潘毓兵

(大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠，黑龍江大慶 163312)

1 前言

國(guó)內(nèi)外研究表明[1，2]，水平井的壓裂改造技術(shù)是提高低滲透油氣田單井產(chǎn)量最有效的手段之一，已成為當(dāng)前國(guó)內(nèi)外油田和石油服務(wù)公司研究的熱點(diǎn)。目前，水平井壓裂技術(shù)已經(jīng)成為油田提高采收率和開(kāi)發(fā)綜合效益的重要手段。裸眼水平井分段壓裂技術(shù)已經(jīng)在北美、非洲、中東等國(guó)家應(yīng)用。中國(guó)大慶長(zhǎng)垣、長(zhǎng)慶油氣田先后采用裸眼水平井壓裂技術(shù)改造儲(chǔ)層，取得了一定的效果[3，4]。大慶外圍朝長(zhǎng)地區(qū)扶余油層多為低滲透儲(chǔ)層，油藏欠壓，自然產(chǎn)能低、直井均需要壓裂改造投產(chǎn)，單井產(chǎn)能低、開(kāi)發(fā)效果差。為了進(jìn)一步提高單井產(chǎn)能，改善油田開(kāi)發(fā)效果，在滲透率低、產(chǎn)能較差的區(qū)塊開(kāi)展裸眼完井壓裂技術(shù)試驗(yàn)，以探索裸眼水平井壓裂改造技術(shù)在大慶外圍低滲透扶余油層的可行性。

2 水平井區(qū)地質(zhì)概況

水平井區(qū)位于松遼盆地中央坳陷區(qū)朝陽(yáng)溝階地，構(gòu)造傾角為5.0°～6.6°，扶余油層頂面海拔－980～ －820 m，區(qū)內(nèi)斷層不發(fā)育，斷塊較開(kāi)闊[5]。水平井開(kāi)發(fā)目的層為扶余油層扶Ⅰ31層，單層砂巖厚度5.5 m，有效厚度3.0 m，儲(chǔ)層為三角洲分流平原河道砂體，點(diǎn)壩砂體發(fā)育，為此在點(diǎn)壩砂體發(fā)育區(qū)設(shè)計(jì)實(shí)施了1口裸眼水平井?？諝鉂B透率5.2 mD，為中孔、低滲透儲(chǔ)層。油藏壓力系數(shù)0.88，油藏欠壓，油藏類型為斷層—巖性油藏。區(qū)內(nèi)天然裂縫基本不發(fā)育，最大主應(yīng)力方位NE75.0°，為近東西向，人工裂縫主縫方位在NE67.9°～ NW88.4°，以近東西向?yàn)橹?，近于南北向?/p>

3 裸眼水平井鉆井及完井方式

裸眼水平井方位垂直最大水平主應(yīng)力方位，近于南北向。完井井身采用三井身結(jié)構(gòu)，即表層套管、技術(shù)套管、油層套管，技術(shù)套管下到入靶點(diǎn)。由于油藏欠壓，為最大限度減少鉆井過(guò)程中鉆井液對(duì)油層近井地帶的污染，保護(hù)儲(chǔ)層，在水平段鉆井過(guò)程中采用水包油微泡鉆井液，鉆井液密度控制在0.90～1.0 g/cm3，實(shí)現(xiàn)近平衡鉆井(見(jiàn)表1)。裸眼水平井水平位移946.18 m，水平段為1 222～1 868 m，水平段長(zhǎng)度646 m，砂巖鉆遇率100%，油層鉆遇率97.8%(見(jiàn)表2)。根據(jù)水平段砂泥巖鉆遇情況、周圍直井位置以及壓裂縫長(zhǎng)，優(yōu)化油脹封隔器及打孔管位置及長(zhǎng)度，采用10級(jí)油脹封隔器+6段打孔管的完井方式，水平段不需要固井及射孔作業(yè)。

表1 水平井鉆井及完井工藝表Table 1 Drilling and completion technique of horizontal well

表2 水平井設(shè)計(jì)及完鉆數(shù)據(jù)表Table 2 Design and drilled data of horizontal well

4 油脹封隔器驗(yàn)封情況

油脹封隔器驗(yàn)封后，發(fā)現(xiàn)第1、2級(jí)油脹封隔器和第6級(jí)油脹封隔器分別在10 MPa和11.5 MPa下失封，第3、4、5級(jí)油脹封隔器和第7級(jí)和第8、9級(jí)油脹封隔器分別在10 MPa和13 MPa下密封(見(jiàn)圖1)。

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

5 壓裂設(shè)計(jì)

由于3個(gè)封隔器不密封，無(wú)法實(shí)現(xiàn)6段壓裂施工，決定設(shè)計(jì)實(shí)施4段分段壓裂，根據(jù)相鄰井距離及壓裂縫長(zhǎng)，單段設(shè)計(jì)陶粒11～12 m3，設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)小于105 m(見(jiàn)表3)。

表3 裸眼水平井壓裂設(shè)計(jì)表Table 3 Openhole horizontal well fracturing design

6 壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工

前三段分段壓裂時(shí)，隨著壓力上升到29 MPa以上時(shí)密封油脹封隔器均不密封，不能穩(wěn)壓，套管出液，儲(chǔ)層未壓開(kāi)，最終采取全井籠統(tǒng)壓裂，以0.6 m3/min排量泵注3.5 m3壓裂液后起車坐封，主施工排量2.8 m3/min，前置液共35 m3，砂比10%～18% ～25% ～30% ～35%，30%時(shí)壓力上升，排量提至3.076 m3/min，壓力較平穩(wěn)，共加入陶粒14 m3(設(shè)計(jì)陶粒12 m3)，破裂壓力18 MPa，壓裂液126 m3，返排 68 m3，返排率 53.97%(見(jiàn)圖 2)。

圖2 裸眼水平井籠統(tǒng)壓裂施工曲線Fig.2 Openhole horizontal well fracturing operation graph

分析認(rèn)為未能成功實(shí)施分段壓裂主要原因是由于油脹封隔器+打孔管完井管柱目前不能滿足裸眼分段壓裂的需要。一是油脹封隔器密封率低。壓力小于13 MPa條件下，10個(gè)封隔器3個(gè)不密封，密封率僅70%;二是油脹封隔器承壓能力低。由于儲(chǔ)層破裂壓力18 MPa，實(shí)施壓裂時(shí)壓力高達(dá)38 MPa，而驗(yàn)封壓力只有13 MPa左右，不能滿足分段壓裂需要，只能進(jìn)行籠統(tǒng)壓裂，壓裂效果差。

7 效果分析

7.1 試油效果分析

裸眼水平井測(cè)試獲得日產(chǎn)10.4 t的工業(yè)油流，壓后抽汲試油日產(chǎn)油11.28 t，與裸眼水平井相距150 m的常規(guī)水平井分7段射孔，共射開(kāi)48.0 m，測(cè)試獲得日產(chǎn)0.35 t的低產(chǎn)油流。裸眼水平井自然產(chǎn)能為相鄰常規(guī)水平井的30倍，表明欠壓油藏采用近平衡鉆井，裸眼方式完井，可有效保護(hù)儲(chǔ)層，提高單井產(chǎn)量。此次，由于油脹封隔器密封率低，承壓能力差，裸眼水平井壓裂后產(chǎn)能沒(méi)有較大幅度提高，壓裂沒(méi)有取得預(yù)期效果(見(jiàn)表4)。

表4 試油成果表Table 4 Oil test

7.2 投產(chǎn)效果分析

目前裸眼水平井剛投產(chǎn)不足1個(gè)月，初期日產(chǎn)液15.0 t，日產(chǎn)油 7.3 t，含水 51.3%，沉沒(méi)度118.0 m，階段產(chǎn)油96.0t，階段產(chǎn)水165.9t。水平井初期產(chǎn)量是周圍直井初期產(chǎn)量3～4倍，試驗(yàn)初期取得了一定的效果。

如果油脹封隔器滿足壓裂需要，裸眼水平井實(shí)現(xiàn)分段壓裂，效果會(huì)更加可觀。

8 結(jié)語(yǔ)

1)低滲透油藏采用近平衡鉆井、裸眼方式完井能有效保護(hù)儲(chǔ)層，提高單井產(chǎn)量。

2)裸眼水平井實(shí)施儲(chǔ)層壓裂改造對(duì)提高單井日產(chǎn)具有一定的效果。

3)裸眼分段壓裂技術(shù)對(duì)封隔器有較高的要求，建議改進(jìn)油膨脹封隔器工藝，以滿足裸眼分段壓裂技術(shù)需求，為進(jìn)一步提高低滲透油藏開(kāi)發(fā)效果奠定基礎(chǔ)。

[1]楊 富，鄒國(guó)曙，馬得華，等.蘇里格氣田平36－6－23井裸眼完井分段壓裂技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2010，32(4):46－50.

[2]李宗田.水平井壓裂技術(shù)現(xiàn)狀與展望[J].石油鉆采工藝，2009，31(6):13 －18.

[3]韓國(guó)慶，吳曉東，陳 吳，等.多層非均質(zhì)油藏雙分支井產(chǎn)能影響因素分析[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2004，28(4):81 －85.

[4]李春梅，王海濤，劉志國(guó)，等.薄層窄條帶砂巖水平井設(shè)計(jì)與實(shí)施效果[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2010(4):58－62.

[5]付 廣，劉美薇.松遼盆地長(zhǎng)10區(qū)塊扶余油層運(yùn)移輸導(dǎo)通道及對(duì)油成藏的控制[J].沉積學(xué)報(bào)，2010(1):202－207.