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    渤海低滲透儲層水平井分段壓裂實踐與認(rèn)識

    2018-09-08 06:12:30
    天然氣與石油 2018年4期
    關(guān)鍵詞:壓裂液管柱水平井

    劉 鵬 徐 剛 陳 毅 李 進 徐 濤

    中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

    0 前言

    渤中25-1油田位于渤海灣盆地下第三系背斜構(gòu)造,2005年投入開發(fā),由于主力含油層段沙河街組儲層滲透率非常低,井間連通性差,單井產(chǎn)量低,儲層基本處于原始狀態(tài)。國內(nèi)外礦場經(jīng)驗表明,水平井分段壓裂是低滲透油氣藏提高單井產(chǎn)能和儲量動用程度的重要手段[1-6]。為此,以中油海16號自升式鉆井平臺為作業(yè)載體,國內(nèi)海上首次運用水平井套管內(nèi)多級封隔器分段壓裂技術(shù)開展大型加砂壓裂先導(dǎo)性試驗,并取得成功。

    1 基本概況

    表12口水平井基本情況

    井號完鉆井深/m水平段長/m滲透率/10-3 μm2孔隙度/(%)完井方式水平段固井質(zhì)量C 1 H4 6884680.8~5.511.6~14.9Φ 244.5 mm套管懸掛Φ 139.7 mm尾管固井完井差C 2 H4 7354000.2~4.010.1~15.7Φ 244.5 mm套管懸掛Φ 139.7 mm尾管固井完井差

    2 海上大型壓裂施工難點與對策

    2.1 壓裂施工難點

    海上大型壓裂施工條件受限,且受季節(jié)因素影響,海況復(fù)雜多變,同時還須兼顧作業(yè)安全、環(huán)保等風(fēng)險控制[7-10],海上大型壓裂施工難點主要包括以下方面:

    1)水平井多段壓裂改造規(guī)模大,將壓裂設(shè)備、材料與工具等放置在壓裂船或三用工作船上的常規(guī)海上壓裂施工方式適應(yīng)性差、安全風(fēng)險更高。

    2)與陸地油田壓裂相比,海上大型壓裂地面連續(xù)供液、供砂施工配套工藝保障難度更大。

    3)2口水平井Φ 244.5 mm套管整體固井質(zhì)量較好,Φ 139.7 mm尾管固井質(zhì)量整體較差,最后一級壓裂時壓力竄至Φ 244.5 mm套管內(nèi)風(fēng)險相對較大。

    4)目的儲層非均質(zhì)性強,層薄跨度大,巖性致密且破裂壓力高,增加了壓開地層造長縫的難度。

    2.2 技術(shù)對策

    1)打破常規(guī)海上壓裂施工方式(壓裂船或者拖輪),以自升式鉆井平臺為施工載體,壓前做好壓裂設(shè)備布置與流程聯(lián)接設(shè)計。

    通過充分調(diào)動、整合自升式鉆井平臺上現(xiàn)有的設(shè)備設(shè)施和空間資源,合理地優(yōu)化了壓裂設(shè)備及其相關(guān)輔助設(shè)備的布置方案。將壓后返排的流程設(shè)備擺放在采油平臺主甲板,將壓裂液配制設(shè)備布置在鉆井平臺主甲板,壓裂橇、混砂橇、砂罐等主要壓裂設(shè)備全部布置在鉆井平臺管子堆甲板,現(xiàn)場壓裂設(shè)備布置示意圖見圖1。

    圖1 現(xiàn)場壓裂設(shè)備布置示意圖

    2)鉆井平臺壓裂采取非連續(xù)施工,保證供液、供砂都能跟上。

    作為壓裂施工的配套設(shè)施,鉆井平臺上的泥漿艙等設(shè)備的儲液能力一定程度上限制了海上大型壓裂規(guī)模,鉆井平臺壓裂只好采取非連續(xù)施工,非連續(xù)性體現(xiàn)在以下兩方面:一是壓裂液配制工藝流程,仍沿用傳統(tǒng)“先配制,后使用”的壓裂液施工工藝流程,壓裂施工期間壓裂液通過泥漿泵輸送至管子堆甲板上的緩沖罐內(nèi),現(xiàn)場壓裂液配制工藝流程見圖2;二是壓裂工藝流程,每壓完一段后進行關(guān)井、配液、備砂,再開井、投球打開滑套壓下一段。壓裂液配制與施工期間,停在自升式鉆井平臺附近的壓裂補給船根據(jù)需要可進行打清水、配液、倒液和主壓裂施工作業(yè)配合。

    圖2 現(xiàn)場壓裂液配制工藝流程

    3)壓裂管柱增加了Φ 244.5 mm懸掛封隔器,井口套管閥處安裝雙安全限壓閥管控風(fēng)險。

    壓裂管柱增加Φ 244.5 mm懸掛封隔器(工具耐壓差69 MPa,耐溫177 ℃),保護懸掛封隔器上部的 Φ 244.5 mm 套管;在井口套管打平衡壓,另一側(cè)閥門處安裝雙安全限壓閥(限壓13 MPa),在突發(fā)壓力上升時能自動打開卸壓;同時,施工過程中對套壓實時監(jiān)測,若發(fā)現(xiàn)套壓異常上升則停止加砂。

    4)采用支撐劑段塞工藝和大排量施工提高壓裂效果。

    在前置液階段加入小粒徑支撐劑段塞,可有效降低彎曲摩阻并減少多裂縫的形成,同時降低液體濾失,采用大排量施工有利于壓開儲層,提高主裂縫延伸的可能性。

    3 分段壓裂工具與壓裂參數(shù)設(shè)計

    3.1 分段壓裂工具及管柱結(jié)構(gòu)

    試驗選擇了哈里伯頓水平井完井分段壓裂工具,可實現(xiàn)多層分段壓裂,不需要壓井投產(chǎn)。管柱結(jié)構(gòu)主要包括球座總成、壓差滑套、隔離封隔器、投球滑套和懸掛封隔器。壓裂管柱入井后,投泡沫球入球座總成,坐封隔離封隔器,并打開底部壓差滑套,然后進行壓裂施工;隨后逐級投可溶金屬球依次打開投球滑套對其它目的層進行壓裂,壓后放噴試生產(chǎn)不動管柱,實現(xiàn)一趟管柱完成3~5段壓裂,高效快捷。后期壓裂管柱可實現(xiàn)丟手,過提提出棘齒密封,更換為生產(chǎn)/注水管柱,這一趟管柱實現(xiàn)了壓裂生產(chǎn)一體化,具有節(jié)省工期、工藝成熟、工具可靠性高的優(yōu)點[11-15]。水平井分段壓裂主要工具技術(shù)參數(shù)見表2。

    表2水平井分段壓裂主要工具技術(shù)參數(shù)

    工具名稱規(guī)格尺寸/mm長度/m外徑/mm內(nèi)徑/mm耐溫/℃承受壓差/MPa懸掛封隔器244.51.99206.3874.9117769隔離封隔器139.72.11116.6671.88817764.1投球滑套760.83100.3360.96176.7-壓差滑套88.91.10114.3-176.7-坐封球座88.90.604114.3-176.7-水力錨88.90.82107615070

    3.2 壓裂參數(shù)設(shè)計

    采用壓裂分析軟件FracproPT進行壓裂施工參數(shù)設(shè)計,在每口井正式壓裂前進行小型測試壓裂以認(rèn)識儲層,確定和調(diào)整正式壓裂參數(shù)[16-20]。借鑒渤中25-1油田前期已措施井的壓裂經(jīng)驗,選擇了較為穩(wěn)妥的壓裂泵注程序,設(shè)計C 1 H、C 2 H井加砂規(guī)模分別為166.4、79.1 m3,各井段設(shè)計壓裂參數(shù)見表3。

    表3各井段設(shè)計壓裂參數(shù)

    井號壓裂級序射孔井段/m前置液比例/(%)施工排量/(m3·min-1)砂量/m3平均砂比/(%)C 1 H第一段4 590~4 59351.63.5~4.030.720第二段4 497~4 50051.53.5~4.535.220第三段4 361~4 36451.53.5~4.535.220第四段4 260~4 26351.43.5~4.535.220第五段4 147~4 15051.63.5~4.030.120C 2 H第一段4 660~4 66351.13.5~4.025.320第二段4 547~4 55051.33.5~4.028.520第三段4 422~4 42551.23.5~4.025.320

    4 現(xiàn)場試驗及效果

    4.1 測試壓裂分析

    分別采用Φ 88.9 mm+Φ 73.0 mm的3 Cr-P 110外加厚油管注入線性膠對C 1 H、C 2 H井第一段進行小型測試壓裂作業(yè)。運用壓裂分析軟件FracproPT對停泵后的壓降曲線進行擬合分析,結(jié)果見表4。

    表4C1H、C2H井第一段小型測試壓裂分析數(shù)據(jù)

    井號停泵壓力/MPa閉合壓力/MPa閉合壓力梯度/(MPa·m-1)閉合時間/min液體效率/(%)近井摩阻/MPa凈壓力/MPa濾失系數(shù)/(10-4·min-12)C 1 H80.373.430.019 637.270.12.66~75.3C 2 H78.571.560.018 835.167.32.46~76.1

    4.2 分段壓裂施工

    采用油管注入非連續(xù)8段進行壓裂作業(yè),歷時8 d,C 1 H井分5段進行壓裂,共成功完成163 m3支撐劑、1 831 m3壓裂液的注入。C 2 H井分3段,共完成90 m3支撐劑、1 006 m3壓裂液的注入。各段壓裂實際指標(biāo)均達到了設(shè)計要求,現(xiàn)場試驗情況統(tǒng)計見表5。

    表5現(xiàn)場試驗情況統(tǒng)計表

    井號壓裂級序入地液量/m3前置液比例/(%)加砂量/m3平均砂比/(%)施工排量/(m3·min-1)施工泵壓/MPaC 1 H第一段337.944.531.520.42.963.0~71.5第二段378.744.028.816.73.063.1~69.0第三段403.541.735.818.63.563.3~68.8第四段381.142.035.720.73.561.0~66.0第五段349.842.931.322.73.657.0~65.0C 2 H第一段336.344.028.522.53.366.0~71.5第二段349.442.932.122.53.462.5~67.5第三段320.143.729.222.53.261.2~68.0

    4.3 壓后效果

    表62口水平井先導(dǎo)性試驗效果分析表

    井號目的層位垂深/m原始地層壓力/MPa儲層厚度/m油壓/MPa折算流壓/MPa生產(chǎn)壓差/MPa日產(chǎn)油/(m3·d-1)比采油指數(shù)/(m3·d-1·MPa-1·m-1)與鄰井直井產(chǎn)能倍數(shù)C 1 HC 2 HC 5沙三段沙三段沙三段3 73757.234.07.140.616.672.00.12753 79058.032.010.043.914.193.00.20783 81657.520.4-22.235.318.80.0261

    5 結(jié)論

    1)通過整合鉆井平臺上設(shè)備設(shè)施等資源,克服海上大規(guī)模壓裂難點,順利實施了2口套管完井的水平井分段壓裂,投產(chǎn)后增產(chǎn)效果明顯,為今后渤海低滲透儲層水平井完井和壓裂改造技術(shù)發(fā)展提供了成功經(jīng)驗。

    2)水平井完井分段壓裂工具性能可靠,一趟管柱實現(xiàn)了水平段選擇性分段壓裂與投產(chǎn)一體化,明顯節(jié)省工期,因此保證工具入井順暢到位至關(guān)重要。

    3)國內(nèi)海上水平套管井首次大型加砂壓裂施工的成功證明該作業(yè)模式可以參考借鑒,建議后續(xù)海上大型壓裂在保證液體性能穩(wěn)定的前提下實現(xiàn)壓裂液連續(xù)混配與施工,以縮短作業(yè)時間,降低作業(yè)成本。

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