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    致密砂巖氣藏水平井全通徑分段壓裂改造實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

    2019-06-12 07:11:54李凌川
    鉆采工藝 2019年5期
    關(guān)鍵詞:鄂北射孔固井

    李凌川

    (中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院)

    李凌川.致密砂巖氣藏水平井全通徑分段壓裂改造實(shí)踐及認(rèn)識(shí).鉆采工藝,2019,42(5):62-65

    鄂爾多斯盆地北部(以下簡(jiǎn)稱(chēng)鄂北)油氣資源豐富,截至2016年底華北油氣分公司鄂北氣田(大牛地區(qū)塊、杭錦旗區(qū)塊)天然氣三級(jí)儲(chǔ)量共計(jì)13 686.4×108m3。鄂北致密砂巖氣藏水平井整體規(guī)模化開(kāi)發(fā)始于2011年,形成了以裸眼預(yù)置管柱管外封隔分段壓裂為主的水平井改造工藝技術(shù),該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了完井與壓裂管柱一體化,采用投球方式逐級(jí)打開(kāi)壓裂滑套,縮短了作業(yè)周期,2011~2016年底共計(jì)實(shí)施水平井分段壓裂556井次,實(shí)現(xiàn)了鄂北氣田快速有效建產(chǎn)[1-4]。但受制于工藝自身缺點(diǎn),在后期生產(chǎn)實(shí)踐中,該技術(shù)存在多級(jí)滑套內(nèi)徑逐級(jí)遞減,不能實(shí)現(xiàn)壓后井筒全通徑;憋壓球不能全部返出,部分滯留井筒而影響后期二次改造(后期作業(yè)需鉆銑滑套,施工成本較高)等問(wèn)題[5-7]。因此,有必要針對(duì)鄂北氣田不同儲(chǔ)層特征,研究適合該地區(qū)的全通徑分段壓裂工藝。

    一、全通徑完井及改造模式

    1.套管固井完井方式下的分段壓裂試驗(yàn)

    2016年以前,鄂北氣田在套管固井全通徑完井方式的基礎(chǔ)上,初步開(kāi)展了可鉆橋塞分段壓裂、固井滑套分段壓裂、水力噴射分段壓裂和連續(xù)油管帶底封分段壓裂4種壓裂工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[8-10]。由于鄂北致密砂巖氣藏屬于低壓低滲氣藏,鉆井施工過(guò)程中,三疊系劉家溝組地層易漏,防漏堵漏難度較大,二疊系石千峰組和上石盒子組泥巖發(fā)育,山西組和太原組發(fā)育大套煤層。因而,鄂北氣田套管固井完井方式普遍采用三級(jí)井身結(jié)構(gòu)及懸掛尾管固井完井。完井管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

    圖1 懸掛尾管固井完井示意圖

    截止2015年底,鄂北氣田固井完井水平井分段壓裂共試驗(yàn)15井111段,平均單段液量236.5 m3,平均單段砂量25 m3,施工成功率98.2%,平均無(wú)阻流量2.64×104m3/d,平均油壓3.3 MPa,壓后效果不理想。一方面是由于部分固井完井水平井鉆遇顯示較差;另外由于鄂北氣田致密砂巖儲(chǔ)層為低孔、低滲、低壓氣藏,儲(chǔ)層天然能量不足,壓力下降快,采用固井完井與祼眼完井相比,其有效面積相對(duì)較小,且固井過(guò)程中可能會(huì)堵塞井筒周?chē)烊涣芽p或造成二次傷害。因此,針對(duì)固井完井的全通徑改造模式,建議進(jìn)一步優(yōu)化選段技術(shù)和壓裂設(shè)計(jì)參數(shù),加強(qiáng)多簇壓裂起裂機(jī)理研究,以提高單井產(chǎn)量。

    2.裸眼封隔器完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂

    綜合裸眼預(yù)置管柱管外封隔投球分段壓裂和套管固井完井連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝技術(shù)特點(diǎn),創(chuàng)新性提出在裸眼管外封隔全通徑完井方式下,采用連續(xù)油管帶底封分段壓裂的完井和改造工藝技術(shù)體系。與常規(guī)水平井裸眼預(yù)置管柱不同,該模式下的裸眼封隔器完井中不含分級(jí)滑套及球座,在不改變現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)情況下采用裸眼完井增大近井泄氣面積,利于氣體產(chǎn)出,同時(shí)實(shí)現(xiàn)壓后全通徑,利于后期二次改造及排水采氣作業(yè)。

    2.1 技術(shù)特點(diǎn)

    (1)壓裂級(jí)數(shù)及分段距離無(wú)限制。

    (2)一趟管柱完成射孔及壓裂施工,井下工具簡(jiǎn)單。

    (3)壓裂施工連續(xù),不間斷,施工時(shí)間短。

    (4)利用連續(xù)油管機(jī)械定位器實(shí)現(xiàn)選段的精確定位,改造針對(duì)性強(qiáng)。

    (5)裸眼完井增大近井泄氣面積,可形成多裂縫,“甜點(diǎn)”自選。

    (6)完井管柱全通徑,利于后期作業(yè)。

    2.2 完井管柱

    針對(duì)鄂北氣田儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)特點(diǎn),采用三級(jí)井身結(jié)構(gòu)及懸掛?114.3 mm套管+裸眼封隔器完井。完井管柱結(jié)構(gòu)如圖2所示。懸掛封隔器與坐封球座之間為若干裸眼封隔器和套管的交替組合,以此實(shí)現(xiàn)各個(gè)目的層段逐級(jí)改造,懸掛封隔器以上回接套管至井口,井內(nèi)管柱與工具內(nèi)徑均相同。

    2.3 壓裂工具

    連續(xù)油管帶底封分段壓裂工具應(yīng)用于水平井噴砂射孔及環(huán)空加砂壓裂聯(lián)作,能夠依靠連續(xù)油管拖動(dòng)及封隔器多次坐封解封來(lái)實(shí)現(xiàn)不同層段的改造,轉(zhuǎn)層操作靈活快速,作業(yè)周期短。其壓裂井下工具結(jié)構(gòu)為(自下而上):導(dǎo)引頭+機(jī)械式接箍定位器+封隔器總成+循環(huán)閥+噴槍+扶正器+機(jī)械丟手+連續(xù)油管接頭,整個(gè)工具串與連續(xù)油管連接。

    圖2 裸眼封隔器完井管柱示意圖

    2.4 工藝流程

    (1)將連續(xù)油管帶底封工具串入井后,用機(jī)械定位器定位校深并坐封封隔器。

    (2)連續(xù)油管?chē)姌屗娚吧淇鬃鳂I(yè)(一般射孔時(shí)間10 min),并將含砂液頂替出井口。

    (3)根據(jù)壓裂設(shè)計(jì)的要求進(jìn)行環(huán)空加砂壓裂,連續(xù)油管補(bǔ)液。

    (4)施工結(jié)束后,解封封隔器,上提工具串至下一級(jí)壓裂作業(yè)深度,坐封、射孔、壓裂作業(yè)。

    (5)重復(fù)進(jìn)行以上步驟,對(duì)水平井每一級(jí)進(jìn)行逐級(jí)壓裂。

    3.配套工藝技術(shù)

    3.1 前置酸預(yù)處理技術(shù)

    隨著鄂北氣田開(kāi)發(fā)的不斷深入,儲(chǔ)層品位逐年變差,儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng),水平段泥巖鉆遇率增加。對(duì)于高泥質(zhì)含量井段,射孔后施工壓力較高,常規(guī)前置液無(wú)法壓開(kāi)地層,采取前置酸預(yù)處理技術(shù),能夠有效降低近井筒污染和地層破裂壓力[11],同時(shí)降低近井筒摩阻,保證施工成功率。

    結(jié)合鉆井液濾餅雜質(zhì)及儲(chǔ)層基質(zhì)礦物成分分析,形成針對(duì)鄂北氣田儲(chǔ)層特征的前置酸酸液體系(1.5%HF+12%HCl+2%緩蝕劑+1.8% ~2%鐵離子穩(wěn)定劑+2%黏土穩(wěn)定劑+0.3% ~0.5%破乳助排劑)。施工過(guò)程中,通過(guò)連續(xù)油管注入酸液并頂替至射孔段地層附近(單段注入酸量3~5 m3),關(guān)井反應(yīng)30 min后采用小排量試擠直至人工裂縫起裂并延伸。

    3.2 連續(xù)油管快速安全轉(zhuǎn)層技術(shù)

    3.2.1 工具串防卡技術(shù)

    采用連續(xù)油管對(duì)前一段壓裂施工結(jié)束后,轉(zhuǎn)層期間為避免井筒沉砂導(dǎo)致管柱在上提過(guò)程中發(fā)生砂卡等復(fù)雜情況,連續(xù)油管以0.5 m3/min左右的排量注入,能夠有效預(yù)防管柱砂卡。

    3.2.2 封隔器重復(fù)坐封技術(shù)

    連續(xù)油管帶底封工具串的封隔器采用上提解封、下放坐封的方式能夠?qū)崿F(xiàn)重復(fù)坐封,封隔已壓裂層段,滿足水平井多段壓裂改造。

    3.3 水力噴砂射孔技術(shù)

    3.3.1 回壓控制技術(shù)

    射孔期間,為了避免封隔器解封,通過(guò)控制油套環(huán)空壓力(井口回壓不小于封隔器坐封前5 MPa),能夠保證封隔器坐封。

    3.3.2 射孔施工參數(shù)優(yōu)化

    根據(jù)不同噴嘴,設(shè)計(jì)排量0.60~0.85 m3/min,確保射孔速度達(dá)到190 m/s以上[12],砂濃度120 kg/m3,噴射時(shí)間10~15 min,射孔液量6.0~13 m3,確保射孔成功率。

    3.4 壓后快速排液與全井段沖砂技術(shù)

    壓裂后排液的原則是既要防止地層出砂,又要盡快的排出壓裂液。鄂北氣田水平井壓裂施工結(jié)束后60 min開(kāi)井,采用?4 mm~?10 mm油嘴(逐漸放大的方式)放噴排液。采取理論與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際相結(jié)合的方式,優(yōu)化出全通徑施工水平井壓后排液制度。同時(shí)為了便于后期排水采氣,全通徑水平井壓后在油壓、排液穩(wěn)定后更換?60.3 mm生產(chǎn)管柱,并沖砂至人工井底。

    二、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

    1.壓裂施工概況及效果

    截止2016年12月,裸眼封隔器完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝在大牛地氣田和杭錦旗區(qū)塊應(yīng)用17井141段,綜合施工成功率98.6%,其中大牛地氣田應(yīng)用7井54段,平均單段液量304 m3,平均單段砂量35.9 m3,施工成功率100%;杭錦旗區(qū)塊應(yīng)用10井87段,平均單段液量395.3 m3,平均單段砂量43.1 m3,施工成功率97.8%。

    大牛地氣田7口井完成試氣井壓后平均油壓5.3 MPa,平均無(wú)阻流量4.79×104m3/d,略高于同層位井全年平均無(wú)阻流量4.53×104m3/d;杭錦旗區(qū)塊10口井完成試氣井壓后平均油壓14.7 MPa,平均無(wú)阻流量17.13×104m3/d,高于同層位井全年平均無(wú)阻流量13.5×104m3/d。

    裸眼封隔器完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝壓后采用油管沖砂,與常規(guī)預(yù)置級(jí)差滑套分段壓裂工藝相比,可實(shí)現(xiàn)壓后全井段沖砂至人工井底,井筒內(nèi)沖砂量為預(yù)置級(jí)差滑套工藝的2倍以上(表1),有利于水平井后期的排液采氣,部分井油壓與產(chǎn)氣量較沖砂前明顯升高。

    表1 預(yù)置級(jí)差滑套與裸封+連油工藝沖砂效果對(duì)比

    2.壓裂施工曲線分析

    2.1 裂縫正常擴(kuò)展類(lèi)型

    此類(lèi)壓裂曲線表現(xiàn)為施工過(guò)程中,壓力基本保持平穩(wěn)或緩慢下降(圖3),共計(jì)132段,占總施工段數(shù)的93.6%,這些層段砂體較純,泥質(zhì)含量較低,壓裂施工過(guò)程中人工裂縫能夠正常起裂和擴(kuò)展,形成主縫后不斷向儲(chǔ)層深部延伸。

    圖3 裂縫正常擴(kuò)展類(lèi)型壓裂施工曲線

    2.2 壓力逐漸上升類(lèi)型

    此類(lèi)壓裂施工曲線在前期低砂比階段壓力基本正常,但進(jìn)入中高砂比段后,壓力爬升較快(圖4),共計(jì)7段,占總施工段數(shù)的5.0%。此類(lèi)情況的處理措施為降低砂比和排量,若壓力繼續(xù)上升,則迅速停止加砂,直接頂替,頂替到位后完成本段施工。分析原因可能為壓裂液濾失增大,縫寬不足,導(dǎo)致高砂比時(shí)裂縫進(jìn)砂阻力增加。

    2.3 造縫困難,放棄加砂類(lèi)型

    此類(lèi)壓裂曲線在水力噴砂射孔后多次試擠無(wú)效,替酸后壓力仍居高不下,多次超限壓,造縫極為困難(圖5),故放棄本段施工,直接轉(zhuǎn)入下一段壓裂。統(tǒng)計(jì)共2段,占總施工段數(shù)的1.4%。原因可能為該層段泥質(zhì)含量較高或鉆井液污染嚴(yán)重,導(dǎo)致地層起裂困難。

    圖4 壓力逐漸上升類(lèi)型壓裂施工曲線

    圖5 造縫困難放棄加砂類(lèi)型壓裂施工曲線

    三、認(rèn)識(shí)

    (1)鄂北氣田致密砂巖氣藏整體表現(xiàn)為低滲、低孔、低壓,儲(chǔ)層天然能量不足,壓力下降快,采用固井完井的全通徑壓裂改造效果較差,建議進(jìn)一步優(yōu)化選段技術(shù)和壓裂設(shè)計(jì)參數(shù),加強(qiáng)多簇壓裂起裂機(jī)理研究,以提高單井產(chǎn)量。

    (2)裸眼封隔器全通徑完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝既具有裸眼完井泄氣面積大,“甜點(diǎn)”自選等優(yōu)點(diǎn),又能實(shí)現(xiàn)壓后井筒全通徑和全井段沖砂,利于后期排液采氣和二次作業(yè)。

    (3)裸眼封隔器全通徑完井加連續(xù)油管帶底封分段壓裂工藝?yán)塾?jì)應(yīng)用17井141段(截止2016年12月),施工成功率98.6%,通過(guò)不斷完善配套工藝技術(shù),初步形成了適用于鄂北致密砂巖氣藏的水平井全通徑改造模式,具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

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