王 洋， 趙 兵， 袁清蕓， 曾 誠

(1.中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011；3.中國石油西南油氣田分公司物資公司，重慶 400039)

順9井區(qū)致密油藏水平井一體化開發(fā)技術(shù)

王 洋1， 趙 兵1， 袁清蕓2， 曾 誠3

(1.中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011；3.中國石油西南油氣田分公司物資公司，重慶 400039)

順9井區(qū)志留系碎屑巖儲(chǔ)層存在埋藏深、溫度高、物性差和底水發(fā)育，前期直井壓裂后無法獲得穩(wěn)定產(chǎn)能的問題,為此，開展了水平井一體化開發(fā)技術(shù)研究。按照鉆井、完井和壓裂一體化設(shè)計(jì)的思想，水平井方位角設(shè)計(jì)為137.7°，與最大主應(yīng)力方向正交，以提高壓裂后泄油面積；使用油基鉆井液鉆進(jìn)，保證井徑規(guī)則，便于分段完井工具坐封；優(yōu)選耐溫130 ℃、耐壓差70 MPa的裸眼封隔器，保證分段成功，并將壓裂端口置于儲(chǔ)層發(fā)育段，便于裂縫起裂；通過降低胍膠濃度和優(yōu)化添加劑用量，形成耐溫130 ℃的低傷害壓裂液；采用油藏?cái)?shù)值模擬方法優(yōu)化壓裂施工參數(shù)，應(yīng)用常規(guī)壓裂+人工隔層控縫高技術(shù)實(shí)現(xiàn)避水高度30 m，控縫高、深穿透壓裂，形成順9井區(qū)致密油藏水平井一體化開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)?，F(xiàn)場試驗(yàn)表明，水平井壓裂后產(chǎn)能較直井提高4倍，2口井累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)1.02×104m3。水平井一體化開發(fā)技術(shù)提高了順9井區(qū)致密油藏開發(fā)效果，對(duì)國內(nèi)同類致密油藏開發(fā)具有一定借鑒意義。

致密油藏 水平井 一體化開發(fā) 順9井區(qū)

順9井區(qū)志留系油藏位于塔里木盆地順托果勒隆起，為構(gòu)造與巖性雙重控制的邊底水油藏。順9井加砂壓裂累計(jì)產(chǎn)油351.6 m3后，無產(chǎn)液關(guān)井，直井開發(fā)無法獲得穩(wěn)定的工業(yè)油流，需要采用水平井分段壓裂提高產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。國內(nèi)外淺層水平井分段壓裂技術(shù)已趨于成熟，目前，主要有水力噴射分段壓裂、封隔器+滑套分段壓裂和液體膠塞分段隔離壓裂等技術(shù)[1]。深層致密油藏水平井分段壓裂改造技術(shù)尚需進(jìn)一步完善，尤其是耐高溫高壓完井工具、耐高溫低傷害壓裂液和分段壓裂設(shè)計(jì)方法等亟需攻關(guān)[2]。國內(nèi)采用水平井開發(fā)致密油氣藏時(shí)通常將鉆井、完井和分段壓裂等3個(gè)環(huán)節(jié)分開設(shè)計(jì)，導(dǎo)致鉆井完井成本過高、壓裂效果不理想和開發(fā)經(jīng)濟(jì)性差等問題。鑒于以上問題，筆者在分析總結(jié)順9井區(qū)致密油藏儲(chǔ)層特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，將水平井鉆井、完井和分段壓裂結(jié)合起來，提出以“高效壓裂改造”為核心的一體化設(shè)計(jì)理念，形成了致密油藏水平井一體化開發(fā)技術(shù)，提高了順9井區(qū)致密油藏開發(fā)效果。

1 油藏開發(fā)難點(diǎn)

順9井區(qū)儲(chǔ)層埋深5 650.00 m，溫度達(dá)125 ℃；儲(chǔ)層孔隙度6.2%，有效滲透率0.03 mD，物性較差；水體發(fā)育，存在砂泥巖薄互層。

順9井區(qū)主要存在以下開發(fā)難點(diǎn)：1)志留系柯坪塔格組地層泥巖夾層發(fā)育，易坍塌，井眼擴(kuò)徑嚴(yán)重，安全鉆井難度大；2)儲(chǔ)層具有溫度及破裂壓力高的特點(diǎn)，對(duì)分段完井管柱耐溫、耐壓的要求高；3)志留系儲(chǔ)層孔喉半徑平均1.79 μm，黏土礦物平均含量8.61%，具有強(qiáng)水敏性，對(duì)壓裂液低傷害性能要求高；4)儲(chǔ)層致密、非均質(zhì)性強(qiáng)，確定分段原則及分段改造參數(shù)的難度大；5)井區(qū)水體發(fā)育，油水層相距9.5 m，隔層條件差，縫高控制難度大。

2 水平井一體化開發(fā)技術(shù)

針對(duì)順9井區(qū)致密油藏儲(chǔ)層特征及開發(fā)難點(diǎn)，提出以“高效壓裂改造”為核心，將鉆井、完井、壓裂由常規(guī)的接力式設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)變?yōu)橐惑w化優(yōu)化設(shè)計(jì)，具體技術(shù)思路為：1)鉆井施工由設(shè)計(jì)時(shí)追求縮短鉆井周期、準(zhǔn)確中靶轉(zhuǎn)變?yōu)樽⒅赝昃皦毫迅脑煨枨螅刂凭圮壽E和井徑變化；2)完井方面充分考慮不同完井方式對(duì)分段壓裂效果的影響，采用裸眼封隔器+滑套完井方式，既能保障分段壓裂成功率，又能降低施工風(fēng)險(xiǎn)和作業(yè)成本；3)采用低傷害壓裂液降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害，采用常規(guī)壓裂+人工隔層控縫高技術(shù)避免溝通底水。

2.1 鉆井優(yōu)化技術(shù)

2.1.1 水平井井眼軌跡控制

由測井橫波速度各向異性分析結(jié)果得知，順9井區(qū)最大水平主應(yīng)力方向約為45°，為便于壓裂形成垂直縫，提高水平井壓裂后的泄油面積，設(shè)計(jì)人工壓裂裂縫與井眼軌跡正交。井筒方位角設(shè)計(jì)為137.7°(與最大水平主應(yīng)力方向夾角92.7°)，采用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)控制井眼軌跡[3]。旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)具有摩阻較小、機(jī)械鉆速高于常規(guī)復(fù)合鉆井和井眼軌跡控制效果好等優(yōu)點(diǎn)。

2.1.2 井徑擴(kuò)大率控制

針對(duì)順9井區(qū)志留系柯坪塔格組地層泥巖夾層發(fā)育、易坍塌、井眼擴(kuò)徑嚴(yán)重和不利于分段完井工具坐封的問題，采用抗高溫、抗鹽鈣侵、利于井壁穩(wěn)定和對(duì)油氣層損害程度小的油基鉆井液，既能縮短鉆井周期，又能保證水平段井徑規(guī)則，確保分段完井工具成功坐封。例如，順902H井四開鉆進(jìn)5 770.00～5 775.00 m井段時(shí)上提掛卡，多次進(jìn)行沖洗劃眼，在5 782.00～5 700.00 m井段分段反復(fù)劃眼，劃眼效果不明顯，進(jìn)而劃眼困難，憋泵嚴(yán)重，采用水基鉆井液無法繼續(xù)鉆進(jìn)，改用油基鉆井液后順利完鉆。順902H井水基鉆井液施工井段井徑擴(kuò)大率94%，油基鉆井液施工井段平均井徑擴(kuò)大率僅為2.45%。

順902H井油基鉆井液基本配方為白油+6.0%有機(jī)膨潤土+6.0%主乳化劑+5.0%輔乳化劑+ 3.5%潤濕劑+6.0%油基降濾失劑+4.0%隨鉆封堵劑+2.0%石灰+3.0%超細(xì)碳酸鈣+重晶石。

2.2 分段完井技術(shù)優(yōu)化

針對(duì)順9井區(qū)致密儲(chǔ)層埋藏深、溫度高、破裂壓力高、井眼尺寸小和井徑擴(kuò)大率大等特點(diǎn)，在調(diào)研對(duì)比國內(nèi)外水平井分段完井技術(shù)的基礎(chǔ)上[5]，選用裸眼封隔器+滑套分段完井技術(shù)，一次下入多個(gè)裸眼封隔器，通過投球打開各級(jí)滑套完成分段壓裂施工。該技術(shù)具有分段級(jí)數(shù)多、施工安全性高及作業(yè)周期短等優(yōu)點(diǎn)[4]。

2.2.1 懸掛封隔器優(yōu)選

懸掛封隔器需滿足坐封懸掛可靠、丟手順利等要求[5]。順9井區(qū)采用投球加壓丟手方式，以確保工具的可靠性。懸掛封隔器回接密封總成受力分析結(jié)果表明：極限條件下，尾管密封膠筒的位移為5.34 m，小于最大位移6.00 m的要求，壓裂管柱應(yīng)力為安全極限的67.54%，滿足分段壓裂改造管柱安全要求。

2.2.2 裸眼封隔器優(yōu)選

順9井區(qū)儲(chǔ)層地層溫度125 ℃；預(yù)計(jì)砂堵時(shí)井底壓力138 MPa，地層壓力72 MPa，封隔器承受壓差66 MPa；井徑擴(kuò)大率為11%。為保證工具安全下入及有效坐封，選用耐溫130 ℃、耐壓差70 MPa、滿足152.4 mm井徑要求的裸眼封隔器。該裸眼封隔器具有長度短、通過性強(qiáng)、內(nèi)徑大和施工砂堵概率低等優(yōu)點(diǎn)[6]。其在現(xiàn)場應(yīng)用2井次14井段均取得成功。

2.2.3 滑套優(yōu)選

滑套通徑越大，節(jié)流效應(yīng)越小。選取滑套時(shí)以井口能投入的最大尺寸的投球?qū)?yīng)的滑套作為第一級(jí)滑套，其后按級(jí)差逐級(jí)減小。順9井區(qū)采用井口最大能投入與φ76.2 mm滑套對(duì)應(yīng)的壓裂球，設(shè)計(jì)級(jí)差3.81 mm，最小滑套通徑57.1 mm。現(xiàn)場施工累計(jì)分段14級(jí)，全部成功打開。

2.2.4 封隔器和壓裂端口位置選擇

綜合考慮地質(zhì)需求、井徑變化情況及井眼軌跡等因素選擇裸眼封隔器坐封位置。選擇在物性差、周圍10 m成像測井無裂縫發(fā)育、井徑規(guī)則且與裸眼封隔器外徑相當(dāng)?shù)奈恢米饴阊鄯飧羝鳌?/p>

選擇壓裂端口位置時(shí)，需要在分析測井資料的基礎(chǔ)上，根據(jù)計(jì)算得到的地應(yīng)力剖面，優(yōu)先選擇測錄井解釋有利、成像測井解釋儲(chǔ)層相對(duì)發(fā)育和地應(yīng)力較低的位置，便于人工裂縫起裂，降低施工難度。

2.3 分段壓裂技術(shù)優(yōu)化

針對(duì)順9井區(qū)儲(chǔ)層致密易受到污染、水敏較強(qiáng)和縫高控制難度大等問題，研究形成了低傷害壓裂液、裂縫參數(shù)優(yōu)化技術(shù)和縫高控制技術(shù)。

2.3.1 低傷害壓裂液配方

針對(duì)順9井區(qū)孔喉半徑小、強(qiáng)水敏的儲(chǔ)層特征，采用降低胍膠濃度、優(yōu)選黏土穩(wěn)定劑和表面活性助排劑、根據(jù)地層溫度差異化設(shè)計(jì)破膠劑加量及加入時(shí)機(jī)等方法，優(yōu)化形成了殘?jiān)康?、破膠徹底、防膨效果好的耐溫130 ℃的低傷害壓裂液配方，室內(nèi)測試其滲透率傷害率為8.85%。

為降低壓裂液殘?jiān)俊p少外來流體對(duì)儲(chǔ)層的傷害，該壓裂液采用精細(xì)處理的胍膠，將胍膠加量降至0.36%(常規(guī)壓裂液胍膠加量0.50%)，90 ℃即破膠，破膠后液體黏度9 mPa·s，殘?jiān)?89 mg/L，水不溶物0.24%，滿足順9井區(qū)致密油藏分段壓裂改造要求。

為降低水鎖傷害，提高壓裂液返排率，控制黏土膨脹和運(yùn)移，選用與2%KCl溶液接觸角達(dá)81.6°的防水鎖助排劑，有效提高壓裂液返排率；添加長效黏土穩(wěn)定劑，通過中和黏土表面電荷與聚合物鏈架橋2種機(jī)理的綜合作用，長期穩(wěn)固運(yùn)移性黏土。

順 9-1H 井采用的壓裂液配方為0.36%胍膠+2.00%KCl+0.20%黏土穩(wěn)定劑+0.20%表面活性劑+0.20%破乳劑+其他添加劑。

2.3.2 裂縫參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

采用Eclipse油藏?cái)?shù)值模擬軟件進(jìn)行油藏模擬，根據(jù)生產(chǎn)歷史進(jìn)行擬合，并對(duì)油藏模型進(jìn)行修正，繼而進(jìn)行壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)。油藏模型相關(guān)參數(shù)：儲(chǔ)層有效滲透率0.03 mD，水平段長度675 m，孔隙度 6.2%，含油飽和度47.5%。

1) 壓裂段數(shù)優(yōu)化。模擬結(jié)果表明，3年累計(jì)產(chǎn)油量隨壓裂段數(shù)增多而增大，增加幅度隨壓裂段數(shù)增加而下降，大于7段后，壓裂段數(shù)對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量的影響率低于2%(見圖1)，因此，建議壓裂段數(shù)選擇6～7段。

2) 裂縫半長優(yōu)化。對(duì)于超低滲透油藏，增加裂縫半長可有效提高單井泄油面積，提高儲(chǔ)層改造效果[7]。以3年累計(jì)產(chǎn)油量為目標(biāo)，優(yōu)化裂縫半長為160～180 m，當(dāng)裂縫半長大于180 m后，累計(jì)產(chǎn)油量的變化率低于1%(見圖2)。

3) 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化。由于低滲油藏對(duì)人工裂縫導(dǎo)流能力要求不高[8]，于是將導(dǎo)流能力優(yōu)化為180～200 mD·m(見圖3)。

2.3.3 縫高控制技術(shù)

順9井區(qū)目的層的下部應(yīng)力差2.1～6.6 MPa，隔層薄(順903井油層距水層僅9.5 m)，且連續(xù)性差，需要防止縫高向下過度延伸(小于30 m)，主要采用優(yōu)化壓裂液黏度、控制施工排量和規(guī)模、人工隔層技術(shù)控制裂縫高度。

1) 壓裂液黏度優(yōu)化。裂縫高度隨壓裂液黏度增大而增大，尤其是高黏度的壓裂液使縫高大幅擴(kuò)展[9]。通過模擬不同黏度壓裂液的裂縫高度擴(kuò)展情況，優(yōu)選前置液黏度為70～90 mPa·s。

2) 施工排量優(yōu)化。施工排量越高，裂縫高度越大，結(jié)合井區(qū)控縫高及攜砂要求，推薦施工排量4.5～5.0 m3/min(見圖4)。

3) 加砂量優(yōu)化。模擬結(jié)果表明，加砂量159 m3時(shí)，初期日產(chǎn)油量最高(見圖5)，但是加砂量大，凈壓力也大。順9井區(qū)要求控制凈壓力小于6 MPa，因此，控制加砂量小于70 m3(見圖6)。

4) 人工隔層控縫高技術(shù)。在前置液中加入下沉劑，增大儲(chǔ)層與隔層的應(yīng)力差，控制裂縫高度向下過度延伸[10]。根據(jù)下沉劑的滲透率及下沉速度的評(píng)價(jià)結(jié)果，以100目石英砂為下沉劑，采用段塞方式加入，100目石英砂的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7%，縫高與不加下沉劑相比可降低2～3 m。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

順9井區(qū)成功實(shí)施了2井次14段水平井分段壓裂改造，最大級(jí)數(shù)7級(jí)，最大液量3 574.8 m3，最大加砂量287.7 m3，最高砂比33.5%(見表1)。

順9CH井垂深5 579.17 m，孔隙度4.2%～7.9%，滲透率0.3～2.8 mD，含油飽和度36%～52%，儲(chǔ)層厚度12.0 m，下部距底水20.0 m。該井分7段壓裂，壓裂總液量3 574.8 m3，最高施工壓力83 MPa，最大施工排量5.1 m3/min，總加砂量293.3 m3，最高加砂濃度583 kg/m3(見表2)。壓裂后產(chǎn)液量21.9 m3/d，

產(chǎn)油量11.6 t/d，較順9井(直井)增產(chǎn)4倍，為順9井區(qū)致密油藏高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

4 認(rèn)識(shí)及建議

1) 為了提高順9井區(qū)致密油藏高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)效果，提出以“高效壓裂改造”為核心的水平井一體化設(shè)計(jì)理念，將鉆井設(shè)計(jì)優(yōu)化、完井設(shè)計(jì)優(yōu)化和分段壓裂優(yōu)化等環(huán)節(jié)緊密結(jié)合，大幅提高了順9致密油藏水平井開發(fā)效果。

2) 順9CH井和順9-1H井分段壓裂壓后均取得顯著增產(chǎn)效果，表明水平井井眼軌跡控制技術(shù)、分段完井優(yōu)化技術(shù)、低傷害壓裂液、分段壓裂優(yōu)化技術(shù)和小跨度縫高控制技術(shù)等能滿足順9井區(qū)致密油藏水平井高效開發(fā)需求，為該區(qū)儲(chǔ)量有效動(dòng)用提供了技術(shù)支持。

3) 雖然裸眼封隔器+滑套分段完井工藝在順9井區(qū)致密油藏水平井壓裂取得成功，但仍存在生產(chǎn)后期見水后無法選擇性堵水、施工過程中砂堵處理手段單一、無法開展重復(fù)壓裂等一系列難題。建議繼續(xù)開展深井可開關(guān)滑套技術(shù)攻關(guān)，便于生產(chǎn)后期控制含水升高。

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[編輯 滕春鳴]

Integrated Techniques in Tight Reservoir Development for Horizontal Wells in Block Shun 9

Wang Yang1, Zhao Bing1, Yuan Qingyun2, Zeng Cheng3

(1.ResearchInstituteofPetroleumEngineering，SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang, 830011,China; 2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang, 830011,China; 3.MaterialSupplyCooperation,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chongqing, 400039,China)

Block Shun 9, a Silurian clastic reservoir, is characterized by deep burial depth and high temperature, poor physical property and bottom water development. Due to the lack of stable productivity for vertical wells after hydraulic fracturing in the primary stage in Block Shun 9, the integrated development performance for horizontal wells was studied. Based on integrated drilling, completion and hydraulic fracturing, a horizontal well was drilled in NE137.7°, perpendicular to the maximum horizontal stress, to increase oil drainage area for a later production stage. Oil based drilling fluid was used to prevent borehole instability issues and to more easily set the completion packer. In this case, the optimal packer in open hole could be used under 130 ℃ and 70 MPa, and the target stimulation section was selected in the fracture developed zone th facilitate fracture initiation. Fracturing fluid was developed that would have a lower damage rate to reservoir and would be able to resist 130 ℃ reservoir temperature by reducing the concentration of guar gum and optimizing the additive. a numerical reservoir simulation was conducted to optimize the parameters of fracturing treatment. Conventional methods and a designed barrier for fracture height control were used to control fracture height and keep them within 30 m to avoid connection with the water zone. The techniques of integrated tight reservoir development with horizontal well in Block Shun 9 were developed. The application in two wells showed that the productivity of horizontal wells after hydraulic fracturing was 4 times higher than that from vertical wells, and oil production reached to 1.02×104m3. This study demonstrated that integrated development with horizontal wells is an effective method in tight reservoir development in Block Shun 9, and can be taken as a reference to the development of tight reservoirs.

tight reservoir; horizontal well; integrated development；Block Shun 9

2014-11-18；改回日期：2015-06-26。

王洋(1985—)，男，陜西西鄉(xiāng)人，2008年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)石油工程專業(yè)，2011年獲成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事超深致密油氣藏高效改造技術(shù)研究。

國家科技重大專項(xiàng)“縫洞型碳酸鹽巖油藏高效酸壓改造技術(shù)”(編號(hào)：2011ZX05014-006)資助。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201504009

TE348

A

1001-0890(2015)04-0048-05

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