长庆苏里格水平井裸眼封隔器分段压裂技术在苏77、召51井区的应用
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇长庆苏里格水平井裸眼封隔器分段压裂技术在苏77、召51井区的应用范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
摘 要 苏里格苏77、召51井区位于鄂尔多斯盆地油气藏，属于低渗透率、低压力、低丰度油气藏，并有相当一部分致密油气藏，低渗透油田，裸眼封隔器分段压裂技术可以显著提高水平井单井产量和采收率，本文针对苏里格工区现状，介绍了水平井分段压裂工具的主要性能参数、经济技术指标、工艺流程、主要特点等，为长庆油田增产提供了技术保障。
中图分类号：TE357 文献标识码：A
0前言
苏里格气田苏77、召51井区位于鄂尔多斯市境内，地表主要为沙漠覆盖，属于岩性圈闭气藏，属于鄂尔多斯盆地伊盟隆起南缘的构造，石盒子组的盒8下1为该区块的重点开发层位，砂岩岩性，孔隙度4.3～10.0%，渗透率0.363～1.637md，含气饱和度35.4～66.5%，地层温度110℃以上，是典型的“三低”层位。通过三轴试验测定结果表明：此区块由于其地质特性导致压裂施工对地层产生的缝高较难控制，而目前苏77、召51井区水平井采用裸眼完井后通过下裸眼封隔器进行分段压裂已经取得了不错的增产效果。
1裸眼封隔器分段压裂技术
1.1工具组成
为满足工艺需求，施工中使用的工具和器材不仅要配备齐全，而且要有严格的要求，充分满足施工工艺的需求。通过多口井的施工，该工艺所需器材完全具备了现场使用功能，对压裂取得成功起到了关键作用。
1.2工艺原理
设计多个井段通过封隔器进行封隔并将多级滑套设置在合理位置，压裂施工先打压实现封隔器座封，第一次打开第一压差滑套，进行压裂施工，然后依次投球打压实现打开后续滑套并压裂施工，实现水平段中的多级压裂，分段压裂结束后采取合采方式进行放喷、求产。该工艺既节省了成本投入，又缩短施工周期，只要设备、工具性能达到要求，理论上可增加多级分段施工，实际应用效果明显。
1.3管串组合
回接管柱结构：（自上而下）油管挂+双公+外径88.9mmEUE调整短油管+外径88.9mmEUE油管+外径147mmEUE循环阀+外径88.9mmEUE油管1根+外径114.3mmEUE回接密封管。预置工具串在整个压裂施工过程中，既是压裂作业管柱又是生产管柱，能够实现钻井与采油工艺的完美结合，确保不同层段之间的有效密封，为分段压裂工艺的有效实施提供保障。
2压裂工艺优化
2.1分段优化
尽量选择录测井显示好、物性好、气测值高、视厚度大的砂岩段，因为水平井裸眼段长，所以划分好压裂段数很重要，为了增加渗流面积，提高导流能力，进而实现稳产、高产的最终目的尽可能的增加段数。尽可能的平均分配封隔器卡封的深度，避开套管接箍，这样才能确保密封性的合理、充分的利用好开发层位。
2.2压裂液体系优选
羟丙基和羧甲基胍胶一直是工区内早期试验所比较的两种类型的压裂化工料，前者优势携砂性好、较强耐温、抗剪切能力强，后者携砂性较低，用量少但费用贵。现在苏77、召51井区块水平井压裂采用了上述种类压裂液进行优选对比，在实验室内通过模拟地层温度120℃、在170s-1条件下，羟丙基胍胶更加适合苏77、召51井区块，更加适合苏77、召51井区块地层特性。压裂液配方：0.5%―级羟丙基瓜尔胶+0.3%粘土稳定剂+1%KCl+0.5%起泡剂+0.5%助排剂+0.1%杀菌剂+0.03%K0H。
2.3压裂工具优选
通过对国内外裸眼封隔器参数、性能、价格等进行对比分析，在保证满足设计要求的前提下，现在苏77、召51井区块优选北京兰德生产的压裂工具。
2.4液氮伴注优化
苏77、召51井区块特有的地质特性导致压裂完成后返排率比较低，通常返排率小于20%，且井筒内的压裂液无法靠地层能力自动排出，因此为保证施工安全顺利进行，将井筒内液体尽可能排出，通过先前实验井组成功案例，选择在压裂过程中混入液氮，加快排液速度。改造结束后，采用3～8mm油嘴控制放喷排液，若无法喷通或排液过程中出现停喷，则进行连续油管液氮气举排液。
3苏77、召51井区块应用实例
3.1工具完井流程
（1）通井规通井。外径152mm通井规+变扣+回压凡尔+变扣+（146mm～164mm）刮削器+ 101.6mm钻杆+外径101.6mm加重钻杆+外径101.6mm钻杆，通到套管鞋以上30m。
（2）三螺旋扶正器通井。底带外径152.4mm钻头+双母+回压凡尔+变扣+外径149mm螺旋扶正器多级+外径101.6mm钻杆+外径101.6mm加重钻杆+外径101.6mm钻杆，通井至井底。
（3）钻井队下钻杆底带预置管柱至设计深度。完井管柱结构：封隔器管柱串+外径88.9mm 斜坡钻杆。
（4）用2%KCL+原井泥浆替液。
（5）坐封。钻杆内先打压至7MPa，检验管柱的密封，打压到10MPa并稳压10min，15MPa并稳压10min，20MPa并稳压10min，24MPa并稳压10min，27MPa并稳压15min使悬挂器坐挂。
（6）丢手。悬重按称重附加2吨试旋转，每次不得超过5圈，防止扭矩过大损坏悬挂装置，反复试验失败，采用其它方式丢手；丢手后严禁2次插入。
（7）下回接压裂管柱。把短油管下到插入头上部，（自上而下）油管挂+双公+外径88.9mmEUE调整短油管+外径88.9mmEUE油管+外径147mmEUE循环阀+外径88.9mmEUE油管1根+外径114.3mmEUE回接密封管。检验插入管的密封性：泵车通过环空对回接管柱打压10MPa憋压10min，如果压降不大于0.3MPa，并且油管出口不出水为合格，然后从油管内正打压35～40MPa打开压差滑套。
3.2压裂效果
苏77-21-38H2井于2014年6月14日至16日配液，并于15日至17日对盒8下1进行液氮伴注加砂压裂工作。压裂完成后放喷排液，排液正常，出口火焰高8～9m，试气求产采用开1/6针阀25mm孔板进行控制求产，油压5.68MPa，套压7.29MPa，气产量42315m3/d，增产效果明显。
参考文献
[1] 孙平，许泽君，蒋廷学.水力压裂选井选层的快速评价方法[J].石油勘探与开发，2003（06）.