1.98mD、含油饱和度50%，施工条件：菱形反九点井网、半缝长100 m、裂缝导流能力200 mD·m、井排距500 m×150 m、模拟预测10年。

数值模拟结果表明，当侧钻井靶点位置距离水线较近（70～90 m）时，侧钻井生产过程中含水上升较快，导致评价期内累产油量较低；当侧钻井靶点位于油井排，距离水线较远（150 m）时，由于周围地层能量不足，导致采出程度较低。综合分析，侧钻靶点位于水线侧向110～130 m时，可获得较高的累产。

三、Ø88.9 mm侧钻小井眼条件下分段多簇压裂工艺研究

1.方案提出与论证

增加有效裂缝条数，扩大油藏泄流面积是提高单井产量的关键［4-5］。针对试验区多层系叠合发育，纵向非均质性强的储层特征，以充分挖潜剩余油为目标，提出了侧钻井Ø88.9 mm小井眼分段多簇压裂技术，层间对弱水洗、未水洗层段进行分段改造，层内对隔夹层发育层段进行多簇压裂，提高裂缝复杂性。根据建立的侧钻井模拟模型，开展水线侧向130 m条件下单段压裂、多簇压裂、分段压裂和分段多簇压裂四种不同改造方式与累产油关系计算，见图1，分段多簇压裂可获得较高的累产，验证了技术方案的可行性。

图1 侧钻井不同改造方案示意图

2.参数优化

2.1 改造参数优化

侧钻井纵向水洗程度差异大，主要改造目的层是油层上部、下部等物性较差、弱水洗或未水洗层段，参数优化关键点是控制缝高，防止人工裂缝沟通储层中部高含水层，由于试验区层间应力差较小（1～3 MPa），需压缩射孔长度，控制施工参数。模拟计算最优裂缝半长为100 m，缝高以不超过2倍目的层厚度为优。利用三维压裂软件，在射孔程度≤20%的条件下获得了不同应力差下砂量和半缝长、排量和缝高的关系，加砂量为25～30 m3，排量1.2～1.6 m3／min时可满足改造要求。

2.2 多簇转向机理及参数优化

试验区储层纵向非均质性强，压裂过程中纵向应力较高层段裂缝延伸困难，导致改造不充分。采用层内分簇射孔，簇间距2～3 m，应力较低的第1簇加砂结束后，用1.5 m3浓度为7.2 kg／m3纤维压裂液携带由4 mm、3 mm、1 mm三种粒径的可降解颗粒组成的转向材料，大粒径在孔眼处起桥堵作用，中等粒径颗粒填充于大粒径颗粒之间，降低团簇渗透率，小粒径颗粒填充于其他颗粒及纤维骨架之间，进一步降低渗透率，纤维压裂液确保各粒径颗粒按配比沿井筒传输，降低转向颗粒沉降，并确保转向团簇集中起效，增加井底压力，开启未进液、低进液层段，产生复杂裂缝网络，实现多簇压裂。试验区层内小层应力差为1～3 MPa，井底压力增加3 MPa以上可实现裂缝转向；根据孔眼摩阻增加值经验公式，结合堵剂现场施工升压性能，形成了侧钻井暂堵压裂施工参数优化图版，见图2。

图2 暂堵施工参数优化图版

3.关键工具、材料研发

侧钻井工艺主要有开窗侧钻、拔套侧钻两种［6］。安塞油田侧钻井钻完井方式是在Ø139.7 mm套管内采用Ø118 mm钻头开窗侧钻新井眼，采用尾管悬挂结构，下入Ø88.9 mm小套管固井完井，固井后侧钻井眼内径仅为76 mm，给储层改造带来了较大影响。为实现侧钻井分段多簇压裂，采用层间工具硬分段、层内堵剂软分簇的技术方案，需配套小直径分段压裂封隔工具和与小射孔孔眼适配的可降解转向暂堵剂。

3.1 QSY445-68可捞式桥塞封隔工具

工作原理：该小直径可捞式桥塞是一种封隔器型桥塞，采用液压坐封，油管打压18 MPa实现坐封，继续打压21 MPa实现丢手，压裂施工结束后下入专用工具进行打捞，上提载荷60 kN管柱解封回收桥塞。

技术指标：最大外径68 mm；长度1 220 mm；坐封压力18 MPa；丢手压力21 MPa；解封上提载荷60 kN；承压能力70 MPa；工作温度120℃。

3.2 低温水溶性可降解层间转向暂堵剂

受侧钻井眼内径限制，采用60枪60弹射孔，实测孔眼直径6～8 mm，为匹配射孔孔眼，优化转向暂堵材料由4 mm、3 mm、1 mm三种不同粒径的可降解颗粒组成，主要成分为有机聚合物，可以在压力作用下产生形变，提高密封性能；降解机制为低温水溶性降解，降解时间与颗粒大小无关，主要受温度影响，在60℃条件下8 h降解30%以上，72 h降解80%以上，降解后无残渣，保证液流通道的畅通。

四、现场试验

2017年在安塞特低渗透油藏针对水淹长停井开展老井侧钻技术试验13口井，侧钻靶点主要位于水线侧向110～130 m，单段加砂量25～30 m3，排量1.2～1.6 m3／min，现场试验表明，小直径桥塞封隔工具坐封可靠，小孔径暂堵转向多簇压裂技术平均升压达到3.5 MPa以上，措施有效率90%，试验井初期单井产量2.5 t，较常规压裂侧钻井提高0.8～1.0 t，取得了较好的试验效果。