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分段压裂破解低渗油藏开发难题dd

发布时间:2021-01-20 20:44:57 阅读: 来源:眼影厂家

分段压裂:破解低渗油藏开发难题

    中国页岩气网讯:水平井分段压裂工艺技术是提高非常规油气藏、低孔低渗储层单井产量的有效手段,技术难点在于分段压裂工艺方式选择、井下封堵工具和压裂滑套工具的配套。针对低渗储层,大港油田进行了水平井固井分段压裂投产一次完井技术研究,优化设计完井管柱、爆破阀和投球滑套施工参数及压裂参数。现场实践证明,水平井固井分段压裂完井管柱一趟入井压裂投产,无需射孔和封隔器卡层,缩短作业时间,降低成本,提高储层动用程度,实现经济高效开发的目的。

   大港油田属于复杂断块油气田,在石油可采、易采储量不断减少的情况下,油田勘探开发正向深层、非常规油藏、隐蔽油藏发展,储层具有低孔低渗的特点,在完井过程当中就需要考虑压裂措施改造,配套工具复杂、施工难度大、风险高。水平井固井分段压裂完井技术在大港油田属首次应用。

   水平井完井优化研究

   歧61-6H井,位于滨23X1井区歧北次凹歧25井东岩性圈闭高部位,为岩性+构造油藏,目的层为EsⅢ,储层岩性为细砂岩,油层厚度6m,孔隙度11.93%,渗透率13.86md,泥质含量12.70,胶结程度疏松,原始地层压力30.76MPa,属低孔低渗储集层。

   完井管柱优化歧61-6H井是大港油田低渗储层固井分段压裂的第一口水平井,完钻井深3480m,总水平位移2221m,最大井斜角92.14°。表层套管为井口到254.78m井段采用Φ339.7mmJ55套管完井,壁厚为9.65mm,抗压强度为18.82MPa,水泥返至地面;技术套管井口到1897.52m井段采用Φ244.5mmJ55套管完井,壁厚为8.94mm,抗压强度为24.27MPa,水泥返高935m;完井压裂生产套管0~3475m井段采用Φ139.7mmP110套管完井,壁厚为9.17mm,抗压强度为87.15MPa,水泥返高为2035m,采用声幅变密度测井,固井质量合格。

   依据现场录井、测井、地质等资料对开发层储层特性的精细划分及工艺需求,将水平段优化设计为4段,水平井压裂投产一次完井管柱主要包括浮箍、浮鞋、爆破阀和TAP阀,设计位置为浮鞋3475m,浮箍3452m,爆破阀3380m,1号TAP阀3280m,2号TAP阀3210m,3号TAP阀3165m。

   完井管柱施工参数优化水平井固井分段压裂技术是在完井管柱入井到位后,注水泥常规固井、候凝,底部爆破阀为憋压打开工具,TAP阀利用差级直径暂堵球打开,爆破阀与TAP阀依次逐级分段压裂,当所有分级压裂完成后,对压裂液进行返排施工,这时投球自溶消失或被压裂液携带返排出进口。爆破阀的开启压力是影响分段压裂施工的关键因素,结合静液柱压力、工艺需求、套管承受压力综合确定。

   水平井分段压裂施工

   压裂设计歧61-6H井水平段方位为295.86°,所处滨23X1区块无准确的地应力方位测试数据,有裂缝方位与井筒方位形成较小夹角的可能,增加了施工难度。因此采用支撑剂段塞工艺、大排量施工,施工破裂压力梯度0.0190MPa/m,施工压力的预测36.96MPa。

   压裂施工2011年6月18日,对歧61-6H井进行了施工。通过爆破阀及三批次投球,成功地压开了4条裂缝。施工总液量1456.7m3,总砂量113.35m3,中密度陶粒0.3~0.6mm。

   水平井固井分段压裂完井技术在大港低渗油藏的应用尚属首次,歧61-6H井现场施工一次成功,2011年6月20日~7月11日自喷投产。7月12日~23日下入潜油电泵,采用5mm油嘴投产,达到周围直井压裂增产效果的3倍以上,达到经济开发的要求,拓展了大港油田低渗透油田开发思路,形成大港低渗油藏水平井分段压裂完井技术。

   由以上应用可知,歧61-6H水平井固井分段压裂施工改造,投产后增产稳产效果显著,为大港低渗油田水平井开发提供了一种简单、可靠的新技术。水平井固井分段压裂完井技术井下工具种类少,层位针对性强,压裂级数可达到10级以上,实现不动管柱逐级压裂,缩短施工周期。加强水平井固井技术研究,避免环空中有水泥亏空导致未压裂或重复压裂。加强裂缝监测技术研究,为提高压裂施工效果和储层动用程度提供依据。

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