ZF1-P2井雙封單卡多段壓裂現(xiàn)場應(yīng)用

ZF1-P2井雙封單卡多段壓裂現(xiàn)場應(yīng)用

張春輝，程木林，劉兆權(quán)，張宏巖，謝建華

（大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

摘 要：針對大慶油田Z6區(qū)塊低滲透扶余油藏儲層物性差、自然產(chǎn)能低、常規(guī)壓裂改造增產(chǎn)效果差等問題，在ZF1-P2井開展水平井多段壓裂現(xiàn)場試驗，應(yīng)用點源限流射孔技術(shù)進行加密布縫，采用雙封單卡工藝一趟管柱完成十五段壓裂施工，通過對各段加砂規(guī)模的精確控制實現(xiàn)了脫砂壓裂。壓后產(chǎn)液9.5 t/d，產(chǎn)油8.1 t/d，是周圍直井壓裂產(chǎn)液、產(chǎn)油量的6.3倍和7.4倍，是同區(qū)塊壓裂水平井的1.4倍和1.6倍，增產(chǎn)效果和經(jīng)濟效益顯著，為大慶油田水平井多段壓裂積累了經(jīng)驗。

關(guān)鍵詞：雙封單卡；分段壓裂；點源限流射孔；水平井；現(xiàn)場應(yīng)用

中圖分類號：TE348；TE355.6

文獻標識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.02.077

文章編號：1008-2336（2015）02-0077-05

基金項目：大慶油田有限責任公司科研項目“70MPa、100℃水平井分段壓裂工具研究”（dqp-2008-cy-ky-009）。

收稿日期：2013-08-01；

作者簡介：第一張春輝，男，1981年生，工程師，主要從事采油工程、壓裂工藝技術(shù)等研究工作。E-mail：zch01@petrochina.com.cn。

改回日期：2015-01-06

Application of Double-Sealing and Single-Stick Fracturing Technology in Well ZF1-P2 of Daqing Oilfield

ZHANG Chunhui, CHENG Mulin, LIU Zhaoquan, ZHANG Hongyan, XIE Jianhua

（Oil Production Engineering Research Institute of Daqing Oilfield Company Ltd., Daqing 163453, China）

Abstract:The low permeability reservoirs in Block Zhou 6 in Daqing Oilfield are poor in reservoir physical with low natural flowing production capacity. The stimulation result by regular fracturing is very poor. To solve these problems, the field testing has been conducted with multi-staged fracturing technique in horizontal well ZF1-P2. The point source limited perforation technique is used to infill fractures, and the fracturing operation for 15 fractured intervals has been completed with double-packer single-sticking fracturing technique in one-through operation with a pipe column. Through controlling accurately the volume of sand adding, sand-out fracturing has been finished. Fluid production after fracturing is 9.5 t/d, which is 6.3 times as much as that of other surrounding wells. The oil production is 8.1 t/d, which is 7.4 times as much as that of other surrounding wells. The fluid and oil production is 1.4 and 1.6 times as much as that of the horizontal well of the same block. The stimulation result and economic benefit is obvious, which provided practical experience for multi-staged fracturing in horizontal well.

Keywords:double-sealing and single-stick; staged fracture; point source and limited entry perforation; horizontal well; field application

大慶油田Z6區(qū)塊扶余油藏儲層豐度特低、滲透性差，層段多且非均質(zhì)性嚴重，單層和夾層厚度薄，常規(guī)壓裂改造增產(chǎn)規(guī)模小、針對性差、效果差[1]。為了實現(xiàn)對低滲透扶余油藏儲層的經(jīng)濟有效開發(fā)，筆者研究形成了一套適合扶余儲層特點的水平井多段壓裂技術(shù)，并在ZF1-P2井成功應(yīng)用，壓后增產(chǎn)效果顯著，為大慶油田以及國內(nèi)外同類型低滲透儲層的高效開發(fā)提供了新的技術(shù)手段。

1　ZF1-P2井概況

1.1 ZF1-P2井地質(zhì)概況

Z6區(qū)塊位于松遼盆地中央坳陷區(qū)三肇凹陷模

范屯鼻狀構(gòu)造上。該鼻狀構(gòu)造是在古中央隆起帶上繼承性發(fā)育的構(gòu)造，由南向北傾沒。工區(qū)內(nèi)西部1條近南北向的斷層和東部斷層組成Z6地壘塊，ZF1-P2井是大慶油田Z6區(qū)塊內(nèi)的一口水平井。ZF1-P2井位于Z6區(qū)塊西部一個小斷塊內(nèi)，為被三條斷層切割的南北走向的長條形小斷塊，從扶余油層頂面構(gòu)造圖上看，構(gòu)造形態(tài)起伏不大，呈東高西低。

Z6區(qū)塊扶余油層孔隙中次生石英發(fā)育，孔隙主要為縮小粒間孔，巖心孔隙度為8.1%～14.2%，平均為11.0%，空氣滲透率平均為1.2×10-3μm2。扶余油層砂巖成分主要為石英、長石和巖屑，分選中等。膠結(jié)類型以泥質(zhì)膠結(jié)、鈣質(zhì)混合膠結(jié)為主，平均泥質(zhì)質(zhì)量分數(shù)9.7%。局部鈣質(zhì)較富集，泥質(zhì)多具重結(jié)晶，呈團狀或薄膜分布，石英、長石具次生加大與再生膠結(jié)，膠結(jié)類型以孔隙—薄膜、再生—孔隙—薄膜為主，膠結(jié)致密。

1.2 ZF1-P2井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

ZF1-P2井開發(fā)目的層為扶余儲層，水平段長593 m，垂深1 851 m，斜深2 591.53 m，實測井底溫度高達98.5℃，砂巖鉆遇長度為475 m。

2　水平井多段壓裂技術(shù)

2.1 雙封單卡工藝技術(shù)

2.1.1 雙封單卡工藝管柱結(jié)構(gòu)及原理

雙封單卡壓裂工藝管柱主要由安全接頭、扶正器、水力錨、導壓噴砂器、K344-110封隔器、導向絲堵等組成（圖1）。工藝原理是利用雙封隔器單卡目的層，通過導壓噴砂器的節(jié)流作用實現(xiàn)封隔器坐封、完成目的層段的壓裂，壓后反循環(huán)洗井沖砂后上提管柱壓裂上一層段，通過反洗、上提實現(xiàn)一趟管柱多個層段的壓裂。由于是雙封單卡目的層，可控制各層段處理規(guī)模，壓裂改造針對性強[2]。

圖1　水平井分段壓裂管柱示意圖

2.1.2 封隔器疲勞性能實驗

雙封單卡工藝常規(guī)的壓裂段數(shù)是6～8層段，15個層段壓裂施工需要封隔器在井下增加1倍的工作時間。為了提高封隔器長期工作的性能，對封隔器膠筒和鋼碗進行優(yōu)化設(shè)計以提高耐溫和耐壓性能，設(shè)計保護機構(gòu)增加了封隔器坐封、解封的抗疲勞強度。室內(nèi)油浸實驗表明（表1），封隔器的性能滿足多段壓裂施工的需要。

表1　封隔器18次疲勞試驗

2.1.3 工藝指標

（1）工藝管柱耐溫100℃、耐壓80 MPa；

（2）單趟管柱最大加砂量160 m3；

（3）壓裂管柱最大卡距達到112 m；

（4）壓裂設(shè)計符合率90%以上，工藝成功率95%以上。

2.1.4 技術(shù)特點

（1）雙封單卡目的層，可控制各層段處理規(guī)模，壓裂改造針對性強；

（2）對于薄互儲層可實現(xiàn)“一縫穿多層”，溝通未鉆遇層增加動用儲量，提高水平井單井產(chǎn)量；

（3）耐溫、承壓指標高，滿足大砂量、多層段壓裂施工；

（4）工藝管柱卡距大，滿足段內(nèi)限流及體積法壓裂的需要；

（5）工藝管柱具有解卡防卡功能，安全性高。

2.2 射孔方式的確定

一般而言，對一個目的層進行壓裂增產(chǎn)處理

時，常規(guī)的射孔方法是把這個層的全部層段進行射孔，然后再進行壓裂。然而，大慶外圍低滲透油藏采用常規(guī)射孔和壓裂增產(chǎn)方法后，均未能達到預(yù)期的產(chǎn)量。為解決這一問題，對要水力壓裂的層段，只選擇對這個層段底部的一個小層段進行射孔，即點源射孔。應(yīng)用處理表明，該方法比以前全產(chǎn)層射孔的常規(guī)作業(yè)方法平均少使用55%的支撐劑，新井的初始產(chǎn)量和長期產(chǎn)能也要好于常規(guī)增產(chǎn)方法處理的井。另外，點源射孔井排出的支撐劑也要少于全層段射孔的井。總之，點源射孔方法減少了射孔、支撐劑以及壓裂液等的費用[3]。

點源射孔可以提高水平井水力壓裂的成功率。采用點源射孔技術(shù)可以減少或消除多次壓裂并可在射孔段中產(chǎn)生最大裂縫寬度。當一個射孔段中有6個或更多孔眼時，射孔密度和相位分別是6個孔眼/ft和60°。對于有4個或更少孔眼的射孔段，射孔密度和相位是3個孔眼/ft和120°。這就限制了射孔層段長度為1.5 ft（0.457 m）或更小，并且確保了在射孔段中徑向覆蓋率為360°。

為保證該井多段體積法壓裂的成功實施，采取點源射孔，縫間距最小19 m，最大63 m，每段僅射開4～6個炮眼，壓裂時可確保單孔進液充分，使所有炮眼都被壓開。

2.3 壓裂與酸處理相結(jié)合

壓前酸處理技術(shù)是在壓裂施工前，擠入一定濃度和數(shù)量的酸液，清洗炮眼，降低巖石擴張強度，達到降低施工泵壓，便于后期壓開裂縫，保證支撐劑順利加入的目的[4-5]。針對扶余儲層，壓前注酸處理裂縫復雜性（圖2），降低破裂壓力，15層段平均每層壓力下降7.8 MPa，保證了施工順利。

2.4 脫砂壓裂技術(shù)研究

利用雙封單卡工藝管柱可實現(xiàn)反循環(huán)沖砂洗井的技術(shù)特點，開展了降低入井液量提高平均砂比研究。

對20%、22%、25%、27%和30%的前置液比例進行了壓力變化模擬（圖3），結(jié)果表明將前置液比例由30%降低到25%不會導致施工壓力的上升，有助于減低成本，減少儲層傷害。

為提高縫口導流能力，對不同替擠量的縫口寬度進行了模擬，模擬結(jié)果表明實施替擠比由1.1降到0.9，縫口寬度可提高15%（圖4），能有效增加水平井產(chǎn)量。

圖2　第七層段（2 353.3～2 353.0 m）壓前酸處理

圖3　不同前置液比例模擬壓力變化曲線

3　ZF1-P2井現(xiàn)場試驗及效果

ZF1-P2井采用一趟雙封單卡壓裂工藝管柱，通過層層上提壓裂，實現(xiàn)了15個層段點源射孔、加密布縫的體積法壓裂改造?，F(xiàn)場最高施工壓力60.2 MPa，最大排量3.4 m3/min，共加砂110 m3，用液1 420 m3，15段壓裂封隔器共坐封32次（含測試壓裂，見圖5），施工時間44 h（有效施工時間僅34 h）。

ZF1-P2井在壓裂施工中采取了脫砂壓裂（圖6），最大施工砂比達到43%，平均砂比25%，提高了凈壓力，促使裂縫轉(zhuǎn)向或產(chǎn)生微裂縫，形成縫網(wǎng)，大幅度提高了裂縫的導流能力。

ZF1-P2井壓后產(chǎn)液9.5 t/d，產(chǎn)油8.1 t/d，是周圍直井壓裂產(chǎn)液、產(chǎn)油量的6.3倍和7.4倍，是同

區(qū)塊壓裂水平井的1.4倍和1.6倍，增產(chǎn)效果顯著。

圖4　正常替擠裂縫剖面（左）和欠量替擠裂縫剖面（右）

圖5　ZF1-P2井壓裂施工曲線

圖6　ZF1-P2井第七層段（2 353.3～2 353.0 m）主壓裂施工曲線

4　結(jié)論

（1）水平井雙封單卡壓裂工藝管柱滿足扶余儲層高溫、高壓長時間壓裂施工的需要，通過多趟管柱的組合，可以實現(xiàn)任意層段數(shù)的分段控制壓裂施工。該工藝耐溫、耐壓及單趟管柱加砂量不斷提高，滿足了儲層不斷加深、砂量不斷加大對水平井分段壓裂工藝的需要。

（2）水平井雙封單卡壓裂工藝技術(shù)對各層段處理的針對性強，施工效率高，施工規(guī)?？煽?，能夠?qū)崿F(xiàn)高砂比脫砂壓裂，提高裂縫導流能力。

（3）水平井分段壓裂工藝技術(shù)同點源射孔限流壓裂配合能夠?qū)崿F(xiàn)水平井多段體積法壓裂，提高單井產(chǎn)量。

（4）雙封單卡分段壓裂技術(shù)作為大慶油田水平井壓裂的主體技術(shù)，為大慶油田水平井的規(guī)模應(yīng)用及低品位儲層的高效、低成本開發(fā)提供了技術(shù)手段。

參考文獻：

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[3] 陳光新，于可心．水平井中限流壓裂完井設(shè)計[J]．國外油田工程，2007，23（2）：11-13．

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