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水平井老井套内封隔体积压裂二次改造技术分析
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摘要:针对泾河油田致密低渗透油藏采用水平井分段压裂技术开发,单井产量得到了大幅提高,是周边直井产能的3倍以上。但是受到初次改造规模小的影响,出现了部分水平井老井低产低效的问题。通过评价不同低产原因水平井的增产潜力,确定了水平井老井套内封隔体积压裂二次改造的技术思路。并通过实际井的应用实践表明该技术对水平井老井改造具有较好的适应性,同时对其他低渗透致密储层水平井的改造具有借鉴意义。
关键词:水平井老井;套内封隔体积压裂;二次改造;泾河油田
前言
泾河油田致密低渗透油藏由于储层物性的特殊性,采用直井+常规压裂技术开发单井产量低,近年来水平井+分段压裂技术试验成功,大幅提高了单井产量,达到周围直井的3~5倍。然而,早期部分水平井改造规模偏低或裂缝间距较大,缝端和缝间的部分储量难以动用,导致投产低产。根据其低产原因,本文确定了水平井老井套内封隔体积压裂的二次改造技术思路。
1开展背景
1.1地质背景
物性差:孔隙度13%,渗透率0.45mD,含油饱和度42%。
裂缝发育:根据取芯、测井及三维地震解释及实际生产情况,裂缝普遍发育,类型多样。
1.2开发背景
弹性开发递减快:2013-2015年五个区块平均自然递减率32.2%。
注水无法建立有效驱替:一是基质区注水油井不见效;二是裂缝发育区注水水窜严重,形成无效注水。
1.3工程背景
常规压裂改造规模较小:水平井前期改造规模较小,段间距较大,储层动用程度低;
井筒条件复杂二次改造难度大:一是现有井筒结构限制,预置管柱完井水平井占比大于58%,水平段不畅通;二是老井水平段沉杂较多,处理难度大;三是老井套管完善性较差,存在套损等问题。
2技术难点与解决思路
2.1技术难点
(1)剩余油分布
基质改造:水平段近井地带基质剩余油描述及改造;
断缝体沟通:远井地带天然裂缝断缝体剩余油描述及连通。
(2)缝网改造
液体性能:超低磨阻、低粘度、低表面张力满足体积改造+渗吸要求;
泵注工艺:液体段塞比例、砂量段塞及砂粒径比例;
老缝改造:新、老缝均匀起裂,暂堵转向技术。
(3)套内封隔工艺
井筒处理:井筒漏失严重,水平段处理难度大,油井时间较长,部分水平井套损,制约二次改造工具下入;
工具性能:套管实现封隔,满足一定通径、耐压及强度标准,实现体积改造要求,即“下得去、封堵住、起得出”;
管柱结构:满足特殊情况处理、封隔段数、可实现性、安全性、经济性。
(4)监测工艺
缝网改造:各簇起裂情况及改造范围;
各段贡献:各段改造后产能贡献情况。
2.2解决思路
(1)剩余油分布
物质基础:基质储层物性较好、初产含水较低,生产平稳;
断缝体刻画:断缝体解释、含油性分析、连通性分析。
(2)缝网改造
液体性能:低伤害渗吸滑溜水造缝+高粘液携砂;
泵注工艺:补液增能,大排量、大液量造缝网,粉砂降阻、降滤、造缝网、支撑微裂缝;
暂堵技术:暂堵剂簇间暂堵、分簇压裂。
(3)套内封隔工艺
套内分段压裂工艺:一趟管柱实现多级体积分段压裂;
工具性能:大同径、大过砂量、高强度、高耐压、小尺寸。
(4)监测工艺
缝网改造:微地震地面实时监测技术;
各段贡献:各段压裂添加示踪剂识别技术。
3案例分析
3.1技术路线
水平井老井套内封隔体积压裂二次改造技术路线如下图1所示。
图1技术路线图
其中体积压裂两个核心理念:控压保排量、保液不保砂;评价体积压裂缝网改造效果:微地震裂缝监测;评价各段产能及井间连通关系:各段加入示踪剂。
3.2JH55井体积压裂
3.2.1油井概况
(1)基础地质情况
①砂体厚度:10.9m;②孔隙度:13.4%;③渗透率:0.67mD;④含油饱和度:50.2%。
(2)生产状况
①投产:长8层射孔投产;②初期:10.1t/9.5t/6%;③目前:18.3t/1.6t/91%;⑤累计:22651t/8638t/2810d。
(3)井身结构
目的层长711,二级井身结构,51/2套管固井完井。
(4)试验目的
评价体积压裂+暂堵转向工艺对油藏(一次/二次)改造的适用性;
评价双封单卡+滑套一体化压裂工艺管柱可行性。
(5)地质要求
为评价长7层产能,同时体积改造实现断缝体沟通。
3.2.2设计思路
坚持工程设计的安全性、有效性、经济性原则,实现缝网改造最大化。
3.2.3压裂分析
各项设计指标效果,如下表1所示。
表1JH55井体积压裂设计指标效果
设计
双封单卡
液量+排量
缝网改造
泵注程序
分级加砂
备注
效果
工艺成功
满足设计要求
暂堵压力上升2MPa
降阻、降滤显著
满足设计要求
压裂达标
其中长7压裂数据:破压:26.3MPa;加砂:21+51.5m3;入地净液
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