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东北油气致密碎屑岩气藏井连获产能突破

2021-09-14     来源: 中国石化新闻网
石化新闻

  中国石化新闻网讯 近期,继东北油气龙凤山气田火山岩气藏北217-4HF井获得日产10万立方米产能突破后,该气田致密碎屑岩气藏井也相继获得产能突破。其中,北201-32HF井压裂后日产天然气6.6万立方米、凝析油21立方米,为营三砂组最高产能气井;北210-7HF井压裂后日产天然气18.4万立方米、凝析油7.2立方米,刷新龙凤山气田碎屑岩单井日产纪录。

  精细刻画砂体,优化井身轨迹,提高储层钻遇率

  龙凤山气田碎屑岩气藏构造复杂、断裂发育,砂体横向变化快,非均质性强。前期,在“组-段-砂组-小层”地层格架下部署的水平井水平段短、有效储层钻遇率低、产能测试不达标,无法满足致密碎屑岩薄气层高效开发的要求。

  技术人员从多套到单套精细刻画砂体,深入研究碎屑岩砂体发育特征,摸索井间单砂体内部及砂体与砂体之间隔夹层的发育规律,细化砂体连通关系,划定有利单砂体。同时,他们利用反演体约束下的三维地质建模技术实现单砂体平面预测,围绕“少井高产”部署思路,在优势相带中优选甜点区部署北201-32HF井、北210-7HF井。

  在水平井钻井跟踪过程中,技术人员针对两口井的地质难点,根据气藏顶底面界限,采用随钻GR拟声波技术和地层真厚度校正技术,对正钻井的地质模型进行校正,指导井身轨迹优化调整,力求靶半高不超过1米、靶半宽不超过5米、井斜角变化不超过0.5度。

  通过发挥一体化协同攻关优势,北201-32HF井实钻共进行两次轨迹调整、储层钻遇率为71%,北210-7HF井共进行1次轨迹调整、储层钻遇率达78%,为后续压裂改造打下坚实基础。

  强化技术研究,改善工艺细节,确保安全快速钻井

  碎屑岩气藏钻井施工存在钻速慢、周期长、易漏失、摩阻大等问题,另外,龙凤山气田地面条件复杂,部分水平井需要大幅度扭方位。地质工程技术人员紧密结合,有针对性地开展了以高效PDC剪切破岩为主的提速系列、钻井液防漏堵漏、水基钻井液润滑能力优化、双二维水平井井眼轨迹设计等技术研究。

  在单井优化设计阶段,他们预判钻井施工过程中可能出现的复杂情况,变“遭遇战”为“阵地战”,强化现场实时跟踪,在复杂情况发生前深入现场进行技术交底,细化不同漏失条件下的应对措施。为更好适应碎屑岩储层,他们不断改善工程工艺技术细节,将水平段动力钻具弯角由1.0度提高至1.25度,定向进尺缩短为原来的一半,大幅提高水平段轨迹调整能力。

  北201-32HF井钻井过程中共发生5次漏失,其中渗透性漏失3次、失返性漏失2次,技术人员结合碎屑岩储层漏失机理,配套随钻堵漏+桥接堵漏等堵漏技术,全部一次堵漏成功。他们还推广应用“双二维”井眼轨迹,解决了地面条件复杂的问题,保证了储量控制程度;设计植物油+矿物油混合润滑技术,润滑系数提高24.8%,保证了水平井的延伸能力。

  在北210-7HF井,技术人员采用5刀翼、3排齿、异型齿高效PDC钻头,解决PDC钻头过早失效的问题;改变提速思路,配套大扭矩螺杆为高效钻头提供扭力;采用大参数钻井技术,保证大井眼钻井携岩能力,全井平均机械钻速达8.2米/时,钻完井周期75.4天,创北210井区机械钻速最快、钻完井周期最短纪录。

  迭代优化经验,配套优势技术,充分释放气藏产能

  龙凤山气田碎屑岩储层致密、高含凝析油,长久以来给储层改造带来巨大挑战,存在单井产能差异大、压裂后稳产能力不足等问题。

  技术人员针对储层钻遇情况,迭代优化前期压裂改造经验,以控制储量最大化、效益最优为原则,应用地质工程“甜点”定量识别技术,结合不同储层类型采取“密切割+强加砂+W布缝”改造工艺,增强非均质储层的改造效果。

  北201-32HF井录井显示以油迹、荧光为主,占油气显示段的80%,预测凝析油含量高。技术人员结合营三砂组凝析气藏的地质工程主控因素,以“改造体积最大化+降低反凝析伤害”为重点,创新应用前置二氧化碳压裂技术,利用二氧化碳“降温、破岩、增能、萃取”的技术优势,尤其是其对凝析油的萃取、混相降黏作用,大幅提升储层流体流动能力,减轻了井底聚集的凝析油对地层的伤害。该井压裂后快速见气,增能效果显著。

  北210-7HF井岩性致密但物质基础好,以基质渗流为主,不具备缝网形成条件。技术人员优选压裂液体系、支撑剂组合,配套“缝内暂堵、定向不等量射孔、实时调参”工艺技术,针对不同储层类型和改造难度进行多轮优化。他们研究气测值、物性、岩性和钻穿砂组及空间位置关系,将储层划分为两区三类,对致密难以“打碎”的储层采取密切割+造长缝压裂改造技术。该井的成功部署及有效改造,为东北油气高效开发长岭断陷龙凤山气田注入一针强心剂。(任宪军 靖伟 杨靖)

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