南蓉浅油层水平井开采技术初探.docx
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南蓉浅油层水平井开采技术初探
浅油层水平井开采技术初探
摘要:
本文通过对川口油田水平1井在布井、钻井、测井和固井等环节的分析,以及对水平井的压裂工艺试验和研究,取得了较好的试验效果,获得了钻井、完井、射孔、压裂、配液、管具配置等宝贵的第一手资料,为开发特低渗浅油藏油田具有重要的创新意义。
关键词:
水平井;钻井;压裂
AninitialtechnologyresearchoftheShallowoilrockhorizontalwell
Abstract:
ThispaperispassedtoNO.1horizontalwellofKawaguchioilfieldintheanalysisspreadinglinkssuchasplacingofwells,welldrilling,wellloggingandwellcementation,thefracturingtechnologytestingtohorizontalwellandstudies,havegotfairlygoodexperimenteffect,firsthandpreciousdatasuchashavinggainedwelldrilling,wellcompletion,perforation,fracturing,equipliquor,pipelayout,isthattheoilfielddevelopingalowpermeablesub-layershallowoilzonehasimportantsignificance.
Keywords:
horizontalwell;welldrilling;fracturing
目录
前言1
1水平井的技术简介2
1.1定义2
1.2水平井的分类2
1.3各类水平井的特点2
2水平1井地质概况及布井方案4
3水平1井钻井施工简况5
3.1钻井工序及对应措施6
3.2施工难度及技术攻关7
4水平1井测井情况。
8
5水平1井固井作业9
6水平1井压裂总结10
6.1水平1井限流压裂工艺10
6.1.1设计依据10
6.1.2基本原理11
6.1.3基本参数11
6.1.4施工步骤:
13
6.1.5压裂液支撑剂要求14
6.1.6现场施工情况14
6.1.7水平1井的安装及试油15
6.1.8效果与分析:
15
6.2川平1井分段压裂工艺技术16
6.3经济效益简析18
结论与建议19
参考文献20
致谢21
绪论
特低渗透油田的开发难度越来越大,但随着钻井技术的飞速发展,水平井开发低渗透油气藏是90年代石油工业的一项有效益的技术进步,它的功效是在于水平段为流体的采出提供了一个较大的渗透面积,从而提高生产能力。
另外,改变了传统坚直井流体平面径向流的状态,见下面的平面图:
图:
直井和水平井流体平面径向流平面图
从平面图比较中可以看出水平井驱油面积是椭圆,要大于传统竖直井的驱油面积。
在局厂二级领导的批示下,尤其是赫局长的关怀下,决定延长油矿管理局的第一口水平井在川口采油厂实施。
川口采油厂开发科的工程技术人员,经过多方面努力,为水平井的实施,做了大量的前期调研工作,从油层开发布局,中间钻井施工,直到完井作业,压裂施工。
同时也得到局领导的高度重视,尤其是局开发处给予了大量的指导[1]。
1水平井的技术简介
1.1定义
水平井钻井技术是指井眼轨迹达到水平以后,井眼继续延伸一定长度的定向井。
这里所说的“达到水平”,指的是井斜角达到九十度左右,并非严格的九十度。
这里所说的“延伸一定长度”,一般是指在油层里延伸,并且延伸的长度要大于油层厚度的六倍。
据研究只有在油层里延伸的长度要大于油层厚度的六倍,水平井才具有经济效益[2]。
1.2水平井的分类
水平井的分类是根据从垂直井段向水平井段转弯时的转弯半径(曲率半径)的大小进行的,如下表1.1所示.
表1.1水平井的分类
类别
造斜率(°/30m)
井眼曲率半径(m)
水平段长度(m)
长半径
2~6
860~280
300~1700
中半径
6~20
280~85
200~1000
中短半径
20~80
85~20
200~500
短半径
30~150
20~10
100~300
超短半径
特殊转向器
0.3
30~60
1.3各类水平井的特点
长半径水平井,可以用常规定向钻井的设备、工具和方法钻成,固井、完井也可与常规定向井相同,只是难度增大而已。
若使用导向钻井系统,不仅可以较好地控制井眼轨迹,也可提高钻速。
主要缺点是摩阻力大,起下管柱难度大。
此类水平井的数量将越来越少。
中半径水平井,在增斜段均要用弯外壳井下动力钻具进行增斜,必要时要使用导向钻井系统控制井眼轨迹。
固井完井方法也可与常规定向井相同,只是难度更大。
由于中半径水平井摩阻力小,所以目前在已钻水平井中,其数量最多。
短半径和中半径水平井主要用于老井侧钻,死井复活,提高采收率。
少数也有打新井的。
此类水平井需要用特殊的造斜工具,目前有两种钻井系统:
柔性旋转钻井系统和井下马达钻井系统。
另外完井的难度较大,只能裸眼或下割缝筛管。
由于中靶精度高增产效益显著,此类水平井将越来越多。
超短半径水平井也被称为径向水平井,仅用于老井复活。
通过转动转向器,可以在同一井深处辐射地钻出多个水平井眼。
这种井增产效果很显著,而且地面设备简单,钻速也快,很有发展前景。
但需要有特殊的井下工具和钻井工艺和特殊的完井工艺[3]。
2水平1井地质概况及布井方案
川口油田水平1井位于延安市川口乡偏桥村南,与桥1井距离9.9米,井口方位40.45度,水平段位于桥1井至姚90井这个小区块内(见图2.1)方位90.35度,该区块面积约0.32km2,地质储量21.02万吨,截止2000年底采出程度0.39%,剩余可采储量20.2万吨,主力油层为61油层组,且分布稳定,有效厚度27米,并且物性较好,渗透率1.15毫达西,孔隙度12.5%,目前地层压力1.6Mpa当初优选该区块主要有以下几点原则:
A、油层厚度大于20米,分布稳定,尚未完全开发区,是全油田储量较高的区块。
B、水平井段尽量平行于地层走向,垂直于裂缝走向。
C、油层物性较好,渗透率1.15毫达西,平均孔隙度12.5%,虽目前地层压力1.6Mpa,但该区为重点注水区。
D、井网内生产井可以转注,注水井网相对合理。
E、地形条件优越便于施工。
图2.1水平1井井位图
3水平1井钻井施工简况
该井由胜利石油管理局钻井二公司施工,于2000年11月11日开钻,2000年11月30日完井,建井周期仅为20天。
水平1井井身立体空间轨迹如图3.1所示
图3.1水平1井井身立体空间轨迹图
水平1井井身基本数据如表1所示。
表3.1水平1井井身基本数据表
序号
名称
设计数据
实钻数据
1
井深(米)
936
945
2
垂深(米)
503
515.013
3
水平位移(米)
504
514.65
4
水平段(米)
300
335
5
最大井斜(度)
90
92.7
6
闭合方位(度)
90
90.35
7
造斜点(米)
313.62
310
8
油顶深度(米)
474.6
9
油底深度(米)
901.2
10
阻位深度(米)
927.15
3.1钻井工序及对应措施
1、一开采用346.1㎜钻头、钻铤代替钻杆,吊打钻完一开井深,确保井眼要开直。
控制井斜0.25°以内,配浆30s以上,保证井眼稳固。
2、水平井要求直井段要直,斜井段不能偏离设计轨迹太远。
因而,二开吊打将钻铤全部装入新井眼后方可加压钻进。
钻进参数必须适应地层变化,保证直井段井斜小于0.5°。
3、斜井段钻井使用1.25-1.75度单弯动力钻具,依据造斜力的要求选择单弯度数及加压参数,随着井斜的增加,岩屑返出难度,钻具上下阻力增加,每钻井100m左右必须采用短起下的方法清除滞留井壁的岩屑,井眼不规则处的岩屑床,井斜超过40°后泥浆中润滑剂含量必须达到8%,以保证井下施工作业正常[4]。
4、水平油层段,钻进时岩屑返出极为困难,易形成多层次岩屑床,若不及时清除,必导致起钻拔卡,或起不出钻,因而,在水平段起钻进时,每50m左右必须搞短起下,或短起分段循环,使岩屑形成接力上行,以达到清除之目的。
3.2施工难度及技术攻关
1、运用暂堵与永久性封隔相结合保护油层封堵含钙水层,采用MMH钻井液体系,钻井液流动进在井眼外壁形成滞留层,暂时封隔地层防止内外互侵,既保护了油层又封隔了含钙水层,完井作业时,在484.44-487.14m处下入套管管外封隔器,利用封隔器+水泥石的结构,对上水层与下油层做到了永久性封隔,避免了水层对油层的污染。
2、利用高效JGT-8Y钻头钻穿大斜度段下高研磨性地层,在469.98m到井底使用两只高效钻头,顺利完钻,极大节约了钻井时间。
3、符合钻进技术解决水平段施工。
钻具在水平段躺在井壁,钻头上的压力来源于上部钻具的推力,因而,施加于钻头的钻压很难在地面仪表上反映出来,为保证顺利钻进,水平段采用了井下动力钻具+转盘转动的复合技术,钻具旋转清岩屑床,携岩,钻头旋转破岩,从而顺利保障并完成了水平段钻进过程。
4、应用国内先进的MS3随钻踪仪控制井眼轨迹。
水平井中把与轨迹控制要求严格,进入A点后的水平段,要求轨迹上下不能超过3m,左右不超过10m,因而包括直井段在内的上部井眼必须沿设计轨迹前进,且达到A点必须位移合适、井斜达到90%前期的增斜、稳斜是全井施工的关键,在增斜稳斜钻进中,使用了MS3随钻仪,跟踪测量随时动态掌握钻头行进趋势,优质合格完成了井身轨迹控制过程。
5、优质、润滑MMH钻井体系保证完井作业。
该水平井浅,直井段短,完井下套管作业难度大。
300多米水平段短套管前进时的阻力,靠直井段内套管重量来克服,且两段间0-90斜井段的阻力要克服,因而,为顺利下入套管,同时又保证固井质量,使用了210mm套管扶正器,下套管前向井内加入5%的塑料润滑剂,为油层套管顺利下入奠定了坚实的基础[5]。
4水平1井测井情况
川口水平井测井采用哈里伯顿测井系列,有四川石油管理局承担,主要工作原理:
将整个测井仪器连接到钻具上,通过钻具将仪器送到测量段顶部30米,将旁通短节连接到钻具上,将带有泥浆滤网的方钻杆与旁通短节进行连接,用泥浆循环将泵送接头总成与湿接头进行井下对接,(这是测井的主要难点),对接成功后,开始下钻测井,下距至井底5米时,上提测井。
图4.1
5水平1井固井作业
水平1井固井作业由中原油田勘探局钻井综合工程处固井公司施工。
A、为了保证套管有良好的居中度,从井底至造斜点每套管加一只旋流式高强度扶正器。
B、为了保证固井质量,施工前对所用四川嘉华G级水泥进行了多组实验确定了高强度低析水,低失水,优质水泥浆失量小于30m1.
C、固井于2001.11.28施工,注入水泥800袋,密度最高1.9g/cm3最低1.64g/cm3,平均1.78g/cm3,顶替11.3m3,碰压14兆帕,2000年11月30日测三样,水泥返至井深175米,后试压合格。
5水平1井压裂总结
川口水平1井是延长局第一口试验水平井。
根据陕北油田几十年的开发实践和经验,在一般常规直井中,不经压裂改造,油井几乎无初产,水平井要取得高于常规直井压裂效果,因而压裂改造不可避免。
为此,经过专家和工程技术人员的反复讨论决定先期对水平进行限流压裂,对第十一、第十二、第十四小层的油层进行压裂投产。
然后适时对第九、第五小层的油层进行分段(打液体胶塞)压裂改造。
6.1水平1井限流压裂工艺
6.1.1设计依据
(1)有科学的理论依据包括产能预测和压裂规模的确定。
①模拟川平1井施工规模与缝长的关系曲线,见图6.1。
②模拟川平1井施工规模与缝宽的关系曲线,见图6.2。
③模拟川平1井施工规模与压后产能关系曲线,见图6.3。
根据该井地层条件,通过油藏模拟,优化出45-50m为最佳裂缝半么,30-35dc为最佳裂缝导流能力。
依次按60、65、70、75m3石英砂的规模进行模拟,结果见图6.1和图6.2从图中可以看出,当规模大于70m3以后,由于缝长方向流动阻力较大,缝内压力增加,缝宽增大,裂缝半径增加缓慢,根据该井的地层条件和导流能力要求,缝宽太大没有意义。
另外从产能预测的结果可看出(见图6.3),规模大于70m3以后增产效果也相应减弱,因此应采用70m3加砂规模。
图6.1川平1井施工规模与缝长关系曲线
图6.2川平1井施工规模与缝宽关系曲线
图6.3川平1井不同加砂规模产能预测曲线
④设计结果:
动态缝长:
54.2m,支撑缝长:
48.9m
动态缝宽:
8.88㎜,支撑缝宽:
2.6㎜
压后初期产量:
13.5t
(2)国内有大量的水平井压裂经验和成熟的限流压裂工艺技术可供借鉴。
6.1.2基本原理
限流法分层压裂技术是指当一口井中具有多个压裂目的层,且各层间破裂压力又各不相同时,通过严格限制各油层炮眼数量和直径,尽可能提高施工中的排量,利用先压开层吸收压裂液分流,使各目的层按破裂压力的高低顺序相继被压开,最后依次加砂同时支撑所有裂缝的工艺。
6.1.3基本参数
(1)主要数据
水平1井的主要数据如表6.1:
表6.1水平1井的主要数据
井别
水平生产井
地理位置
川口油田北部桥1井至姚90井区块
构造位置
鄂尔多斯盆地东部斜坡
完钻井深
945m
垂直井深
515m
完钻日期
年月日
人工井底
造斜点深
330m
造斜段长
水平段长
328m
钻开油层钻井液密度
g/cm3
粘度
40m.ps
距段层距离(m)
(2)套管数据
水平1井套管数据如表6.2所示
表6.2水平1井套管数据
名称
规格㎜
钢级
壁厚㎜
内径
下入深度(m)
水泥返高
油层套管
139.7
J55
7.72
124.3
30.9
175m
套管接箍深度:
187.79,197.72,207.58,217.45,227.31。
(3)压裂井段、射孔数据
水平1井压裂井段、射孔数据如表6.3所示:
表6.3水平1井压裂井段、射孔数据
层段号
11
12
13
14
15
层段长(m)
25.6
23.2
10.5
9.3
3.0
隔层长(m)
87.4
25.0
11.0
25.0
19.4
孔数
4
4
4
布孔位置(m)
751.8
752.0
752.2
752.4
801.2
863.8
801.4
864.0
801.6
864.2
801.8
864.4
射孔是限流压裂的一个重要组成部分,孔径是在地面做了大量的实验后,决定采用YD-89.定位定向技术,采用了当今国内最先进的自定位定向技术,以确保了水平井射孔的安全有效,为限流压裂的成功和水平井的高产稳产奠定了基础。
6.1.4施工步骤:
(1)装井口:
组装700型井口控制器。
(2)洗井:
下洗井管柱,实探井底,上提管柱2米,采用80度热水24立方米(2%KCl)反循坏洗井,然后起出洗井管柱。
(3)下压裂管柱:
按压裂管柱图下入压裂管柱。
(4)试压:
地面管线试压70MPa,5min不刺漏为合格。
(5)压裂:
压裂过程中,当地面施工压力超过35MPa时,开始套管打平衡,平衡压力为15MPa。
(6)扩散压力:
关井扩散压力,扩散时间具体根据压力降落情况和压裂液破胶情况确定。
(7)采用5㎜油嘴控制放喷排液,计量压裂液返排量。
(8)起压裂管柱,下抽吸排排液管柱。
6.1.5压裂液支撑剂要求
(1)压裂液配方
①稠化剂:
采用山东改性胍胶,配比:
0.36%
②防膨剂:
采用无机盐防膨剂KCL,配比:
前置液2.0%;基液1%。
③破乳助排挤:
配比0.1%
④交联剂:
采用0.65%硼砂胶联剂,基胶比:
20.1。
⑤破胶剂:
使用0.03-0.1%过硫酸铵破胶剂和0.04%JXP-110复配。
添加剂必须通过质检部门检验合格,达到行业标准或企业标准才能使有。
(2)压裂支撑剂
依据川平1井地质情况,按照石油天然气行业标准SY/T5108-97《压裂支撑剂性能测试推荐方法》,经过筛选确定石英砂(粒径:
0.45-0.9m)作为本水平井压裂用支撑剂。
6.1.6现场施工情况
(1)为了模清川口油田的地层情况,我们决定先期在川口采油的6076井作一口限流压裂的试验,该井符合限流压力要求,有二段差的薄油层,设计和施工方案全部由开发科负责,压裂液和支撑剂要求都按直井的施工状况执行,压裂机组是大庆的,该井的现场施工十分顺利,达到了设计要求。
6076井限流法压裂的施工参数(见表6.4)如下:
压段:
748-749、757.5-758.5米。
表6.46076井限流法压裂的施工参数
前置液
携砂液
顶替液
总液量
加砂量
20m3
110m3
5m3
135m3
30m3
每米各三孔,89弹:
排量:
4m3/m破裂压力:
42Mpa,工作压力:
20Mpa,停泵压力:
7Mpa,该井初期最高日产油6吨。
当月平均日产油3.4吨,含水17.5%,相比较而言6076井油层条件差,但压后效果较好,达到了预期的效果,由施工曲线经过估算,六个孔眼全部进液。
(2)水平1井历次施工情况
①2001年4月18日首次压裂
施工到21分钟时,排量达到了3方/分,当压力升高到53兆帕时,封隔器失效,施工被迫停止。
②2001.年4月26第二次压裂封隔器球座掉落,不座封。
③2001年4月26日下午第三次压裂失败原因同第二次相同。
④2001年4月26日下午两次失败后,经甲乙双方协商试验“光管压裂“当排量达到0.8方/分时,压力达到29兆帕,提排量,压力上涨,由于没有安全把握,停止施工。
⑤更换管具结构和封隔器之后,2001年5月21日第五次压裂,加砂5方,副车组混砂车故障,被迫停止施工。
⑥2001年5月22日第六次压裂成功:
加砂35方,设计40方砂加完。
(3)压裂施工参数如下:
水平1井施工共用液430方,其中:
前置液:
65方,携砂液:
196方,顶替液4方。
施工破裂压力:
48-53兆帕,工作压力:
40-36兆帕,停泵压力:
6.8兆帕,施工排量:
5.5方/分。
6.1.7水平1井的安装及试油
压后放喷,严格按方案执行,共返排液185方,返排率43%,到5月22日下午6点拔封完毕,封隔器工作正常,放喷过程中没有带砂,破胶良好。
5月23日洗井,5月24日下午6点开抽。
连续排液4天后,上油后,马上进行补孔,三天共补孔18米,孔密:
17孔/米。
2001年6月1日下午2点开始抽,基本数据如下:
(1)泵挂深度:
481米。
(2)垂深:
460米。
(3)井斜角:
46.98度。
(4)泵型:
Φ56毫米管式泵。
(5)抽油杆直径:
16毫米。
(6)全井共下滚轮扶正器5个。
截止6月底,水平1井累计产油435吨,初期最高日产液为22吨,含水9%,日产油20吨,平均日产油15吨。
2001年6月21日测动液面为356米,工况正常。
6.1.8效果与分析:
(1)与方案比较
从前一个月日产油来看,日产油15吨达到了模拟产量12-15吨的最高值。
(2)与邻近产量对比
该井周围新井刚压后初期产油6吨/天,初周月产油为3吨/天。
通过计算水平段在300米左右水平井是直井的产量的4-5倍,也就是说水平1井的产能达到了理论计算的结果。
(3)“有效孔数”的分析
通过水平1井的施工记录曲线,利用射孔炮眼摩阻公式计算,该井的有效孔数9.2孔,有效孔数表明水平1井有10个射孔炮眼受到处理,也就是说三个目的层段都受效,但处理的效果不尽相同。
6.2川平1井分段压裂工艺技术
(1)二次压裂改造原因:
①产量已经较低,当时每天产油3吨。
②还有两个较好的油层。
③分段压裂技术成熟,工艺相对简单。
(2)水平井分层压裂的分隔技术
对求产结束的井段进行填砂一液体胶塞封堵,待胶塞聚合后进行试压检查封隔质量,胶塞可定时软化易于清除。
液体胶塞的研制成功保证了分段压裂工艺实施。
①为了保证填砂成功又不引起前期压裂裂缝内支撑剂运移,施工压力应小于裂缝闭合应力。
因此根据前期压裂施工资料及压力测试资料(破压48-53Mpa,工作压力40-36Mpa,停泵压力6.8Mpa,目前地层压力1.6Mpa)。
填砂段:
试压达到10Mpa。
胶塞段:
待化学成胶液完全成胶塞后,试泵压力25Mpa下憋压15~20分钟压降小于0.5Mpa为合格。
②试压依据以及隔离方案:
破裂压力计算
依据前两次压裂施工的破压为依据。
延伸压力(井底)计算
P延伸=P瞬+P11=6.8+5.15=11.95Mpa
预计施工压力
P1=PC+Pf-Ph=10.35+3-5.15=8.3Mpa
PB=P延伸+17Mpa=11.95+17=28.35≈30Mpa
试压P=PB-PH=30-5.15≈25Mpa
施工管串:
光油管(笔尖+油管至井口)
加砂方式:
混砂车加入。
施工排量:
按由大到小的原则在排量500-3001/min范围内进行施工。
形成砂提高度确定最低排量依据。
混砂比例:
中砂:
粉砂:
膨胀剂:
暂堵剂=5:
3:
1.5:
0.5。
设计砂比:
10-30%。
液体性质:
活性水:
清水+0.3%助排剂+0.3%粘土稳定剂。
原胶液:
0.45%羟丙基胍胶+0.05%杀菌剂+0.3%助排剂+0.3%粘土稳定剂+0.15%破乳剂。
(3)压裂设计与施工
压裂设计按常规直井设计,施工简况如下:
2001年10月23-25日:
用Φ73mm*L1.0笔尖通至井深925.87,调整钻具至921.44mm;反循环洗井:
入井清水28.0m3,泵压0-1.3Mpa,排量500-6001/min,返出21.0m3,洗至进出口水色一致;调整钻具至701.40m,做第一次填砂打胶塞准备。
10月26日:
对864-866m;799-807m:
746-754m三段进行正循填砂,砂比30-25%,加砂2.8m3,顶替活性水2.1m3,试压10.0Mpa合格。
调整钻具至663.04m,做打胶塞准备。
10月27提:
对864-866m;799-07m;746-754m三段打胶塞,正替入井胶液0.7m3,顶替活性水1.44m3,返出胶液0.46m3,井筒试压25.0Mpa合格,第一次填砂打胶塞全部完成。
10月30日:
调整钻具,做第二次填砂打胶塞准备。
笔尖位置:
595.20m。
11月1日:
对624-628m一段进行正循填砂,砂比30-25%,加砂1.07m3,顶替活性水1.8m3,试压10.0Mpa合格,调整钻具至576.02m,做打胶塞准备,正替入
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