水平井分段压裂技术应用效果分析

摘要：受储层非均性质性强、物性差等因素影响， M区块实施水平井开发存在水平段储量动用不均问题，为此开展水平井分段压裂技术对策研究，包括连续油管拖动分段压裂、速钻桥塞分段压裂以及可溶桥塞分段压裂等，現场实施17井次，阶段累增油3.2万吨，预计全生命周期累增油4.5万吨，效果显著，为区块低产低效水平井治理指明了方向。

主题词：水平井  分段压裂  技术研究  实施效果

1.概况

M区块为低孔特低渗油藏，储层埋藏深，物性差，平均孔隙度7.2%，渗透率1.5mD，上报含油面积4.65平方公里，石油地质储量1685.5万吨，标定采收率11.5%，可采储量193.8万吨，共有油井165口，开井135口，日产液593.3吨，日产油353吨，综合含水40.5%，采油速度0.76%，地质储量采出程度6.5%。

2.开发中存在问题

自投入开发以来，M区块先后进行三次井网调整，即基础250m正方形直井网、加密调整150m直井网以及局部挖潜水平井井网，共部署实施水平井36口，占总井数21.8%。从生产效果来看，如图1所示，水平井产量是直井1.5倍，而投资成本约直井3倍，开发效果差，达不到经济极限产量，且有12口水平井因低产关井。通过产液剖面、井温剖面测试资料分析，造成水平井低产主要原因为水平段控制储量动用不均，其中产液井段仅占总长度35.6%，主要受储层非均质性影响，渗透率高值井段强出液，抑制低渗井段产液，层间、层内矛盾突出，需要开展技术攻关研究，提高控制储量动用程度。

3技术对策研究

3.1连续油管拖动分段压裂

（1）技术原理

连续油管拖动分段压裂管柱主要由连续油管接头、扶正器、水力喷射工具、反循环接头、封隔和锚定装置以及机械式套管接箍定位器等组成，在整套管柱下入井中后，由定位器进行深度校正，按照施工设计方案，将封隔器精准卡封在设计位置，然后进行射孔，射孔后再进行环空主压裂，压裂成功后解封封隔器，上提管柱至下一个封隔器坐封位置，进行压裂，以此循环，直至压裂完全部设计井段。

（2）限制条件

对于连续油管拖动分段压裂技术，其使用条件限制主要有三方面，一是施工压力，连续油管内压最大强度为69.5MPa，对于井深、施工压力高井使用受限;二是施工排量，压裂液与管壁之间存在摩阻，导致排量减小，井越深、摩阻越大，影响排量越大;三是水力喷射喷嘴存在截流压差，连续施工易损坏，影响作业进度。

（3）实施效果

2019年下半年以来，共对3口水平井实施连续油管分层压裂，平均单井初期日增油9.5吨，目前日增油7.5吨，阶段累增油0.55万吨，水平井日产油量是相邻直井3.5倍，效果显著。

3.2速钻桥塞分段压裂

（1）技术原理

根据压裂设计方案，投球至桥塞球座，封隔已压裂层段，再进行目标层段射孔压裂，重复循环，直到压裂所有井段，再采用连续油管依次钻除桥塞，通井至人工井底。

（2）限制条件

连续油管钻桥塞费用较高，单次成本最高可达65万元，且钻塞过程中易出现遇阻、卡管柱等异常情况，增加作业费用约30万元左右。

（3）实施效果

2020年上半年实施速钻桥塞水平井分段压裂2井次，全部成功，平均单井初期日增油10.8吨，目前日增油6.5吨，阶段累增油0.45万吨，预计全措施周期累增油0.6万吨。

3.3可溶桥塞分段压裂

针对速钻桥塞分段压裂成本高问题，优选可溶桥塞，压裂后无需连续油管钻塞，工序简单，单个桥塞费用8万元左右，可大幅度降低作业成本，提高经济效益。

通过上述三种分段压裂技术对比，可溶式桥塞压裂最优，2020年共实施12井次，平均单井日增油10.2吨，阶段累增油2.2万吨。

4整体效果

在上述技术对策指导下，2019年下半年以来，M区块共实施水平井分段压裂17井次，措施有效率100%，区块日产液量由593.3吨上升至793.5吨，日产油量由353吨提高至511吨，日增油量158吨，阶段累增油3.2万吨，预计全措施周期累增油4.5万吨，提高采收率0.27%，取得较好效果，为区块水平井综合治理指明了方向。

5结论

（1）M区块部署实施水平井挖潜剩油潜力，生产效果差，无法满足经济效益要求。

（2）开展水平井分段压裂技术对策研究，包括连续油管拖动分段压裂、速钻桥塞分段压裂以及可溶桥塞分段压裂等，现场实施17井次，阶段累增油3.2万吨，效果显著。

（3）本文在水平井分段压裂方面做法及认识，可为其它油藏提供借鉴经验。

参考文献：

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作者简介：李连玺，男，1984年11月出生青海，汉族，钻井工程师，2008年毕业于重庆科技学院，现于青海油田井下作业公司压裂技术服务大队部从事压裂指挥。

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