鄂南致密油藏开发工程技术进展及下步重点工作

鄂南致密油藏开发工程技术进展及下步重点工作前言2013年，华北分公司紧紧围绕“提高会战质量和效益”这一中心工作，着力工程技术攻关研究和探索实践，取得了“五项突破和六项进展”，初步形成了适合鄂南致密油藏特点的水平井及丛式井优快钻完井、定点分段压裂、超前注水补充能量为主导的工程技术体系，为鄂南致密油藏增储上产及有效开发提供了坚强保障。一、概况二、工程工艺技术进展三、下步重点工作汇报提纲1、持续改进方案，不断优化设计。以“三优、四强、五结合、六提高”为手段，持续改进工程方案和设计，不断提升会战质量、效益和工程技术水平。（一）主要工作思路一、概况1、立足提速提效——二级井身结构优快钻井2、立足提高产量——固井完井定点分段压裂3、立足储层保护——裂缝型油藏防漏、堵漏4、立足浅层开发——丛式井+超前注水+整体压裂5、立足老井挖潜——低效水平井综合治理6、立足降本减费——简化工艺流程，优化方案设计7、立足老区稳产——直井注+水平井采CO2能量补充2、积极探索新工艺，实现工程工艺技术有效突破。以“技术引领、创新提升”为主线，着力技术攻关，积极开展新工艺试验，不断配套完善工程工艺技术，为油田的快速有效建产提供技术支撑。一、概况3、多措并举，系统优化，降本减费。以“源头优化、全程控制”为原则，优化工程工艺技术，降低工程技术成本，为油田有效开发提供技术保障。一、概况钻井方式调整压裂工艺改进采油工艺优化工具材料优化源头优化全程控制工程工艺简化《渭北注水试验区压裂投产作业规范》、《连续油管带底封分段压裂施工规范》《可钻桥塞分段压裂施工规范》、《水平井固井完井操作规范》。4、固化经验，制定标准，规范运行。总结先进经验，制定技术标准，规范作业流程，不断提高施工效率和工程质量。一、概况水平井钻井提速提效显著：最短钻井周期12.5天，固井优良率84.72%；超浅层丛式钻井日渐成熟：平台钻井实现8口/井台，最小轨迹距离0.99m；定点分段压裂技术全面推广：施工成功率99%，单井最高产油85.8t/d；渭北浅层丛式井整体压裂技术有效应用：压后初产单井日均产油2.87t/d；致密油藏精细注水技术初步形成：实现重张压力下温和注水，避免水窜。五项突破六项进展超浅层水平段实现有效延伸：最大位垂比3.52，最小垂深346.39m；直井注+水平井采整体压裂设计优化技术取得初步成效：见油井产量达7t/d以上；低效井综合治理有序开展：解堵14口井，补充压裂2口井，累增油1751t；CO2能量补充稳步实施：气窜现象得到有效控制；水平井防漏堵漏效果逐步改善：漏失比率从一季度47.37%，下降至31.37%；控本减费措施有效推进：水平井成本降低到1845万元/井，渭北浅层单井投资控制到200万元/井。一、概况1、钻井工作量截至2013年11月10日，鄂南石油共完钻水平井579口。其中2013年241口（红河油田162口，渭北油田17口，泾河油田24口，宁东油田20口，洛河油田18口）。（1）水平井鄂南2010201120122013小计红河油田117258162438渭北油田/1151733泾河油田/292435宁东油田310172050洛河油田/231823合计432302241579（二）工作量完成情况一、概况2013年鄂南水平井完钻241口,其中裸眼完井127口，套管固井完井114口。2013年完井情况红河油田泾河油田洛河油田渭北油田宁东油田合计固井完井二级井身结构60221215/109三级+尾管悬挂2//215裸眼完井三级+预制管柱8816/398三级+裸眼////22三级+筛管5///510二级结构+顶部固井+尾部筛管710/917合计16224181720241一、概况（2）丛式井截至2013年11月10日，渭北丛式定向井完钻19个井台100口井，平均5.3井/井台,最多8井/井台。渭北油田2013台子井数量（井台数）100（19）一、概况（1）水平井2、压裂工作量截至2013年11月10日，鄂南共压裂水平井459口4350段。其中红河油田373口,宁东15口,洛河17口，泾河24口，渭北30口。时间红河油田宁东油田洛河油田泾河油田渭北油田合计20101////12011921//122012217928724320131464141623203合计37315172430459一、概况2013年鄂南水平井压裂203井，其中裸眼封隔器分段压裂110口，可开关滑套分段压裂20口，水力喷射压裂5口，连续油管底封分段压裂42口，可钻桥塞分段压裂26口。压裂工艺红河油田宁东油田洛河油田泾河油田渭北油田合计裸眼封隔器分段压裂8747210110开关滑套20000020水力喷射3115连续油管底封170761242可钻桥塞19726合计1464141623203一、概况（2）渭北丛式井组一、概况自2013年以来，渭北油田3万吨产能建设区压裂66口127层，单层压裂7口，合层压裂9口，两层分压35口，三层分压15口。压裂工艺长31长32长33长31+32长32+长33长31+长33长31+长32+长33合计单层压裂61/////7合层压裂///61/29两层分压///201/1435三层分压///5/19152013年3万吨产能建设区台子井施工66口127层次3、能量补充工作量渭北油田3万吨产建区注水井34口，其中单层注水5口，笼统注水24口，分注5口，目前累积注水34787m3，红河油田长8油藏注CO2井1口，注入CO2576t，泡沫液167m3。能量补充情况统计表区块注入方式长331长332长333长331332长331333长331长332长333长8合计渭北3万吨产建区单注22134笼注11112分注32红河156井组单注11渭北3万吨产建区注水情况统计表注入量（m3）≤500500-10001000-15001500-2000≥2000合计井数（口）13762634平均单井注水量（m3）361.3733.81148.71817.42404.5总注水量（m3）46975136.76892.33634.81442734787一、概况一、概况二、工程工艺技术进展三、下步重点工作汇报提纲（一）强化基础研究，加强储层保护（二）优化钻井工艺，实现提速提效（三）优化丛式钻井，攻克渭北浅层（四）优化压裂工艺，提高改造效果（五）开展注水注气，缓解产量递减（六）加强综合治理，盘活老井资源（七）优化源头设计，降低工程成本二、工程工艺技术进展围绕致密油藏有效开发，突出开展了七个方面的重点工作：区块/油田层位敏感性特征水锁伤害,%速敏水敏盐酸酸敏土酸酸敏碱敏应力敏渭北油田长3中偏强中偏弱无无弱中等偏弱（7MPa）33.35泾河油田长8中偏弱中偏弱无强弱强/1、深化评建区储层工程地质特征认识，明确储层主要敏感因素。（1）敏感性评价（一）强化基础研究，加强储层保护。二、工程工艺技术进展实验数据源于《渭北油田长3敏感性测试》区块/油田层位岩石力学特征最大水平主应力（MPa）最小水平主应力（MPa）垂向地应力（MPa）裂缝方位（°）杨氏模量（MPa）泊松比渭北油田长316.1814.1912.62NE63-6896920.23泾河油田长828.8323.1734.76NE60-75132530.29（2）岩石力学二、工程工艺技术进展（1）可循环微泡沫欠平衡钻井液体系——降低井底压差，实现有效防漏。2、优化调整钻完井液体系，有效保护裂缝性储层。HH105-44二、工程工艺技术进展（1）密度低：0.61-0.86g/cm3；（2）伤害小：岩心渗透率平均恢复值为88.18%；（3）堵漏好、可酸溶：加入可酸溶超细CaCO3和具有屏蔽暂堵能力的DF-1，可实现有效防漏。微泡沫钻井液在HH105-44井开展现场试验，实现有效防漏且提速明显，取得初步成功。试验井：HH105-44井参考井：HH105-43井试验井段：407m-1875m两井井距4.23m，同一井队施工增加材料：0.15t增加费用：0.45万元，3.1元/米地层地层底界m垂厚m第四系412.9412.9罗汉洞587.9175环河组997.9410华池组1197.9200洛河-宜君1462.9265安定组1762.9300直罗组1924.1161.2延安组2059.9135.8延长组2384.9325HH105-43井在407-840m(罗汉洞、环河)漏失泥浆200m3,在1310-1499m（洛河-宜君）漏失泥浆180m3,共计380m3。HH105-44井全井段未发生漏失，微泡沫钻井液体系具有良好的防漏能力。井号井段m密度g/cm3段长m纯钻时h机钻m/hHH105-44407-18750.9-1.0146841.235.7HH105-43407-18381.03-1.05143155.525.8/通用格式/通用格式/通用格式/通用格式/通用格式/通用格式/通用格式钻时（h）机钻(m/h)/通用格式/通用格式/通用格式/通用格式微泡沫钻井液提速效果HH105-44HH105-43二、工程工艺技术进展HH105-44井提速38.4%，微泡沫钻井液体系提速效果显著。优选出对钾铵基钻井液泥饼具有强酸溶能力的复合酸；采用可酸溶超细碳酸钙进行钻井液加重；优化防漏堵漏技术，提高堵漏材料可酸溶性。配方滤纸重（g）未酸溶滤纸加泥饼的重量（g）酸溶后滤纸加泥饼的重量（g）酸溶率（%）5%HCl(4小时)0.56391.65501.6552未溶10%HCl(4小时)1.6549未溶15%HCl(4小时)1.65400.0920%HCl(4小时)1.61034.124%HCl(4小时)1.544510.112%HCl+3%HF(4小时)1.226539.29%HCl+1%HF(4小时)1.245237.631%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（现场比例配制）（4小时）0.56391.65500.753782.631%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（现场比例配制）（6小时）0.743983.531%HCl+55%HF+98%冰醋酸+水（现场比例配制）（7小时）0.742883.6酸溶率可达83.6%二、工程工艺技术进展（2）复合酸完井液体系——消除固相伤害，有效保护储层。目的：降低残渣及滤液伤害，实现分段同步破胶。3、持续优化压裂液体系，进一步降低储层伤害。区块胍胶浓度优化前优化后红河0.420.38-0.4泾河0.350.28-0.35渭北0.350.25-0.28（1）胍胶用量优化0.38%0.25%0.35%0.28%二、工程工艺技术进展序号项目瓜胶浓度，%行业标准渭北泾河红河宁东0.250.350.380.40.451表观粘度，mPa.s14.334.532.34540-482交联时间，s351305060563抗剪切性能（储层温度压下剪切90-120min）100（40℃）180（70℃）240（65℃）200（70℃）400（80℃）≧504漏失系数，10-3m/(min)1/20.6810.7510.92≦15破胶液表面张力，mN/m21.4-25.527.922.331.327.2≦286破胶液与煤油界面张力，mN/m13.1≦27残渣含量，mg/L239196.8425289.3364≦6008岩芯伤害率，%——18.5——29.828.7≦30优化的压裂液体系能满足施工要求，伤害率降低至18.5-29.8%之间。二、工程工艺技术进展优化破胶剂加量和破胶方式保障交联液性能分段同步破胶实现了储层温度25-70度条件下的分段同步破胶。（2）分段破胶优化红河、泾河油田中温油藏（40-70℃）渭北、洛河低温油藏（25-40℃）二、工程工艺技术进展针对天然裂缝发育段钻井漏失、易压窜情形，添加防水锁剂(或高效表面活性剂)，降低压裂液表面张力,增加压裂液的返排能力，减少水锁伤害。010203040506070809010002004006008001000120014001600返排时间(min)渗透率