常 篤，陸紅軍，齊 銀，張育超，任 勇，吳 娜

（1中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室3中石油長慶油田分公司第一采油廠4玉門油田分公司老君廟采油廠）

常 篤等.安塞特低滲透油藏側(cè)鉆井提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究.鉆采工藝，2019，42（5）：56-58

側(cè)鉆技術(shù)是長停井復(fù)產(chǎn)、剩余油挖潛的有效手段之一［1-3］。安塞特低滲透油藏平面上剩余油主要分布在裂縫線側(cè)向，縱向上剩余油呈交互式分布，側(cè)鉆井采用常規(guī)壓裂難以充分動用，側(cè)鉆井單井產(chǎn)量仍有較大提升空間。本文優(yōu)化了典型井組側(cè)鉆井靶點位置，開展了?88.9 mm側(cè)鉆小井眼條件下分段多簇壓裂工藝研究，形成了適應(yīng)于該類型油藏側(cè)鉆井主體改造技術(shù)模式，試驗井增產(chǎn)效果較好，對同類型油藏小井眼側(cè)鉆井壓裂具有較好的借鑒意義。

一、低滲透油藏剩余油分布規(guī)律

安塞特低滲透油藏進入開發(fā)中后期，受注水動態(tài)縫不斷開啟延伸控制，沿井網(wǎng)主向形成了水淹帶，剩余油在平面上分布在砂體未連通、油水井注采不對應(yīng)及裂縫兩側(cè)水驅(qū)未波及區(qū)域，強水洗寬度60～80 m，水線側(cè)向100 m以上剩余油相對富集；縱向上受非均質(zhì)性影響，油層中部物性相對較好的水洗層段，油層上部、下部物性較差層段弱水洗或未水洗，強水洗比例不到30%，剩余油呈互層式分布。

二、典型井組側(cè)鉆靶點位置優(yōu)化

合理側(cè)鉆井靶點位置的選擇既要控制含水上升速率，又要保證開采過程中有足夠的驅(qū)替動力。以側(cè)鉆集中試驗區(qū)杏河長6油藏為對象，綜合考慮儲層水洗寬度、高采出程度區(qū)范圍，開展不同側(cè)鉆靶點位置和累產(chǎn)油關(guān)系數(shù)值模擬研究。建立油水兩相黑油數(shù)值模擬模型，通過提高主向滲透率模擬水洗帶，根據(jù)側(cè)向未水淹井生產(chǎn)動態(tài)模擬高采出程度區(qū)范圍，模擬地質(zhì)條件：油層有效厚度12 m、孔隙度12%、滲透率1.98mD、含油飽和度50%，施工條件：菱形反九點井網(wǎng)、半縫長100 m、裂縫導(dǎo)流能力200 mD·m、井排距500 m×150 m、模擬預(yù)測10年。

數(shù)值模擬結(jié)果表明，當(dāng)側(cè)鉆井靶點位置距離水線較近（70～90 m）時，側(cè)鉆井生產(chǎn)過程中含水上升較快，導(dǎo)致評價期內(nèi)累產(chǎn)油量較低；當(dāng)側(cè)鉆井靶點位于油井排，距離水線較遠(yuǎn)（150 m）時，由于周圍地層能量不足，導(dǎo)致采出程度較低。綜合分析，側(cè)鉆靶點位于水線側(cè)向110～130 m時，可獲得較高的累產(chǎn)。

三、?88.9 mm側(cè)鉆小井眼條件下分段多簇壓裂工藝研究

1.方案提出與論證

增加有效裂縫條數(shù)，擴大油藏泄流面積是提高單井產(chǎn)量的關(guān)鍵［4-5］。針對試驗區(qū)多層系疊合發(fā)育，縱向非均質(zhì)性強的儲層特征，以充分挖潛剩余油為目標(biāo)，提出了側(cè)鉆井?88.9 mm小井眼分段多簇壓裂技術(shù)，層間對弱水洗、未水洗層段進行分段改造，層內(nèi)對隔夾層發(fā)育層段進行多簇壓裂，提高裂縫復(fù)雜性。根據(jù)建立的側(cè)鉆井模擬模型，開展水線側(cè)向130 m條件下單段壓裂、多簇壓裂、分段壓裂和分段多簇壓裂四種不同改造方式與累產(chǎn)油關(guān)系計算，見圖1，分段多簇壓裂可獲得較高的累產(chǎn)，驗證了技術(shù)方案的可行性。

圖1 側(cè)鉆井不同改造方案示意圖

2.參數(shù)優(yōu)化

2.1 改造參數(shù)優(yōu)化

側(cè)鉆井縱向水洗程度差異大，主要改造目的層是油層上部、下部等物性較差、弱水洗或未水洗層段，參數(shù)優(yōu)化關(guān)鍵點是控制縫高，防止人工裂縫溝通儲層中部高含水層，由于試驗區(qū)層間應(yīng)力差較?。?～3 MPa），需壓縮射孔長度，控制施工參數(shù)。模擬計算最優(yōu)裂縫半長為100 m，縫高以不超過2倍目的層厚度為優(yōu)。利用三維壓裂軟件，在射孔程度≤20%的條件下獲得了不同應(yīng)力差下砂量和半縫長、排量和縫高的關(guān)系，加砂量為25～30 m3，排量1.2～1.6 m3／min時可滿足改造要求。

2.2 多簇轉(zhuǎn)向機理及參數(shù)優(yōu)化

試驗區(qū)儲層縱向非均質(zhì)性強，壓裂過程中縱向應(yīng)力較高層段裂縫延伸困難，導(dǎo)致改造不充分。采用層內(nèi)分簇射孔，簇間距2～3 m，應(yīng)力較低的第1簇加砂結(jié)束后，用1.5 m3濃度為7.2 kg／m3纖維壓裂液攜帶由4 mm、3 mm、1 mm三種粒徑的可降解顆粒組成的轉(zhuǎn)向材料，大粒徑在孔眼處起橋堵作用，中等粒徑顆粒填充于大粒徑顆粒之間，降低團簇滲透率，小粒徑顆粒填充于其他顆粒及纖維骨架之間，進一步降低滲透率，纖維壓裂液確保各粒徑顆粒按配比沿井筒傳輸，降低轉(zhuǎn)向顆粒沉降，并確保轉(zhuǎn)向團簇集中起效，增加井底壓力，開啟未進液、低進液層段，產(chǎn)生復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，實現(xiàn)多簇壓裂。試驗區(qū)層內(nèi)小層應(yīng)力差為1～3 MPa，井底壓力增加3 MPa以上可實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向；根據(jù)孔眼摩阻增加值經(jīng)驗公式，結(jié)合堵劑現(xiàn)場施工升壓性能，形成了側(cè)鉆井暫堵壓裂施工參數(shù)優(yōu)化圖版，見圖2。

圖2 暫堵施工參數(shù)優(yōu)化圖版

3.關(guān)鍵工具、材料研發(fā)

側(cè)鉆井工藝主要有開窗側(cè)鉆、拔套側(cè)鉆兩種［6］。安塞油田側(cè)鉆井鉆完井方式是在?139.7 mm套管內(nèi)采用?118 mm鉆頭開窗側(cè)鉆新井眼，采用尾管懸掛結(jié)構(gòu)，下入?88.9 mm小套管固井完井，固井后側(cè)鉆井眼內(nèi)徑僅為76 mm，給儲層改造帶來了較大影響。為實現(xiàn)側(cè)鉆井分段多簇壓裂，采用層間工具硬分段、層內(nèi)堵劑軟分簇的技術(shù)方案，需配套小直徑分段壓裂封隔工具和與小射孔孔眼適配的可降解轉(zhuǎn)向暫堵劑。

3.1 QSY445-68可撈式橋塞封隔工具

工作原理：該小直徑可撈式橋塞是一種封隔器型橋塞，采用液壓坐封，油管打壓18 MPa實現(xiàn)坐封，繼續(xù)打壓21 MPa實現(xiàn)丟手，壓裂施工結(jié)束后下入專用工具進行打撈，上提載荷60 kN管柱解封回收橋塞。

技術(shù)指標(biāo)：最大外徑68 mm；長度1 220 mm；坐封壓力18 MPa；丟手壓力21 MPa；解封上提載荷60 kN；承壓能力70 MPa；工作溫度120℃。

3.2 低溫水溶性可降解層間轉(zhuǎn)向暫堵劑

受側(cè)鉆井眼內(nèi)徑限制，采用60槍60彈射孔，實測孔眼直徑6～8 mm，為匹配射孔孔眼，優(yōu)化轉(zhuǎn)向暫堵材料由4 mm、3 mm、1 mm三種不同粒徑的可降解顆粒組成，主要成分為有機聚合物，可以在壓力作用下產(chǎn)生形變，提高密封性能；降解機制為低溫水溶性降解，降解時間與顆粒大小無關(guān)，主要受溫度影響，在60℃條件下8 h降解30%以上，72 h降解80%以上，降解后無殘渣，保證液流通道的暢通。

四、現(xiàn)場試驗

2017年在安塞特低滲透油藏針對水淹長停井開展老井側(cè)鉆技術(shù)試驗13口井，側(cè)鉆靶點主要位于水線側(cè)向110～130 m，單段加砂量25～30 m3，排量1.2～1.6 m3／min，現(xiàn)場試驗表明，小直徑橋塞封隔工具坐封可靠，小孔徑暫堵轉(zhuǎn)向多簇壓裂技術(shù)平均升壓達到3.5 MPa以上，措施有效率90%，試驗井初期單井產(chǎn)量2.5 t，較常規(guī)壓裂側(cè)鉆井提高0.8～1.0 t，取得了較好的試驗效果。

五、結(jié)論和認(rèn)識

（1）通過老井側(cè)鉆試驗，進一步驗證了水線側(cè)向110～130 m剩余油富集、地層能量充足，側(cè)鉆挖潛剩余油潛力較大。

（2）提高儲層縱向動用程度、擴大油藏泄流面積是提高安塞特低滲透油藏側(cè)鉆井單井產(chǎn)量的關(guān)鍵。

（3）通過室內(nèi)研究和關(guān)鍵工具、材料研發(fā)，形成了?88.9 mm側(cè)鉆小井眼條件下分段多簇壓裂技術(shù)，該技術(shù)具有良好的適應(yīng)性，提產(chǎn)效果明顯。