高利軍（延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）油氣勘探公司天然氣勘探開發(fā)部,陜西延安716000）

延安氣田西部深井壓裂工藝改進(jìn)及效果

高利軍
（延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）油氣勘探公司天然氣勘探開發(fā)部,陜西延安716000）

延安氣田西部探區(qū)深井前期壓裂均以失敗告終，分析認(rèn)為，目的層埋藏深（3800～4315m）、溫度高（大于120℃）、地應(yīng)力大（大于65MPa），而壓裂工藝不能滿足其施工要求，通過全面分析、總結(jié)影響壓裂施工成功率的各種因素，針對(duì)性采取優(yōu)選封隔器、優(yōu)選管柱、優(yōu)選采氣樹、改進(jìn)射孔工藝和提高壓裂液性能等一系列措施，最終壓裂施工成功率達(dá)92%，效果顯著。措施改進(jìn)和工藝優(yōu)化對(duì)后續(xù)西部探區(qū)深井壓裂具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義。

深井壓裂工藝；工藝改進(jìn)；原因分析

1　引言

隨著延安氣田的勘探開發(fā)，西部探區(qū)部分井上古生界氣層深度在3800～4315m之間，井溫超過了120℃，地應(yīng)力大于65MPa，導(dǎo)致壓裂施工過程中壓力高，可達(dá)70MPa以上，A井氣層（3996-3998m）壓裂四次均因超壓而失敗，前期壓裂井均以失敗告終，壓裂成功率為零。分析認(rèn)為壓裂失敗的主要原因是壓裂工藝的不適應(yīng)性。本文仔細(xì)分析、總結(jié)了影響壓裂成功率的各種因素，結(jié)合地層情況，提出一系列改進(jìn)措施，提高西部深井壓裂成功率。

2　壓裂失敗的原因分析

由表1可見，西部氣井普遍埋藏較深、壓裂施工壓力高、溫度高，針對(duì)西部深井壓裂成功率低的癥結(jié)問題，全面分析了各種因素，包括壓裂人員技術(shù)水平、壓裂液性能、支撐劑性能、封隔器質(zhì)量、油管承壓強(qiáng)度、采氣樹承壓強(qiáng)度、管柱組合、施工參數(shù)、地層地應(yīng)力等。經(jīng)過逐條認(rèn)真調(diào)查，造成西部深井壓裂工藝不合理的主要原因有5條：①封隔器工作壓差及耐溫不夠；②油管強(qiáng)度不夠；③采氣樹承壓不夠；④井深地層致密、地應(yīng)力大；⑤壓裂液抗高溫性能不夠。針對(duì)這些問題提出了相應(yīng)的改進(jìn)措施。

表1　模擬計(jì)算的壓裂施工壓力及氣層溫度

3　改進(jìn)措施

（1）優(yōu)選封隔器。前期壓裂使用Y344-144-120/35型封隔器，工作溫度120℃，工作壓差35MPa，經(jīng)過多方調(diào)研選取了Y344-114-150/70封隔器，可滿足最大溫度150℃、最大壓差70MPa的要求。對(duì)Y19井S2層（4190-4195m）采用兩種封隔器進(jìn)行了對(duì)比試驗(yàn)，結(jié)果表明，老型封隔器座封不嚴(yán)（套壓上漲至26.4MPa），不能滿足要求，新型封隔器座封良好，能夠滿足施工要求。

（2）優(yōu)選管柱。前期壓裂施工壓力均超過施工限壓65MPa，達(dá)到了70MPa以上，甚至超過了目前使用的2″N80油管抗內(nèi)壓，導(dǎo)致施工中不敢再上提壓力，最終造成施工失敗。因此針對(duì)西部深井壓裂應(yīng)選用更高性能的油管，以提高了西部深井壓裂管柱承壓的要求。經(jīng)過對(duì)周邊氣田的調(diào)研，決定使用性能更高的2″P110油管。

（3）優(yōu)選采氣樹。前期所有西部氣井均采用KQ65/70采氣樹，其工作壓力為70MPa，無(wú)法滿足現(xiàn)場(chǎng)施工。經(jīng)過分析及調(diào)研最終決定在西部深井采用工作壓力更高的KQ65/105采氣樹，以滿足西部氣井壓裂井口承壓的要求。

（4）改進(jìn)射孔工藝。要求試氣隊(duì)伍加大洗井力度，由以前的僅依靠反循環(huán)洗井，改為正反洗井相結(jié)合，確保鉆完井時(shí)井底的污物被沖洗干凈，緩解施工破壓難、施工壓力高的問題。另外，將常規(guī)射孔工藝改變?yōu)閺?fù)合射孔工藝，在射孔的同時(shí)進(jìn)行高能氣體壓裂，形成多條裂縫，從而部分解除鉆井、固井、射孔等作業(yè)過程對(duì)地層所造成的污染，有效緩解施工壓力高的問題。

我們選取了Y17井S1層和Y18井S2+S1層分別采用常規(guī)洗井及射孔工藝與采用上述措施后氣井的破裂壓力及施工壓力進(jìn)行了對(duì)比試驗(yàn)，見表2。由表可知，采取上述措施有效緩解了深井破裂壓力及施工壓力高的難題。

（5）提高壓裂液性能。氣層溫度普遍超過了120℃，針對(duì)此情況，對(duì)現(xiàn)有壓裂液配方進(jìn)行了調(diào)整，剪切速率170s-1，實(shí)驗(yàn)壓力3.5MPa，調(diào)整后的壓裂液體系在140℃溫度下剪切1h粘度仍保持在150mPa?s以上，說(shuō)明該體系耐溫抗剪切性能良好，能夠滿足深井高溫地層壓裂的要求。

4　效果驗(yàn)證及效益分析

改進(jìn)措施后深井壓裂施工情況見表3，措施前后對(duì)比見圖1。由表3可見，西部深井施工壓力普遍較高，普遍接近70MPa，最高達(dá)到83MPa，措施后西部深井壓裂共施工25井次，完成設(shè)計(jì)加砂量23井次，成功率92%，完成目標(biāo)值。施工成功井平均加砂34m3，平均用基液240m3，可節(jié)省壓裂成本800多萬(wàn)元，可見采取措施后，西部探井施工壓力高的難題基本得到解決，為探明該區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量提供了技術(shù)保障。

表2　常規(guī)工藝與采用加大洗井力度及復(fù)合射孔試驗(yàn)對(duì)比表

表3　改進(jìn)措施后西部深井壓裂施工情況

5　結(jié)論

西部探井上古生界氣藏埋藏深、溫度高、地應(yīng)力大，前期壓裂施工成功率為零。分析總結(jié)出了五條影響壓裂施工成功率的因素，針對(duì)性提出了包括優(yōu)選封隔器、優(yōu)選管柱、優(yōu)選采氣樹、改進(jìn)射孔工藝和提高壓裂液性能等5種措施，采取改進(jìn)措施后，壓裂施工成功率達(dá)92%，效果顯著，完成了目標(biāo)值?；窘鉀Q了西部探井施工壓力高的難題，對(duì)后續(xù)西部探區(qū)深井壓裂具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義。

[1]劉寶和.中國(guó)石油勘探開發(fā)百科全書（工程卷）[M].北京：石油工業(yè)出版社,2008.

[2]羅英俊，萬(wàn)仁傅.采油技術(shù)手冊(cè)（第三版）[M].北京：石油工業(yè)出版社，2005:237-246.

[3]米卡爾J.埃克諾米德斯等.油藏增產(chǎn)措施(第三版)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002:154-158.