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元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选

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元坝含硫气藏 水平 井完井 方式 适应性 评价 优选
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收稿日期 : 2012 -12 -27; 修回日期 : 2013 -03 -20基金项目 : 国家科技重大专项课题 “低渗油气田完井关键技术 ”( 2011006)作者简介 : 龙刚 ( 1974 - ) , 高级工程师 , 现任中国石化西南油气分公司工程技术研究院副院长 , 长期从事低渗油气藏完井测试研究工作 。E - 系人 : 薛丽娜 , 地址 : ( 618000) 四川省德阳龙泉山北路 298 号 , 电话 : 13808100152。钻井工艺元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选龙 刚1,2,薛丽娜2,熊昕东2(1 中国石油大学·华东2 中国石化西南油气分公司工程技术研究院)龙 刚等 . 元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选 . 钻采工艺 , 2013, 36( 3) : 8 -11摘 要 : 元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫等特点,储层非均质性强,气水关系复杂,完井安全性与经济性矛盾突出,其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性,以满足气井整个寿命周期的各种作业、生产及经济要求。在岩石强度测定等室内实验、酸化前后临界生产压差和单井产能模拟计算、过完井方式对地质特征、地质力学特征、产能、气水关系、工程工艺风险和技术经济适应性评价,形成了元坝超深水平井完井方式优选方法和方案。研究表明,Ⅰ -Ⅱ类较多的礁相储层以衬管完井方式为主,不需要分段改造即能满足产能要求;对于部署在礁相,井眼方位与地层最大主应力夹角小于20°的水平井,采用裸眼完井降低完井投资;对于Ⅰ-Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,宜采用射孔完井,以便实施针对性储层改造;边底水较为发育区域,采用射孔完井并通过优化完井参数延缓边底水锥进。不同完井方法在不同类型储层进行了现场试验,元坝103H、元坝124 -侧1、元坝10 -侧1等试验井获得高产,实现了元坝超深水平井开发的突破。关键词 : 元坝长兴组; 高含硫气藏; 超深水平井; 完井方式10.3969/J. 006 -768X.2013.03.03元坝长兴组储层属礁 、滩体控制含硫气藏 , 埋深为 6 710 ~ 7 160 m, 量为 3. 71% ~ 7. 97%,.12% ~15.51%, 地层压力为 66. 00 ~69.23 地层温度为 144.8 ℃ ~157. 41 ℃, 储层物性差 , 非均质性强 , 按照高温 、高压超深气藏水平井以射孔完井为主体的传统做法 , 无法实现经济有效开发 。因此 , 有必要针对不同类型储层 , 优选元坝长兴组完井方式 , 提高气井产能 、延长气井寿命 , 降低完井成本 , 为元坝经济安全开发提供有力的技术支撑 。一 、元坝长兴组水平井开采对完井方式的要求元坝长兴组气藏属于超深 、高温 、高压 、高含硫等特点 , 储层非均质性强 , 气水关系复杂 , 完井安全性与经济性矛盾突出 , 其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性 , 以满足气井整个寿命周期的各种作业要求及生产要求 。同时 , 在保证安全的前提下 , 满足建井经济性要求 。1. 井壁稳定要求元坝长兴组属于海相碳酸盐岩储层 , 在储层改造施工过程中 , 酸液的溶蚀改变了井壁应力状态及流通通道 , 井壁失稳风险加大 。尤其是生产后期 , 随着地层压力衰竭 、地应力分布等地层参数发生变化 ,原本稳定的地层也可能出现井壁失稳[ 1 -6]。如飞仙关组碳酸盐储层经酸压后储层失稳 ,掉块最大直径为 1.5 同井眼方位 、不同工艺条件 、不同生产阶段的井壁力学稳定性不同 , 因此 ,完井方式必须考虑不同条件下的井壁稳定情况 。2. 不同类型储层建产要求①需满足不同类型储层改造要求 。元坝长兴组物性条件差 , Ⅰ类仅占 4. 2%, 以 Ⅱ、Ⅲ类储层为主 ,主要有礁相 、滩相 、礁滩叠合区等沉积相 。非均质性非常突出 , 平面上和纵向上渗透性差异大 0. 006 ~1.72 产能差异较大 ( 0. 3 ~130. 6) ×104m3/d。对于物性条件较好礁相 , 可能通过笼统酸化就能达到产能要求 , 但是对于滩相 、礁滩叠合区 , 完井方式则需要考虑适应不同的改造方式 ( 如分段酸化 ) 。②需满足延缓边底水锥进要求 。边底水气水关系复·8·钻 采 工 艺 5 月013杂 , 不同礁滩体具有独立的气水系统 ( 、区 ) , 气水界面不统一 , 水体主要分布在东区的东 、北部一带 。完井方式选择需考虑边底水锥进 、防水 、控水的要求 。3. 工程工艺风险要求由于埋藏很深 ( 水平井深度更是达到了 7 000m) , 井身结构复杂 ( 五开制井身结构 , 165. 1 。完井方式需要考虑超深水平井固井 、小井眼射孔 、超深水平井修井 、后期采气等诸多工程工艺的难度和风险 。4. 经济性要求元坝超深高含硫水平井完井安全性与经济性矛盾非常突出 。高含硫气藏需要采用镍基合金管材防腐 , 由于其埋藏很深 , 且平面和纵向上产能差异大 ,易导致低产能高投入的现象发生 , 存在巨大投资风险 。因此 , 不加区别地采用传统的射孔完井无法实现经济高效开发 , 需要针对不同类型储层物性和储层改造效果 , 根据建产要求和经济评价 , 有区别地选择针对性完井方式 , 保证产能的前提下有效降低建井成本 。二 、元坝长兴组水平井完井方式适应性评价1. 井壁稳定性评价1.1 岩石强度实验评价( 1) 模拟地层条件下岩石弹性强度参数测定 。模拟地层条件下 , 通过三轴实验获取了岩心的应力 —应变曲线 ( 图 1、图 2) , 求取岩石抗压强度 、弹性模量 、泊松比 、内聚力 、内摩擦角基础弹性强度参数 。采用劈裂法测定岩石抗张强度 。图 1 兴组岩样应力 - 应变测量图( 2) 酸化后岩石弹性强度参数测定 。元坝长兴组属于致密储层 , 即使在很高的驱替压力下酸液也难于进入岩心 。本次实验研究采用抽空加压驱替方法 , 在装置左端加压驱替酸液的同时 , 在右端抽真空 , 以使酸液进入岩心的阻力减小 , 从而把酸液推入岩心 。酸处理完后 , 开展岩石的三轴岩石力学实验( 图 3、图 4) , 酸处理后 , 岩石强度明显降低 。1.2 地应力特征分析采用地层倾角测井井眼崩落法测量长兴组最大水平主应力方位 ( ± 10°) 。通过水力压裂法计算最小和最大水平主应力值 。最大主应力与最小主应力差值越大 , 井壁失稳风险越大 。元坝地区最大水平地应力与最小主应力差值 69. 36 具有井壁失稳风险 。1.3 水平井井筒数值模型构建通过储层段岩心的应力 —应变曲线 , 综合利用4服准则以及有效塑性应变准则 ,·9·第 36 卷 第 3 期36 3钻 采 工 艺 . 15‰。在此基础上 , 采用数值模拟计算方法 , 研究不同应力状态下水平井的临界生产压差 , 评价水平段井壁稳定性 。本文根据水平井筒延伸方位与水平向最大主应力方位间的夹角 , 建立了相应的水平井筒有限元模型 ( 与水平最大主应力方位间呈 0°、20°、40°、60°、80°、90°夹角 ) 。1.4 井壁稳定性评价( 1) 原始地应力条件下井壁稳定性评价 。模拟研究表明 , 井眼轨迹与最大主应力方向夹角越大 , 井壁稳定性越差 ; 随地层压力降低 , 相同生产压差条件下 , 井壁失稳风险越大 ; 未进行酸化改造时 , 当井眼方位与最大主应力夹角大于 40°后 , 满足不了 5 出现井壁失稳风险 ( 图 5) 。( 2) 酸化后井壁稳定性评价 。模拟实验及有限元模拟分析表明 , 进行酸化改造后 , 岩石强度降低 ,当井眼方位与最大主应力夹角大于 20°后 , 出现井壁失稳风险加大 , 且生产后期需要控制生产压差小于 5 下 ( 图 6) 。2. 产能评价产能评价是完井方式优选的重要考虑因素 。前期直井 、定向井测试表明 , 单井产量主要来源于 Ⅰ类和 Ⅱ类气层 。气井产能高低受 Ⅰ、Ⅱ类优质储层发育程度控制 , 当 Ⅰ类层垂厚在 3 ~5 m 以上 、Ⅱ类层在 10 m 以上时 , 无阻流量一般大于 200 ×104m3/d。分析测试井无阻流量与储层物性的关系 ( 图 7) 可以看出 , 测试井无阻流量与 Ⅰ +Ⅱ类气层厚度具有较好的正相关性 。本文以元坝 103H 为基础 , 建立了元坝水平井单井模拟模型 , 根据目前元坝长兴组不同储层分布情况 Ⅰ类比例 ( 0 ~ 26. 9%) 、Ⅱ类比例( 0 ~60%) 、Ⅲ类比例 ( 36.3% ~100%) , 模拟预测 3类 25 种不同储层类型组合条件下的单井产量 。从单井预测产量计算结果 ( 图 8) 中可以看出 , 随着 I、Ⅱ类储层所占比例逐步增大 , 单井产量增加明显 , 增长趋势基本呈线性关系 。在长兴组水平段无 I 类储层的条件下 , 当 Ⅱ类储层达到 30%, 单井预测产量基本能够满足产能要求 ( 40 ×104m3/d) 。当 I、Ⅱ类储层达到 20%( 其中 I 类 10%) , 单井预测产量基本能够产能要求 。因此 , Ⅰ类和 Ⅱ类气层较少 , 通过针对性强的储层改造提高产能 , 需要配套射孔完井 。Ⅰ类和 Ⅱ类气层较多 , 不需大规模酸化改造 、采用裸眼类 ( 衬管或裸眼 ) 完井 , 如礁带的元坝 103H 水平井采用衬管完井替喷测试后获得天然气无阻流量为 751. 6 ×104m3/d。3. 气水关系元坝长兴组气藏气水界面不一 , 气水关系复杂 ,·01·钻 采 工 艺 5 月013表现为一礁一滩一气水系统 。水体主要分布在 Ⅰ区东北部 。I 区礁相测井解释 2 口井 ( 元坝 103H、元坝 9 井 ) 有水层 , 其中元坝 9 井测试已证实产水 , 不同礁体解释水层深度不一致 , 属于不同的气水系统 ;Ⅰ区滩相测井解释 5 口井有水层 , 各井解释水层深度不一致 。在元坝 9 - 元坝 10 井区 、元坝 123 井区 、元坝16 井区滩相含水储层 , 以及元坝 16 井区域礁相含水储层 , 采用射孔完井 , 通过选择性打开储层及水平段剖面完井参数优化设计 , 延缓底水锥进 。4. 工程风险及技术经济评价( 1) 裸眼完井周期最短 , 节约建井成本 ( 节约127 9.19 C 衬管或尾管 , 按水平段 700m 计算 , 单井节约成本 467 万元 ) , 且储层损害最小 。但是超深长水平段垮塌的风险大 , 裸眼井壁垮塌后 、修井风险大 、成功率极低 、费用高 。( 2) 射孔完井能支撑井壁 、防止井眼垮塌 、适用于有水气藏 、可选择射开井段 、可实施针对性改造 。但是超深小井眼 ( 127 管 ) 水平井限制射孔枪弹 ( 73 枪 ) 选择 , 射孔效果差 ; 超深小井眼水平井造成尾管固井质量差 ; 较裸眼完井 , 增加尾管 、固井及射孔费用及作业周期 。( 3) 衬管完井周期短 , 储层损害较小 ; 支撑井壁 , 防止井眼垮塌 ; 衬管加工周期短 , 待完钻后 , 可根据测录井资料优化衬管参数 。但不适宜有水气藏 ;长水平段面临均匀布酸困难 , 储层改造效果差 ; 较裸眼完井 , 增加尾管费用及下衬管作业时间 。三 、元坝长兴组水平井完井方式优选及现场试验基于气藏地质认识 、前期已经测试井产能与储层分类情况 、井壁稳定性的分析 , 工程风险评估 、产能及技术经济评价等研究 , 形成了元坝长兴组气藏完井方式适应性评价优选方案 :( 1) Ⅰ-Ⅱ类较多的礁相储层以衬管完井方式为主 , 不需要分段改造满足产能要求 。( 2) 对于部署在礁相 , 水平井井眼与地层最大主应力夹角小 ( 小于 20°) , 采用裸眼完井降低衬管完井和射孔完井投资 。( 3) 对于 Ⅰ-Ⅱ类较少的叠合区 、滩相储层 , 宜采用射孔完井 , 以便实施针对性储层改造 , 提高气井产层 , 以达到配产要求 。( 4) 边底水较为发育区域 , 在元坝 9 - 元坝 10井区 、元坝 123 井区 、元坝 16 井区滩相含水储层 , 以及元坝 16 井区域礁相含水储层 , 采用射孔完井 。该完井方式选择方案在元坝长兴组不同储层类型进行了现场试验 , 针对不同类型储层进行了有针对性的完井 , 在元坝 103H 采用衬管完井 、元坝 124- 侧 1 采用了裸眼完井 、元坝 10 - 侧 1 采用了射孔完井 , 都获得了较高产能 , 实现了元坝超深水平井开发的突破 。四 、结论与认识( 1) 超深高含硫水平井完井安全性与经济性矛盾突出 , 其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性 , 以满足气井整个寿命周期的各种作业要求及生产要求 。同时 , 在保证安全的前提下 , 必须满足建井经济性要求 。( 2) 井眼轨迹与最大主应力方向夹角越大 , 井壁稳定性越差 。元坝长兴组储层酸化后岩石强度明显降低 、临界生产压差减小 , 井眼方位与最大主应力夹角大于 20°后 , 出现井壁失稳风险加大 。( 3) 元坝长兴组气藏水平井产能评价表明 : I、Ⅱ类储层所占比例逐步增大 , 单井产量增加明显 ; 在无I 类储层的条件下 , 当 Ⅱ类储层达到 30%, 或者 Ⅰ、Ⅱ类储层达到 20%( 其中 I 类 10%) 时 , 单井预测产量基本能够产能要求 。( 4) 元坝长兴组水平井完井方式选择方案对不同区域 、各类型储层具有较强的针对性 , 能够满足元坝气田经济 、安全 、增效的目的 。参考文献[ 1] 刘向君 . 岩石力学与石油工程 [ M] . 北京 : 石油工业出版社 , 2004.[ 2] 谭强 , 何辉 , 陈永浩 , 等 . 压力衰竭储层中定向井井壁稳定性分析 [ J] . 石油天然气学报 , 2010, 32( 2) : 316 -318.[ 3] 刘向君 , 徐晓雷 , 刘洪 , 等 . 酸对灰岩地层井壁稳定性及临界压差的影响研究 [ J] . 钻采工艺 , 2007, 30( 4) : 112-115.[ 4] F , . in J] . 5] 赵普春 , 邓洪军 . 塔河油田碳酸盐岩裸眼段坍塌现状及认识 [ J] . 中外能源 , 2006, 11( 4) : 31 -36.[ 6] 钟水清 , 陈怀龙 , 熊继有 , 等 . 土库曼斯坦古姆达格油田油藏驱动方式特点研究 [ J] . 钻采工艺 , 2007, 30( 6) : 61-65.( 编辑 : 黄晓川 )·11·第 36 卷 第 3 期36 3钻 采 工 艺 6 013 F F A 1. 2. ; 3. , 6( 3) , 2013: 1 -4 a as a to of of by . to of 215.9mm of on of as as an to ey , 977, is in on 18300, P. R.+86 -838 -5152392E -63. N F 241. 3F 1. 2. , 6( 3) , 2013: 5 -741. 3mm is 500 m 600 m, it by of so of on of a in A HA OP OP of 1%.970, is in of 41000, P. R. F N 2, 1. ; 2. ,6( 3) , 2013: 8 -11 of of of of -Ⅱ-Ⅱ in ey D. ) , 974,998 s is is in of il 298, 18000, P. R. N F 2, 3, 2, 32( 1. 2. il 3. il/, 6( 3) , 2013: 12 -14In to Ф88.9AP 02, a of in of to so In to of 02 of no in requirement
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