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        壓裂作業(yè)在渤海油田火成巖儲(chǔ)層的探索應(yīng)用

        2024-04-11 11:34:22樊鵬飛王旭東
        石化技術(shù) 2024年3期
        關(guān)鍵詞:排量管柱井口

        樊鵬飛 王旭東

        中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300450

        1 作業(yè)背景

        通過壓裂作業(yè),可以將原本受限的油藏釋放出來,提高油井的生產(chǎn)能力,該技術(shù)對(duì)于老化油田和低滲透油藏尤為有效,[1]隨著渤海油田低滲儲(chǔ)層開發(fā)開采需求不斷增加,壓裂工藝作為目前公認(rèn)的低滲儲(chǔ)層增儲(chǔ)上產(chǎn)攻堅(jiān)利器,近年來在渤海油田逐步拉開序幕。

        渤海區(qū)域某油田古近系東三段和沙河街組儲(chǔ)層巖性以中、細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖為主,礦物成分主要為石英、長(zhǎng)石、巖屑。東三段和沙河街組主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積,物源來自西南方向的墾東凸起。東三段儲(chǔ)層具有中孔、中~高滲的物性特征,油層段測(cè)井解釋孔隙度范圍16.4%~22.0%,平均為19.4%,滲透率范圍208.6~1589.6mD,平均為736.2mD。地面原油為輕質(zhì)原油,比重0.9g/cm3,具有粘度低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、含蠟量高、含硫量低、凝固點(diǎn)高等特點(diǎn),投產(chǎn)初期多次出現(xiàn)井口無液返出、電機(jī)高溫的現(xiàn)象,通過環(huán)空補(bǔ)液、縮小油嘴等方法維持流壓相對(duì)穩(wěn)定。穩(wěn)定生產(chǎn)后,一直維持低流壓、高生產(chǎn)壓差、低液量狀態(tài)生產(chǎn),含水5.2%,注采連通差,儲(chǔ)層南側(cè)受火成巖影響產(chǎn)能未達(dá)設(shè)計(jì),電泵排量與供液能力不匹配。

        A43井東營組具備良好的物質(zhì)基礎(chǔ),周邊儲(chǔ)層好,不受火成巖影響區(qū)域的鄰井單井產(chǎn)能較好。鑒于該井儲(chǔ)層一定程度受到火成巖影響,因此對(duì)東營組進(jìn)行儲(chǔ)層改造。

        2 壓裂管柱校核及施工方案

        2.1 壓裂管柱校核

        本次壓裂作業(yè)管柱設(shè)計(jì)(詳見圖1)為:3-1/2”EUE擴(kuò)孔圓堵+3-1/2”EUE P110油管+壓裂封隔器+7”水力錨+反循環(huán)閥+安全接頭+3-1/2”EUE P110油管,施工參數(shù)為井口限壓70MPa,環(huán)空壓力10MPa,排量為0-5m3/min。

        圖1 壓裂管柱圖示意圖

        壓裂參數(shù)計(jì)算:當(dāng)井口達(dá)到限壓值70MPa,環(huán)空壓力為10MPa,排量為0-5m3/min,注入時(shí)間為90min,壓裂各參數(shù)計(jì)算如下:

        (1)井底壓力計(jì)算:當(dāng)排量為5m3/min,井底流動(dòng)壓力為72MPa,當(dāng)排量為3m3/min,井底流動(dòng)壓力為84MPa,當(dāng)排量為1m3/min,井底流動(dòng)壓力為96MPa,大于地層破裂壓力。

        (2)溫度計(jì)算:當(dāng)排量為5m3/min,井底油管內(nèi)溫度從112℃降至40℃。

        (3)管柱伸縮計(jì)算:由于溫度效應(yīng)、鼓脹效應(yīng)導(dǎo)致生產(chǎn)封隔器上下管柱出現(xiàn)縮短,砂堵時(shí)縮短量最大為2.153m,由于封隔器的卡瓦作用,管柱總伸長(zhǎng)量為0。

        (4)壓裂封隔器和水力錨受力計(jì)算:壓裂管柱下壓16噸坐封封隔器后,經(jīng)模擬校核,砂堵時(shí)封隔器和水力錨受力最大,受到107噸的上頂力,水力錨錨定力≥154噸(70MPa),滿足極限工況下的防上頂要求。

        (5)管柱強(qiáng)度計(jì)算:正常作業(yè)時(shí),壓裂管柱的三軸、抗拉、抗內(nèi)壓、抗外擠的安全系數(shù)滿足中國海洋石油標(biāo)準(zhǔn)要求;當(dāng)出現(xiàn)砂堵情況時(shí),井口達(dá)到井口限壓值70MPa,環(huán)空壓力為10MPa時(shí),壓裂管柱的三軸、抗拉、抗內(nèi)壓、抗外擠的安全系數(shù)滿足作業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求(詳見圖2)。

        圖2 管柱強(qiáng)度校核示意圖

        2 壓裂施工方案

        2.1 管柱結(jié)構(gòu)及壓力預(yù)測(cè):

        A43井壓裂兩個(gè)生產(chǎn)層段,壓裂管柱結(jié)構(gòu):3-1/2”EUE擴(kuò)孔圓堵+3-1/2”EUE P110油管+壓裂封隔器+7”水力錨+反循環(huán)閥+安全接頭+扶正器+3-1/2”EUE P110油管,采取投堵填砂封隔下部產(chǎn)層,采用一趟兩層填砂拖動(dòng)壓裂工藝,壓裂管柱結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單,工具成熟,性能穩(wěn)定,A43井改造段跨度大,小層多,為了保證壓裂效果,設(shè)計(jì)采用較大排量注入施工,設(shè)計(jì)注入排量4-5m3/min,從預(yù)測(cè)結(jié)果來看(詳見表1),破裂壓力梯度按照0.0167MPa/m計(jì)算,裂縫延伸壓力梯度0.0151MPa/m,預(yù)測(cè)最大施工壓力56.9MPa。

        2.2 泵注方案

        (1)A43井第一壓裂段小型測(cè)試壓裂泵注程序:

        設(shè)計(jì)一級(jí)加砂量36.0m3,砂比5-35%,平均砂比21.9%,施工排量4.0-4.5m3/min,頂替后降排量投球暫堵1和3小層(7.4m/279孔/320球),二級(jí)加砂量18.0m3砂比5-40%,平均砂比23.1%,施工排量4.0-5.0m3/min。工藝設(shè)計(jì)方案總計(jì)加砂54m3,凈液量442m3。

        (2)A43井第二壓裂段小型測(cè)試壓裂泵注程序:

        第二壓裂段儲(chǔ)層較薄、縫高難以擴(kuò)展、加砂難度較大,采用大排量+較低砂比促進(jìn)支撐劑運(yùn)移及縱向充分改造。為促進(jìn)形成復(fù)雜裂縫,設(shè)計(jì)前置液采用弱交聯(lián)壓裂液造縫、加入多級(jí)自懸浮陶粒段塞。工藝設(shè)計(jì)方案施工總加砂量31m3,加砂強(qiáng)度4.8m3/m。砂比5-40%,平均砂比21.8%,尾追固結(jié)覆膜陶粒1m3,施工排量4.0-5.0m3/min,凈液量257m3。

        3 現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)效果

        3.1 作業(yè)井效果

        A 43 井投產(chǎn)后日產(chǎn)液121 m3/d,日產(chǎn)油106.5m3,含水12%,對(duì)比故障前日產(chǎn)液19.25m3,日產(chǎn)油18.25m3,日增油量88.25m3,壓裂作業(yè)效果良好。

        3.2 作業(yè)井效益

        A43井投產(chǎn)后,日増油約88.25m3/d,折合收益約24萬/天(60美元/桶計(jì)算)。此次壓裂施工共注入液量730方,支撐劑81方,投暫堵球200個(gè),創(chuàng)造渤海老井低滲壓裂新的記錄。此次拖輪壓裂作業(yè)純作業(yè)時(shí)間160h,對(duì)比施工設(shè)計(jì)188h節(jié)省28h,節(jié)省時(shí)效14.9%,大大提高了作業(yè)效率。該井實(shí)施至今運(yùn)轉(zhuǎn)可靠,經(jīng)濟(jì)效益十分明顯。

        4 結(jié)束語

        1)低滲壓裂技術(shù)是解決海上油田火成巖儲(chǔ)層產(chǎn)出低的有效方式,在渤海油田應(yīng)用了多口井,作業(yè)后增油效果明顯,達(dá)到了設(shè)計(jì)的各項(xiàng)指標(biāo),應(yīng)用前景廣闊。

        2)設(shè)計(jì)研發(fā)專業(yè)用于海洋石油開采的壓裂多功能設(shè)備,具備集成作業(yè)、增產(chǎn)等復(fù)合功能,是未來海洋石油低滲儲(chǔ)層開發(fā)的方向,進(jìn)一步優(yōu)化作業(yè)流程、采取措施有效降低成本,對(duì)海上壓裂技術(shù)的推廣至關(guān)重要。

        3)由于海上平臺(tái)環(huán)境相似,低滲壓裂技術(shù)有效提升了油井產(chǎn)能,取得良好經(jīng)濟(jì)效益,因此可進(jìn)一步推廣應(yīng)用至四海油田的開發(fā)中。

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