海上油田爆燃壓裂技術研究與現場試驗

孫林 楊萬有 李旭光 熊培祺

引用本文:

海上油田爆燃壓裂技術研究與現場試驗

    作者簡介: 孫林(1983—),男,四川南充人,2006年畢業于西南石油大學石油工程專業,高級工程師,主要從事海上油氣田酸化壓裂方面研究工作。E-mail:[email protected]
  • 基金項目:

    中國海油科技攻關項目“爆燃壓裂酸化儲層改造技術研究與應用”(編號:CNOOC-KJ 135KJXM NFGJ2017-04)資助

  • 中圖分類號: TE357.1+4

Research and Field Test of Deflagration Fracturing Technology in Offshore Oilfields

  • CLC number: TE357.1+4

  • 摘要: 為了解決海上油田應用爆燃壓裂技術的安全性問題和壓裂后高效增產的技術難點,研發了耐高溫、低火藥力和低燃速火藥,建立了爆燃壓裂模擬模型,采用安全管柱組件并進行安全校核,形成了海上油田井口泄壓方法,并采取強化軟件模擬和與酸化技術聯作等措施增強技術安全性、提高壓裂后的增產效果,形成了海上油田爆燃壓裂技術。該技術在海上油田8口井進行了現場試驗,試驗井峰值壓力為22.4~71.3 MPa,管柱均無安全問題,平均單井增油量43.1 m3/d。研究表明,爆燃壓裂技術在海上油田具有較好的適應性,適用于多種井況條件,形成的海上油田爆燃壓裂安全控制和高效增產配套技術具有安全、高效的優點,能夠提高爆燃壓裂的安全性和壓裂后的增產效果。
  • 圖 1  海上油田爆燃壓裂施工管柱示意

    Figure 1.  Schematic diagram of deflagration fracturing string in offshore oilfields

    表 1  陸地和海上油田爆燃壓裂技術應用條件對比

    Table 1.  Comparison of the application conditions of deflagration fracturing technology with onshore and offshore oilfields

    類別 長慶油田 海上油田 存在問題
    井況 多為2 000 m直井,采用電纜作業  井深2 000~5 500 m,多為水平井或大斜度井,需采用管柱作業  海上油田峰值壓力更高,存在作業管柱穿孔、扭曲變形、工具井下落物及卡鉆等風險;需要更耐溫的爆燃壓裂火藥
    完井方式 ?139.7 mm套管射孔為主  以?244.5 mm和?177.8 mm套管射孔為主,還有防砂篩管完井  海上油田完井管柱耐壓普遍低于陸地油田
    井口處理 不坐井口采油樹,井口液柱噴濺  海上平臺,多層甲板,安全要求更高  易造成井場油垢噴濺污染,并存在井噴及硫化氫泄露等安全隱患
    下載: 導出CSV

    表 2  海上油田試驗井管柱校核數據

    Table 2.  Results of pipe string check in the test well of offshore oilfield

    井號 作業管柱 管柱屈服強度/MPa 爆燃壓裂峰值壓力/
    MPa
    管柱應力/
    MPa
    類型 外徑/mm 壁厚/mm 最小 最大
    HZ19–2–7Sa 油管 73.0 5.51 552 758 132.2 876
    BZ34–2–B6 油管 73.0 7.01 552 655 142.0 739
    LF13–1–26H 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 60.0 285
    LF13–1–6 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 50.2 239
    LF13–1–19H 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 58.0 276
    HZ26–1–20Sb 鉆桿 73.0 9.18 930 1 137 43.2 172
    LH11–1–D5P1 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 22.4 106
    WZ6–9–A6 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 68.9 328
    QK18–2–P2 鉆桿 88.9 17.46 930 1 137 71.3 182
    PY10–8–A3 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 39.9 188
    下載: 導出CSV

    表 3  海上油田爆燃壓裂技術現場試驗結果

    Table 3.  Field test results of blasting fracturing in offshore oilfields

    井號 酸化聯作 火藥 峰值壓力/
    MPa
    產液量/(m3?d–1 產油量/(m3?d–1 累計增產
    油量/m3
    增產倍比 作業后管柱
    情況
    作業前 作業后 作業前 作業后
    HZ19–2–7Sa 陸地 132.2 70.6 250.9 28.3 59.0 16 658 3.6 變形、破損
    BZ34–2–B6 陸地 142.0 32.7 83.8 22.8 26.8 2 023 2.2 變形、破損
    LF13–1–26H 60.0 0 129.7 0 10.7 1 579 完好
    LF13–1–6 50.2 124.0 295.5 65.0 177.2 15 498 2.4 完好
    LF13–1–19H 58.0 0 725.2 0 38.4 5 411 完好
    HZ26–1–20Sb 43.2 0 338.5 0 32.4 21 845 完好
    LH11–1–D5P1 22.4 0 0 完好
    QK18–2–P2 71.3 10.1 60.4 0.5 22.5 3 127 6.0 完好
    PY10–8–A3 39.9 0 767.0 0 42.9 2 812 完好
    下載: 導出CSV
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出版歷程
  • 收稿日期:  2018-11-05
  • 錄用日期:  2019-09-02
  • 網絡出版日期:  2019-09-09
  • 刊出日期:  2019-09-01

海上油田爆燃壓裂技術研究與現場試驗

    作者簡介: 孫林(1983—),男,四川南充人,2006年畢業于西南石油大學石油工程專業,高級工程師,主要從事海上油氣田酸化壓裂方面研究工作。E-mail:[email protected]
  • 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司,天津 300452
基金項目:  中國海油科技攻關項目“爆燃壓裂酸化儲層改造技術研究與應用”(編號:CNOOC-KJ 135KJXM NFGJ2017-04)資助

摘要: 為了解決海上油田應用爆燃壓裂技術的安全性問題和壓裂后高效增產的技術難點,研發了耐高溫、低火藥力和低燃速火藥,建立了爆燃壓裂模擬模型,采用安全管柱組件并進行安全校核,形成了海上油田井口泄壓方法,并采取強化軟件模擬和與酸化技術聯作等措施增強技術安全性、提高壓裂后的增產效果,形成了海上油田爆燃壓裂技術。該技術在海上油田8口井進行了現場試驗,試驗井峰值壓力為22.4~71.3 MPa,管柱均無安全問題,平均單井增油量43.1 m3/d。研究表明,爆燃壓裂技術在海上油田具有較好的適應性,適用于多種井況條件,形成的海上油田爆燃壓裂安全控制和高效增產配套技術具有安全、高效的優點,能夠提高爆燃壓裂的安全性和壓裂后的增產效果。

English Abstract

  • 我國海上油田低滲透油氣儲量大,動用程度低,大部分儲層還具有層薄、近水等特點,技術措施實施費用高、風險大,水力壓裂等常用增產技術的應用受到限制[13],挖潛技術手段有限。爆燃壓裂技術是一項成本低、適用性廣和特別適用于近水儲層改造的氣體壓裂技術,我國已經研究應用30余年,實施井達上萬井次。其中,該技術應用最多的陸地油田是長慶油田,年施工達2 000余口井。西安石油大學、中國石油大學(華東)等院校均對該技術進行了科研攻關,研究重點包括火藥發生器、中深井峰值壓力及裂縫形態模擬及監測、電纜施工工藝、室內模擬試驗和井筒安全等方面[4]

    截至目前,我國尚未進行海上油田爆燃壓裂技術適應性研究。若直接應用陸地油田爆燃壓裂相關技術,存在較大安全隱患;同時,海上油田要求達到比陸地油田更顯著的增產效果。為了解決海上油田爆燃壓裂技術應用的安全性問題,筆者研制了耐高溫、低火藥力推進劑火藥,建立了高精度爆燃壓裂模擬模型,進行了篩管地面打靶實驗,采用安全管柱組件并進行安全校核,研究了海上油田井口泄壓方法;為了解決壓裂后的高效增產難題,采用低燃速推進劑火藥,強化軟件模擬,并與酸化技術進行了聯作,形成了海上油田爆燃壓裂技術,并在8口井進行了現場試驗,管柱均無安全問題,且取得了較好的增產效果,單井平均增產倍比提高至17.3倍,平均單井增油量43.1 m3/d。

    • 爆燃壓裂技術也稱高能氣體壓裂技術,是利用火藥在儲層部位燃燒產生高溫高壓氣體壓出多條徑向裂縫的增產改造技術。燃燒產生的氣體主要包括CO2、N2和HCl等,可以在1 s內達到幾十甚至上百兆帕的壓力,一般為地層破裂壓力的1.1~2.0倍,從而在儲層中產生3~8條不受地應力控制的徑向微裂縫,裂縫縫長最長可達15 m,且裂縫不閉合;同時,高溫燃氣還具有降黏和有機解堵等作用。該技術在陸地油田應用較為成熟,主要用于近水低滲透儲層改造。

      海上油田迫切需要利用爆燃壓裂技術的優勢,對近水低滲儲層進行挖潛增產,但由于海上油田開采方式和產量需求有別于陸地,需要重點解決該技術在海上油田應用的安全性和壓裂后高效增產2方面的技術難點。

      1)爆燃壓裂技術在海上油田應用的安全性。海上油田若直接應用陸地油田爆燃壓裂技術,則可能出現火藥產生的高峰值壓力造成完井管柱破壞、井下落物[47]、火藥不耐高溫和海上平臺井控安全[812]等諸多問題。陸地油田(以長慶油田為例)和海上油田爆燃壓裂技術應用條件對比如表1所示。

      類別 長慶油田 海上油田 存在問題
      井況 多為2 000 m直井,采用電纜作業  井深2 000~5 500 m,多為水平井或大斜度井,需采用管柱作業  海上油田峰值壓力更高,存在作業管柱穿孔、扭曲變形、工具井下落物及卡鉆等風險;需要更耐溫的爆燃壓裂火藥
      完井方式 ?139.7 mm套管射孔為主  以?244.5 mm和?177.8 mm套管射孔為主,還有防砂篩管完井  海上油田完井管柱耐壓普遍低于陸地油田
      井口處理 不坐井口采油樹,井口液柱噴濺  海上平臺,多層甲板,安全要求更高  易造成井場油垢噴濺污染,并存在井噴及硫化氫泄露等安全隱患

      表 1  陸地和海上油田爆燃壓裂技術應用條件對比

      Table 1.  Comparison of the application conditions of deflagration fracturing technology with onshore and offshore oilfields

      2)爆燃壓裂技術在海上油田具有更顯著的增產效果。海上油田開發具有高投入、高收益的特點,鉆井及工程費用一般是陸地油田的16~65倍,因此單井產油量也需要達到陸地油田的十余倍,才能實現經濟開發。目前陸地油田爆燃壓裂技術單井增產倍比為2.0~2.5倍,而海上油田需要增產倍比達5.0倍以上,才能滿足基本要求。

    • 基于海上油田爆燃壓裂要求,研究了推進劑火藥、精準模擬技術、地面打靶試驗、安全管柱組件及安全校核和井口泄壓方法等關鍵技術,形成了海上油田爆燃壓裂安全控制技術和高效增產技術。

    • 目前爆燃壓裂火藥主要采用軍工雙基藥和航天推進劑火藥2類,軍工雙基藥耐溫不超過120 ℃,而常規航天推進劑火藥耐溫為120~160 ℃。因此,針對海上油田的需求,開發了以高氯酸鉀、耐高溫環氧樹脂和橡膠等成分為主的耐高溫推進劑火藥,經測試該火藥耐溫可達200 ℃,基本滿足目前海上油田作業需求。

      同時,由于海上油田的?244.5 mm套管和篩管抗壓強度更低,對火藥性能也提出了新的要求,因為爆燃壓裂的高峰值壓力是主要的不安全因素。前人的研究結果表明[1215],火藥力越小,火藥用量相同的情況下越容易產生低峰值壓力,也相對安全。因此,要求火藥具有低火藥力。

      密閉爆發器試驗測定結果顯示,耐高溫推進劑火藥的火藥力為670 kJ/kg,而陸地油田常用火藥的火藥力為960 kJ/kg。

    • 高精度爆燃壓裂模擬可提供更為準確的峰值壓力計算,提前進行安全控制工作,目前國內對于爆燃壓裂壓力模型研究主要分為簡易模型和復雜模型[1215]2類,海上油田在研發復雜模型基礎上,進一步優化了爆燃壓裂理論體系,修正了部分模型存在的單位不統一、物理意義模糊和模擬功能范圍窄等問題,同時建立了應用范圍更廣的壓擋液運動模型[16],采用微分方程顯式離散求解規則進行求解,并用隱式迭代方法來提高計算精度和數據收斂性,基于該成果編制了海上油田爆燃壓裂軟件[17]。修正的復雜模型計算公式為:

      $\frac{{{\rm{d}}{p}}}{{{\rm{d}}{t}}} = \dfrac{{\left( {{f} - \dfrac{{p}}{{{{\rho }_{\rm{n}}}}}} \right){m}\dfrac{{{\rm{d}}{\psi }}}{{{\rm{d}}{t}}} - \left( {{\gamma } - 1} \right){{Q}_{\rm{r}}} - {p}\left( {{S\nu } + \dfrac{{{\rm{d}}{{V}_{\rm{t}}}}}{{{\rm{d}}{t}}}} \right) - {{p}_{{\rm{Tg}}}}\dfrac{{{\rm{d}}{{V}_{{\rm{Tg}}}}}}{{{\rm{d}}{t}}}}}{{{{V}_{\rm{\psi }}} + {xS} + {{V}_{\rm{T}}} + \dfrac{{{{p}_{{\rm{Tg}}}}}}{{P}}{{V}_{{\rm{Tg}}}}}}$

      式中:p為氣體燃燒腔室壓力,Pa;f為火藥力,J/kg;${\rho _{\rm{n}}}$為火藥密度,kg/m3m為火藥總質量,kg;Ψ為火藥燃燒比;$\gamma $為絕熱系數;${Q_{\rm{r}}}$為傳熱量,J;S為井筒橫截面積,m2v為液柱運動速度,m/s;${V_{\rm{t}}}$為液體進入裂縫的體積,m3${p_{{\rm{Tg}}}}$為套管外部氣體壓力,Pa;${V_{{\rm{Tg}}}}$為進入裂縫的氣體體積,m3${V_{\rm{\psi }}}$為火藥柱燃燒掉的體積,m3x為液柱向上運動的距離,m。

      利用式(1)可以求解不同參數的火藥在特定的井筒條件中、不同時間下峰值壓力的變化情況,從而可以提前優選火藥參數,進行壓力安全控制。采用海上油田HZ19–2–7Sa井的相關數據,分別用吳晉軍等人[15]采用的井筒壓力與裝藥量簡易模型和修正的復雜模型進行計算。簡易模型的峰值壓力模擬值為110.4 MPa,實測井下峰值壓力達132.2 MPa,模擬精度為83.5%;修正的復雜模型峰值壓力模擬值為127.8 MPa,模擬精度達96.6%。

    • 為了驗證海上油田篩管完井后爆燃壓裂的可行性,進行了前瞻性的篩管地面打靶試驗研究[1819]。10余組打靶試驗結果表明,復合篩管在合適火藥類型及用量情況下可進行爆燃壓裂作業,為國內外首次在采用復合篩管完井的油氣井(HZ26–1–20Sb井)進行爆燃壓裂作業提供了參考[18]

    • 1)安全管柱組件。

      安全管柱組件包括鉆桿、加厚變扣、縱向減振器、丟手裝置、啟動單元、壓裂槍和空壓裂槍,以上工具需要根據井筒尺寸和施工模擬峰值壓力合理優選。其中,縱向減振器主要是為了防止管柱上竄,減小縱向位移,基于現場作業經驗,建議在起爆器上和距離起爆器30 m左右位置,至少各放置一個;丟手裝置主要是為了防止在大斜度井或水平井作業時可能出現的卡槍而設置的;空壓裂槍是為了避免火藥用量過于集中、瞬時壓力過高而設置的;壓裂槍則根據井筒直徑可選擇?50.8~?177.8 mm等不同外徑,但為了降低卡槍風險,壓裂槍直徑宜比作業井段最小內徑小16.0 mm以上。

      此外,傳統爆燃壓裂采用導爆索起爆方法,導爆索屬于高速燃燒的炸藥,產生的瞬時高壓會對管柱產生較大影響,因此,采用比容小于90 mL/g、爆熱大于6 242 J/g的復合火藥作為啟動單元替換導爆索,基本原理為“采用低威力、高熱量的復合火藥來點燃推進劑火藥”,即由火藥啟動單元的燃燒引燃推進劑火藥,避免了運輸風險和爆轟高壓。HZ26–1–20Sb井在爆燃壓裂作業過程中采用了這種創新模式。

      2)管柱安全校核。

      爆燃壓裂會產生瞬時高峰值壓力,根據材料力學的薄壁應力計算公式判斷施工管柱安全:

      $ \sigma = \frac{{{p_{\max }}D}}{{2h}} $

      式中:$\sigma $為管柱應力,Pa;${p_{\max }}$為峰值壓力,Pa;D為管柱外徑,mm;h為管柱壁厚,mm。

      將海上油田試驗井數據代入式(2)進行計算,結果見表2。HZ19–2–7Sa井和BZ34–2–B6井這2口應用陸地油田爆燃壓裂技術進行驗證對比的井設計峰值壓力較大,且作業管柱設計采用屈服強度相對偏小的油管,計算的管柱應力均大于管柱的最大屈服強度,管柱存在安全風險;其他8口試驗井的峰值壓力偏小,且作業管柱設計采用屈服強度相對偏大的鉆桿,計算的管柱應力均小于管柱的最小屈服強度,管柱安全。由此可見,除了控制峰值壓力以外,海上油田的中深井、深井建議采用屈服強度高的鉆桿作為施工管柱。

      井號 作業管柱 管柱屈服強度/MPa 爆燃壓裂峰值壓力/
      MPa
      管柱應力/
      MPa
      類型 外徑/mm 壁厚/mm 最小 最大
      HZ19–2–7Sa 油管 73.0 5.51 552 758 132.2 876
      BZ34–2–B6 油管 73.0 7.01 552 655 142.0 739
      LF13–1–26H 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 60.0 285
      LF13–1–6 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 50.2 239
      LF13–1–19H 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 58.0 276
      HZ26–1–20Sb 鉆桿 73.0 9.18 930 1 137 43.2 172
      LH11–1–D5P1 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 22.4 106
      WZ6–9–A6 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 68.9 328
      QK18–2–P2 鉆桿 88.9 17.46 930 1 137 71.3 182
      PY10–8–A3 鉆桿 88.9 9.35 930 1 137 39.9 188

      表 2  海上油田試驗井管柱校核數據

      Table 2.  Results of pipe string check in the test well of offshore oilfield

    • 針對目前井口不坐封采油樹可能存在的問題,優化了井口泄壓方法,以防止井口噴濺帶來的風險。目前,海上油田井口泄壓安全設計步驟為:

      1)拆除生產甲板井口采油樹,安裝立管、壓井管匯和節流管匯構成的管匯組件和井口防噴器組,起生產管柱,刮井作業后進行洗井,將井筒內液體替換成一定密度的壓井液,起鉆。

      2)下入爆燃壓裂作業管柱。

      3)采用鉆桿吊卡作為爆燃壓裂作業時的懸掛工具,雙吊環上端連接頂驅下的吊環連接器壓住鉆桿,以防止管柱上竄;作業管柱上端通過高壓軟管和三通連接作業泵,三通另一端口連接鉆井液池。

      4)打開壓井管匯和節流管匯的閥門,將油套環空噴濺的液體導向鉆井液池,關閉萬能防噴器。

      5)作業泵打壓點火,延時起爆的同時打開三通閥門,將作業管柱內噴濺的液體泄壓至鉆井液池。

      6)泄壓完成后,起出作業管柱。

      海上油田爆燃壓裂施工工具如圖1所示。海上油田井口泄壓方法不采用封隔器、氣體或充填物構建覆蓋層密封油套環空,套管壓力可以正常釋放,解決了井口噴濺、管柱上竄等方面的問題,能夠防止井下管柱由于高壓而導致的扭曲變形或封隔器解封困難等問題。

      圖  1  海上油田爆燃壓裂施工管柱示意

      Figure 1.  Schematic diagram of deflagration fracturing string in offshore oilfields

    • 1)低燃速推進劑火藥。前人的研究結果表明[1215],火藥用量一定時,燃燒速度越慢,作用時間越長,越容易形成更長的裂縫,增產效果越顯著。因此,研制的新火藥不僅具有耐高溫、火藥力低的特性,還有燃速低的特點。密閉爆發器試驗測定結果表明,研制的新火藥在壓力為6 MPa時的燃速為4.4 mm/s,而陸地油田常規火藥在壓力為6 MPa時的燃速大于6.0 mm/s。

      2)強化軟件模擬。進行海上油田單井爆燃壓裂設計時,基于不同儲層和井筒等條件變化,結合新火藥的參數以及不同用量,再采用海上油田爆燃壓裂軟件,分別計算爆燃壓裂峰值壓力和裂縫情況,考慮增產效果和管柱安全性2方面因素,選擇合適的火藥用量。由于海上油田井深、井筒等與陸地油田存在差異,峰值壓力一般控制在地層破裂壓力的1.1~1.5倍,并進行管柱安全校核,在不破壞管柱的限制壓力下,盡可能獲得更好的增產效果。

      3)與酸化技術聯作。酸化能夠對爆燃壓裂形成的裂縫進一步溶蝕擴縫,并能解除近井堵塞、溝通滲流通道,進一步提高增產效果。

    • 截至2019年8月底,海上油田爆燃壓裂及其配套技術在海上油田8口井進行了現場試驗。8口井完井方式包括套管完井和篩管完井,儲層類型包括砂巖和灰巖。為了說明其效果,與采用陸地油田爆燃壓裂技術的2口井進行了對比,結果見表3

      井號 酸化聯作 火藥 峰值壓力/
      MPa
      產液量/(m3?d–1 產油量/(m3?d–1 累計增產
      油量/m3
      增產倍比 作業后管柱
      情況
      作業前 作業后 作業前 作業后
      HZ19–2–7Sa 陸地 132.2 70.6 250.9 28.3 59.0 16 658 3.6 變形、破損
      BZ34–2–B6 陸地 142.0 32.7 83.8 22.8 26.8 2 023 2.2 變形、破損
      LF13–1–26H 60.0 0 129.7 0 10.7 1 579 完好
      LF13–1–6 50.2 124.0 295.5 65.0 177.2 15 498 2.4 完好
      LF13–1–19H 58.0 0 725.2 0 38.4 5 411 完好
      HZ26–1–20Sb 43.2 0 338.5 0 32.4 21 845 完好
      LH11–1–D5P1 22.4 0 0 完好
      QK18–2–P2 71.3 10.1 60.4 0.5 22.5 3 127 6.0 完好
      PY10–8–A3 39.9 0 767.0 0 42.9 2 812 完好

      表 3  海上油田爆燃壓裂技術現場試驗結果

      Table 3.  Field test results of blasting fracturing in offshore oilfields

      8口試驗井應用爆燃壓裂技術后恢復生產,7口油井累計增油68 953 m3;LH11–1–D5P1井作業后因故關井,產量無法統計,但漏失量從作業前0.19 m3/h增加到作業后0.48 m3/h。另外,WZ6–9–A6井為水井,作業前壓力19.0 MPa下無法注入,作業后壓力19.0 MPa下穩定注水量為40 m3/d,已累計增注水量18 720 m3,經濟效益顯著。

      由8口試驗井與2口應用陸地油田爆燃壓裂技術的對比井的壓裂效果可知,海上油田爆燃壓裂技術具有更安全、更高效的特點。試驗井采用高耐溫、低火藥力、低燃速的推進劑火藥并強化軟件模擬,產生的峰值壓力為22.4~71.3 MPa,管柱均無安全問題;且平均增產倍比為17.3倍,平均單井增油43.1 m3/d,單井增注水量40 m3/d。而對比井產生的峰值壓力高達132.2~142.0 MPa,管柱在近火藥段均發生嚴重變形及爆裂,裂口長12.0 cm,寬4.0 cm;平均增產倍比為3.2倍,平均單井增油17.4 m3/d。對比井采用簡易模型計算的峰值壓力預測偏低,同時采用屈服強度偏低的油管作為施工管柱,管柱校核存在安全風險,也是管柱發生問題的重要原因。

      此外,試驗井中有4口油井和1口水井采用壓裂酸化聯作的方法,均觀察到試注或井筒漏失速度不斷增大的現象。LF13–1–6井爆燃壓裂前試注壓力為10.3 MPa時排量為0.1 m3/min,爆燃壓裂后試注壓力為10.3 MPa時排量為0.3 m3/min,酸化后試注壓力為12.8 MPa時排量為0.9 m3/min,說明壓裂酸化聯作的增產效果不斷提升。HZ26–1–20Sb井爆燃壓裂前修井液漏失速度為0.6 m3/h,爆燃壓裂后漏失速度為0.8 m3/h,酸化后漏失速度達5.2 m3/h,修井液漏失速度不斷增大,也說明爆燃壓裂酸化聯作具有更理想的增產效果。同時,酸化泵注壓力從13.6 MPa降至10.3 MPa,實施后產液量為338.5 m3/d,產油量為32.4 m3/d。截至目前,油井仍正常生產,且產出液中不含砂,累計增油量21 845 m3,經濟效益明顯。

    • 1)對海上油田爆燃壓裂技術進行了攻關研究和現場試驗,驗證了該技術在海上油田具有較好的適應性,可應用于較多井況條件,并具有較好的增產效果。

      2)針對于海上油田特殊開采方式和產量需求,采用耐高溫、低火藥力、低燃速火藥和高精度爆燃壓裂模擬模型,采用安全管柱組件并進行安全校核,采用已形成的海上油田井口泄壓方法,強化軟件模擬并與酸化技術聯作,能增強技術安全性,提高增產效果。

      3)需要考慮井斜、完井方式等因素的影響,進一步優化爆燃壓裂模型,提高模擬精度;為了提高對不同井況的適應性,還需要進行篩管井下打靶、裸眼地面打靶和裸眼井下打靶等試驗。

      4)建議進一步研究爆燃壓裂火藥、模型、管柱安全和泄壓方式,擴大該技術的應用范圍,增強技術安全性,提高壓裂后的增產效果。

參考文獻 (19)

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