《1 前言》

1 前言

国内外研究表明[1,2] ，水平井的压裂改造技术 是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一， 已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热 点。 目前，水平井压裂技术已经成为油田提高采收 率和开发综合效益的重要手段。 裸眼水平井分段压 裂技术已经在北美、非洲、中东等国家应用。 中国大 庆长垣、长庆油气田先后采用裸眼水平井压裂技术 改造储层，取得了一定的效果[3,4]。 大庆外围朝长 地区扶余油层多为低渗透储层，油藏欠压，自然产能 低、直井均需要压裂改造投产，单井产能低、开发效 果差。 为了进一步提高单井产能，改善油田开发效 果，在渗透率低、产能较差的区块开展裸眼完井压裂 技术试验，以探索裸眼水平井压裂改造技术在大庆 外围低渗透扶余油层的可行性。

《2 水平井区地质概况》

2 水平井区地质概况

水平井区位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶 地，构造倾角为 5.0°～6.6°，扶余油层 顶面 海拔 – 980 ～– 820 ｍ，区内断层不发育，断块较开阔[5] 。 水平井开发目的层为扶余油层扶Ⅰ31 层，单层砂岩厚度 5.5 ｍ，有效厚度 3.0 ｍ，储层为三角洲分流平 原河道砂体，点坝砂体发育，为此在点坝砂体发育区 设计实施了 1 口裸眼水平井。 空气渗透率 5.2 ｍＤ， 为中孔、低渗透储层。 油藏压力系数 0.88，油藏欠 压，油藏类型为断层—岩性油藏。 区内天然裂缝基 本不发育，最大主应力方位 NE75.0°，为近东西向， 人工裂缝主缝方位在 NE67.9°～ NW88.4°，以近东 西向为主，近于南北向。

《3 裸眼水平井钻井及完井方式》

3 裸眼水平井钻井及完井方式

裸眼水平井方位垂直最大水平主应力方位，近 于南北向。 完井井身采用三井身结构，即表层套管、 技术套管、油层套管，技术套管下到入靶点。 由于油 藏欠压，为最大限度减少钻井过程中钻井液对油层 近井地带的污染，保护储层，在水平段钻井过程中采 用水包油微泡钻井液，钻井液密度控制在 0.90 ～ 1.0 g/cm3 ，实现近平衡钻井（见表 1） 。 裸眼水平井 水平位移 946.18 ｍ，水平段为 1222 ～1868 ｍ，水平段长度 646 ｍ，砂岩钻遇率 100 ％，油层钻遇率 97.8 ％（见表 2） 。 根据水平段砂泥岩钻遇情况、周 围直井位置以及压裂缝长，优化油胀封隔器及打孔 管位置及长度，采用 10 级油胀封隔器 ＋6 段打孔管 的完井方式，水平段不需要固井及射孔作业。

《表1》

表1 水平井钻井及完井工艺表

Table 1 Drilling and completion technique of horizontal well

《表2》

表2 水平井设计及完钻数据表

Table 2 Design and drilled data of horizontal well

《4 油胀封隔器验封情况》

4 油胀封隔器验封情况

油胀封隔器验封后，发现第 1、2 级油胀封隔器 和第 6 级油胀封隔器分别在 10 MPa 和 11.5 MPa 下失封，第 3、4、5 级油胀封隔器和第 7 级和第 8、9 级 油胀封隔器分别在 10 MPa 和 13 MPa 下密封（ 见图 1） 。

《图1》

注：图中无标注的数字单位均为 ｍ

图1 完井管柱及封隔器示意图

Fig.1 Completion string and packer diagram

《5 压裂设计》

5 压裂设计

由于 3 个封隔器不密封，无法实现 6 段压裂施 工，决定设计实施 4 段分段压裂，根据相邻井距离及 压裂缝长，单段设计陶粒 11 ～12 ｍ3 ，设计缝长小于 105 ｍ（见表 3） 。

《表3 》

表3 裸眼水平井压裂设计表

Table 3 Openhole horizontal well fracturing design

《6 压裂现场施工》

6 压裂现场施工

三段分段压裂时，随着压力上升到 29 MPa 以 上时密封油胀封隔器均不密封，不能稳压，套管出液，储层未压开，最终采取全井笼统压裂， 以 0.6 ｍ3 /min 排量泵注 3.5 ｍ3 压裂液后起车坐封，主施工排量 2.8 ｍ3 /min，前置液共 ３５ ｍ3 ，砂比 10 ％ ～18 ％ ～25 ％ ～30 ％ ～35 ％，30 ％时压力上升， 排量提至 3.076 ｍ3 /min，压力较平稳，共加入陶粒 14 ｍ3 （设计陶粒 12 ｍ3 ） ，破裂压力 18 MPa，压裂液 126 ｍ3 ，返排 68 ｍ3 ，返排率 53.97 ％（见图 2） 。

《图2》

图2 裸眼水平井笼统压裂施工曲线

Fig.2 Openhole horizontal well fracturing operation graph

分析认为未能成功实施分段压裂主要原因是由 于油胀封隔器 ＋打孔管完井管柱目前不能满足裸眼 分段压裂的需要。 一是油胀封隔器密封率低。 压力 小于 13 MPa 条件下，10 个封隔器 ３ 个不密封，密封 率仅 70 ％；二是油胀封隔器承压能力低。 由于储层 破裂压力 18 MPa，实施压裂时压力高达 38 MPa，而 验封压力只有 13 MPa 左右，不能满足分段压裂需 要，只能进行笼统压裂，压裂效果差。

《7 效果分析》

7 效果分析

《7.1 试油效果分析》

7.1 试油效果分析

裸眼水平井测试获得日产 10.4 ｔ 的工业油流， 压后抽汲试油日产油 11.28 ｔ，与裸眼水平井相距 150 ｍ 的常规水平井分 ７ 段射孔，共射开 48.0 ｍ，测 试获得日产 0.35 ｔ 的低产油流。 裸眼水平井自然产 能为相邻常规水平井的 30 倍，表明欠压油藏采用近 平衡钻井，裸眼方式完井，可有效保护储层，提高单 井产量。 此次，由于油胀封隔器密封率低，承压能力 差，裸眼水平井压裂后产能没有较大幅度提高，压裂 没有取得预期效果（见表 4） 。

《表4》

表4 试油成果表

Table 4 Oil test

《7.2 投产效果分析》

7.2 投产效果分析

目前裸眼水平井刚投产不足 1 个月，初期日产液 15.0 ｔ，日产油 7.3 ｔ，含水 51.3 ％，沉没度 118.0 ｍ，阶段产油96.0 ｔ，阶段产水165.9 ｔ。水平井初期产量是周围直井初期产量 3 ～4 倍，试验初期 取得了一定的效果。

如果油胀封隔器满足压裂需要，裸眼水平井实 现分段压裂，效果会更加可观。

《8 结语》

8 结语

1）低渗透油藏采用近平衡钻井、裸眼方式完井 能有效保护储层，提高单井产量。

2）裸眼水平井实施储层压裂改造对提高单井 日产具有一定的效果。

3）裸眼分段压裂技术对封隔器有较高的要求， 建议改进油膨胀封隔器工艺，以满足裸眼分段压裂 技术需求，为进一步提高低渗透油藏开发效果奠定 基础。