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摘要:水力喷射分段压裂技术作为一种集水力射孔、分段隔离、喷射压裂于一体的新型增产改造方法。大港油田A断块含油层系顶部有水层,若采用常规压裂,裂缝纵向沟通水层的风险大,影响区块的开发。为解决A断块储层改造的瓶颈问题,结合水力喷射压裂工艺技术特点,优化喷射点位置及施工参数,避开水层,经现场实施,增油控水效果明显。为同类油藏油井压裂改造提供了新的技术手段。
关键词:水力喷射;顶水油藏;控水压裂;含水率
1水力喷砂射孔压裂理论研究
水力喷射分段压裂技术作为一种集水力射孔、分段隔离、喷射压裂于一体的新型增产改造方法,该技术的优势在于:无需机械封隔器,对裸眼、筛管及管外窜流等封隔器无法坐封的水平井分段压裂同样适用;射孔压裂联作,节约了投产成本。
该工艺首先通过安装在施工管柱上的水力喷射工具,在施工井段由等速核心内的高速流体对目标冲击,由于流体中含有石英砂,高速流动的含砂流体可以轻易的射穿套管,形成一个(或多个)一定直径和深度的喷射孔道。射孔完成后开始进行压裂,高速射流时周围的一部分流体不断卷入射流中,随射流一起运动,使邊界层液体减少,这时要向套管环空补充流体,以保证井底有足够的能量使产生的微裂缝得以延伸,实现水力喷射压裂。
2压裂难点分析及对策
2.1难点分析
A1井是A断块的一口直井,2015年11月日产油1.87t/d,含水26.6%,累产油4492t,为挖掘井区剩余油潜力,需要进行压裂措施。压裂目的层3025-3075m,枣三油组,顶部距离水层21.4m,底部距水层17.4m。若采用常规压裂启裂点不可控,裂缝纵向沟通水层风险大,压后出水,影响压裂效果。
2.1对策分析
水力喷射压裂技术集水力射孔、压裂、隔离一体化,是一种新型的增产改造措施。水力喷射具有在指定位置准确的制造裂缝、不需要机械封隔、减少作业风险以及缩短作业时间等优点。针对A1井压裂目的层的储层特征及改造难点,优选水力喷射压裂技术,在指定位置形成裂缝,避免压开水层,提高压裂效果。
3压裂施工参数优化
3.1井口油压和套压预测
根据水力喷射原理,地层被成功压开的条件是:
Pa+Ph+Pb-△P≥Pfac (3-1)
喷嘴压降和排量的关系
嘴流损失方程: (3-2)
3.1.3 A1井油压套压预测
根据A1井施工管柱优化排量,预测压裂油压和套压,排量3.2m3/min,出口流速236.4m/s,喷嘴压降37.2MPa,射孔油压68.35~73.5MPa,压裂时环空排量1.0m3/min,预计压裂时套压26.3~26.8 MPa,预计压裂时油压53.84~55.0MPa。根据计算结果为保证施工的顺利完成,施工中确保总排量在4.2m3/min,其中油管排量3.2m3/min,套管排量1.0m3/min。施工油压限压75MPa,套管限压35MPa。
3.2 施工管柱:
从下往上:导向头0.14m+多孔管0.42m+单向阀+喷枪(喷枪中心位置3057.00m)+变扣接头+31/2″N80平式油管19.6m+安全接头+31/2″N80平式油管19.6m+31/2″N80平式校深短节(下平面位置:3017.80m)2.00m+2017m 31/2″N80平式油管+1000m 31/2″P110加厚油管至井口。
3.3 泵注程序
A1井采用油套同注的进液方式,为保证施工顺利完成,设计施工排量:4.2m3/min(油管排量3.2m3/min,套管排量1.0m3/min),加入0.425-0.85mm中密度陶粒11.2m3;0.3-0.6mm中密度陶粒10.2m3,射孔用石英砂:0.425-0.85mm天然石英砂2m3。
4实施效果
A1井压前工作制度5米/2.0次,日产油1.87t/d,含水率26.7%。压后工作制度5米/3.1次,日产油7.11t/d,含水率22%。日增油7.24t,含水下降4.7个百分点,达到了增油控水的目的。
5结论与建议
(1)A1井压裂目的层顶部距离水层21.4m,底部距水层17.4m,优选水力喷射压裂工艺技术,压后日增油7.24t,含水下降4.7个百分点,效果明显,达到了增油控水的目的。
(2)水力喷射压裂工艺技术启裂点可控,能够在指定位置形成裂缝, 对于压裂目的层上下有水层的油井,可以避免压开水层,提高压裂效果。
参考文献:
[1]张高群等.水力喷射加砂压裂技术在中原油田的研究应用[J].钻采工艺,2010,33(5):65-66,71.
[2]田守嶒,李根生,黄中伟,等.水力喷射压裂机理与技术研究进展[J].石油钻采工艺,2008,30(1):58-62.
作者简介:赵玉东(1987-)男, 2011年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士,现在大港油田石油工程研究院工作,工程师,主要从事储层改造技术研究.
关键词:水力喷射;顶水油藏;控水压裂;含水率
1水力喷砂射孔压裂理论研究
水力喷射分段压裂技术作为一种集水力射孔、分段隔离、喷射压裂于一体的新型增产改造方法,该技术的优势在于:无需机械封隔器,对裸眼、筛管及管外窜流等封隔器无法坐封的水平井分段压裂同样适用;射孔压裂联作,节约了投产成本。
该工艺首先通过安装在施工管柱上的水力喷射工具,在施工井段由等速核心内的高速流体对目标冲击,由于流体中含有石英砂,高速流动的含砂流体可以轻易的射穿套管,形成一个(或多个)一定直径和深度的喷射孔道。射孔完成后开始进行压裂,高速射流时周围的一部分流体不断卷入射流中,随射流一起运动,使邊界层液体减少,这时要向套管环空补充流体,以保证井底有足够的能量使产生的微裂缝得以延伸,实现水力喷射压裂。
2压裂难点分析及对策
2.1难点分析
A1井是A断块的一口直井,2015年11月日产油1.87t/d,含水26.6%,累产油4492t,为挖掘井区剩余油潜力,需要进行压裂措施。压裂目的层3025-3075m,枣三油组,顶部距离水层21.4m,底部距水层17.4m。若采用常规压裂启裂点不可控,裂缝纵向沟通水层风险大,压后出水,影响压裂效果。
2.1对策分析
水力喷射压裂技术集水力射孔、压裂、隔离一体化,是一种新型的增产改造措施。水力喷射具有在指定位置准确的制造裂缝、不需要机械封隔、减少作业风险以及缩短作业时间等优点。针对A1井压裂目的层的储层特征及改造难点,优选水力喷射压裂技术,在指定位置形成裂缝,避免压开水层,提高压裂效果。
3压裂施工参数优化
3.1井口油压和套压预测
根据水力喷射原理,地层被成功压开的条件是:
Pa+Ph+Pb-△P≥Pfac (3-1)
喷嘴压降和排量的关系
嘴流损失方程: (3-2)
3.1.3 A1井油压套压预测
根据A1井施工管柱优化排量,预测压裂油压和套压,排量3.2m3/min,出口流速236.4m/s,喷嘴压降37.2MPa,射孔油压68.35~73.5MPa,压裂时环空排量1.0m3/min,预计压裂时套压26.3~26.8 MPa,预计压裂时油压53.84~55.0MPa。根据计算结果为保证施工的顺利完成,施工中确保总排量在4.2m3/min,其中油管排量3.2m3/min,套管排量1.0m3/min。施工油压限压75MPa,套管限压35MPa。
3.2 施工管柱:
从下往上:导向头0.14m+多孔管0.42m+单向阀+喷枪(喷枪中心位置3057.00m)+变扣接头+31/2″N80平式油管19.6m+安全接头+31/2″N80平式油管19.6m+31/2″N80平式校深短节(下平面位置:3017.80m)2.00m+2017m 31/2″N80平式油管+1000m 31/2″P110加厚油管至井口。
3.3 泵注程序
A1井采用油套同注的进液方式,为保证施工顺利完成,设计施工排量:4.2m3/min(油管排量3.2m3/min,套管排量1.0m3/min),加入0.425-0.85mm中密度陶粒11.2m3;0.3-0.6mm中密度陶粒10.2m3,射孔用石英砂:0.425-0.85mm天然石英砂2m3。
4实施效果
A1井压前工作制度5米/2.0次,日产油1.87t/d,含水率26.7%。压后工作制度5米/3.1次,日产油7.11t/d,含水率22%。日增油7.24t,含水下降4.7个百分点,达到了增油控水的目的。
5结论与建议
(1)A1井压裂目的层顶部距离水层21.4m,底部距水层17.4m,优选水力喷射压裂工艺技术,压后日增油7.24t,含水下降4.7个百分点,效果明显,达到了增油控水的目的。
(2)水力喷射压裂工艺技术启裂点可控,能够在指定位置形成裂缝, 对于压裂目的层上下有水层的油井,可以避免压开水层,提高压裂效果。
参考文献:
[1]张高群等.水力喷射加砂压裂技术在中原油田的研究应用[J].钻采工艺,2010,33(5):65-66,71.
[2]田守嶒,李根生,黄中伟,等.水力喷射压裂机理与技术研究进展[J].石油钻采工艺,2008,30(1):58-62.
作者简介:赵玉东(1987-)男, 2011年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业,硕士,现在大港油田石油工程研究院工作,工程师,主要从事储层改造技术研究.