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低渗透油气藏的增产技术没有水泥套管的水平完井
石油工程0901王力天05号
国际石油工程师协会75688
低渗透油气藏的增产技术——没有水泥套管的水平完井
作者B.B麦克丹尼尔,SPE,与威利,SPE,哈里伯顿公司
版权所有2002,石油工程师协会准备在卡尔加里,阿尔伯塔,加拿大举行SPE气技术研讨会,于四月30日到5月2日在2002年。
本文介绍了选择一个SPE程序委员会审查后的包含在一个抽象的作者提交的信息(S)。
本文的内容,如提出的,没有被审查的石油工程师学会,并受作者校正(S)。
材料,如,不一定代表什么位置的石油工程师学会,管理人员,或成员。
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写的图书管理员,SPE,PO833836盒,理查德森,德克萨斯州75083-3836,美国,传真01-972-952-9435。
摘要
现有文献记载了不少下套管/注水泥水平完井使低渗透油气藏增产的成功故
事。
但是,经营者们面临有限的生产潜力,急需降低井成本。
水平井段裸眼或不注水泥衬管的完井是有吸引力的。
在低渗透储层中,此类完井的产量往往低于预期,有时甚至在商业上行不通。
当我们只考虑除裂缝性白垩岩之外的储层完井时,这种情况尤其真实。
为了借助技术(如压裂酸化或用支撑剂水力压裂)来达到适当的增产,经营
者们必须综合出控制压裂液和支撑剂充填的经济而有效的方法。
目前,充分证实
的能控制不注水泥井筒的裂缝分布的技术不多。
有时候,高风险和极高成本伴随
着这些技术,取决于储层条件或生产好转的可能性。
本文探讨目前用来解决这些问题的几种方法,并提出其机械和/或经济成功或失败的原因。
一般来说,常规压裂处理或水力压裂(使用极少的支撑剂)的成功使用将需要某种方法来控制沿水平方向的裂缝分布,以有效增产。
此外,控制裂缝分布通
常还需要对碳酸盐地层的有效压裂酸化。
实例来自加拿大和得克萨斯州西部,还
引用了文献中的其它例子。
引言
如果经营者考虑在低渗透碳酸盐岩或砂岩储层中水平完井,成本遏制成为钻
井和完井首先要考虑的问题。
就全世界许多最近和当前计划的项目而言,裸眼水
平井均有机会经济地增产,在经济学上也许认为开发新油田.、或在现有油田补充
钻井是合算的。
此外,老垂直井再入的水平二次完井(由于井眼尺寸的限制)经常会规定为裸眼完井。
我们的行业将慢慢接受的全球现实是,低渗透油气藏的许多水平完井需要有
效的增产措施以获得确实经济的产量.一些水平钻井计划是基于这样一种假设,即长裸眼分支井将会淘汰昂贵的、通常需要垂直完井的强化处理。
除Austin白垩岩储层外,只有少数的此类项目达此目标。
在生产结果令人失望的许多低渗透、
水平裸眼钻井项目中,少数经营者业已找到可以显著增进经济收益的有效增产方
法。
多数经营者认为在特定储层中(即在不具有某种分布控制技术的完井条件下)
尚无一致有效的低成本增产工艺。
背景
一般相信,水平完井通常淘汰了对水力压裂增产措施的需要(而这是垂直完井通常需要的),并得到了现今工业界“综合水平井学说”的完全支持。
我们回顾的大多数教科书经常陈述和暗示水平井的近井损害不如垂直井的利害关系大,且大部分教科书和例子都包含储层是均质的和无显著垂向渗透率差异的假定。
看来这种教科书需要的是完全奉献给低渗透油气藏的单独章、节。
许多教科书未能解决一个现实,即这些通则的一部分很少适用于许多低渗透油气藏的水平层位。
低渗透层往往包括不同孔隙度和渗透率的多层。
在低渗透油气藏中,严重的渗透率各向异性可能比在中一高渗透率储层中更常见。
甚至经常存在着太薄以致于常规测井不能探测到的意外的垂向渗透率阻挡层。
S0li,man的教科书是我们发现的明确包括了低渗透率专题的健全教学的少数教科书之一。
在低渗透储层中,表皮堵塞值可能是非常高的,甚至在某些情况下,整个分
支井都使用空气钻井。
尽管声明“不应该期望大于约5-6的表皮因子?
”也许对中一高渗透率层带有效,但它不适用于已钻裸眼分支井的许多低渗透储层。
此外,低渗透砂岩地层的基岩损害清理作业效率不高,即使是在下套管和注水泥的完井中。
在长裸眼分支井中,此类作业难得见效。
在许多教科书中,1-3的垂向渗透率各向异性值(Kh/Kv)一般被用于生产预测,而5-20对于企图裸眼水平完井的许多低渗透储层来说可能现实得多。
图1描述了过去20年来我们在观察低渗透砂岩储层(尤其是气藏)岩心样品时曾经十几次看到的现象。
在Frontier砂层、CottonValley砂层、MesaVerde
砂层和许多别的低渗透地层(大部分来自北美洲),我们发现全岩心垂向渗透率可能极不同于垂直钻井的试验堵塞。
当分析“全岩心”试验数据时,我们多次发现3O英尺岩心筒中的一、两个样品只具有在其他岩心观测到的垂向渗透率的5-10%。
对水平完井的这些广义标准(主要对高渗透率地层有效)的明显信赖有时导致作业者根据脱离其钻井具体环境的经济计划来开发水平钻井项目。
如果岩层很薄,识别它们的最好测井大概是最清晰的声波成像(可能)‘摄象机(具有干净的井筒)或最先进的核磁共振测井。
即便用物理取心,也不可能对整个生产层段取心,即岩心可能在小页岩层处拧断,使岩心分析者探测不到该层。
如果是垂直井完井,这些小层一般与油井产量不相关。
如果它们是不连续的和侧向延伸距离不大,它们对水平完井可能也无意义。
如果它们是延伸的,则只有某个工艺能有效胜过它们的影响,如水力压裂。
t一soliman的油藏模拟(图2)显示,在一个水平渗透率1毫达西和垂渗透率0.1毫达西(水平井kz-O.1毫达西)的储层中,中等长度的水平井的生产可能并不比有效实施增产措施的垂直井完井好(即使该水平分支井使用零表皮因子)。
图中的模拟对于垂直井压裂增产措施的情况应该是有效的,但对于这里显示的三种非强化的情况(两个水平井曲线和未压裂的垂直井曲线)可能过分乐观了。
如果模拟低渗透储层的生产,只有当作业者相信他们的独特储层能够达到零表皮因子时,他们才应该用零表皮因子模拟。
教科书的例子往往是广义的,不应该认为可以代替模拟具体的储层和井。
关于经济生产,低渗透油气藏的许多水平井将需要高效的无损害处理作业以
避免需要有效的压裂增产措施程序。
历史证明,只有高酸溶性碳酸盐岩地层是独
自排除堵塞作业的良好候选者。
在其他类型的低渗透地层中,作业者不应该只依
赖于有效排除堵塞来达到预测产量,除非该技术以前在该地层证明是成功的。
由
于排除堵塞的问题在裸眼水平井中很常见,因此水平完井的许多经济成功涉及下
套管和注水泥的井。
显然,这种完井方法显著增如了原始井戒本,且仍然需要仔
细的工程学来确保增产效率。
图3显示了0.1毫达西储层的So1iman模拟产量曲线。
这些结果说明,水平分支井不长于压裂垂直完井时获得的半长的两倍,其生产能力很可能不如压裂的垂直井。
这意味着,假定水平完井成本相似或较高,只有很长的分支井才会经济。
然而,这里的模拟假定了零表皮因子(这对于低渗透油气藏来说是十分不可能的)并进一步假定垂向渗透率也是0.1毫达西(很可疑)。
为了达到该水平井筒模拟设计的生产水平,作业者很可能将需要某种增产措施来克服表皮堵塞和垂向渗透率的不一致性。
低渗透的挑战
本文主要聚焦于层状或其它非均质低渗透地层。
看来文献中谈论较多的是在
厚、均质储层,例如Austin白垩岩和北海深部白垩层的完井,这里不打算论述,
但这里涉及的一些情况也许对那些完井类型有益。
有关这些讨论的“低渗透油气藏”的一般定义。
“低渗透油气藏”术语是一个相对的概念,因作业者对极低、低、中等,和高渗透率的理解以及个人的经验是不同的。
我们没有暗示裸眼完井不能用支撑剂充填或用压裂酸化水力压裂。
相反,最多的挑战是找到在压裂储层工艺中获得适当增产效果的一些方法。
在许多不同‘类型的完井中,低渗透储层可以用支撑剂携带液或用酸化(对于高溶度碳酸盐岩层)成功压裂;决定长分支井增产措施成功的最关键的因素之一是校正裂缝分布。
非控制生成的水力压裂裂缝不大可能会沿着任何长度的裸眼分支井良好分布裂缝分布。
为了最佳增产,压裂增产方案应当导致沿水平井广泛分离和分布良好的有限
数量的离散裂缝(图4a)。
如果扩展过多的裂缝,各条裂缝的宽度和长度会随着裂缝数量的增加而减小。
裂缝长度始终是低渗透油气藏压裂增产措施的希望对适当的裂缝传导性的要求通常居次位,在达到有效长度之前,其重要性是相当有限的。
另一个主要目的是,在需要它们的地方制造这些裂缝。
彼此紧靠的多次压裂裂缝将会增进初始增产措施的响应,但除增产措施后的头一、两年之外,它们提供不了多少增产的累积产量。
预测任何给定处理作业的成功都会是困难的,因为裂缝分布是随井筒设计、
隔离预定裂缝层带的能力、相对于裂缝面的井筒方位、和能够达到的泵排量而变
的。
作业者甚至在选择压裂液和支撑剂或确定压裂酸化的最佳方法之前,就得考
虑所有这些标准。
因此,“为最佳情况设计的”压裂方案的产量预测很少与实际
完井后的产量相符。
为了有效设计,作业者的主要焦点通常是在迫使裂缝只发生
在沿分支井的一些目标点位上。
高速率、大容量裸眼压裂增产措施尝试(处理液完全是鲁莽进入裸眼井)一般导致很多次压裂,造成大部分处理液体被置于接近跟部井段附近的一小块地区,而层段的其余部分基本上未得到处理(图4b)。
如果在钻进过程中,分支井有非常均质的地层性质和无层带破裂,这种压裂结果是颇具代表性的。
为了更好地理解这种有限增产措施响应,认为裸眼分支井的更大部分会得到强化的许多作业者利用放射性示踪剂测井业已证实了压裂效果。
在有些情况下,作业者们选择层段射孔来强化沿分支井的裂缝分布,但这产生了十分有限的成功。
在大多情况下,裂缝分布看来比鲁莽技术取得的略有好转,但将不足以使费用合理的完井的油气藏增产。
在少数情况下,作业者们使用水力喷射技术代替射孑b来制造特殊的低强度地
带,略有成就,但这种做法看来也不多见。
Hugoton气时报导过一次成功压裂,其裂缝沿井筒纵向分布。
使用把油管柱下入井筒一个长距离,然后沿着管柱(按有限的速率)或沿着油管和环形空间同时(按高速率)压裂的工艺时而成功时而不成功,而在许多地区尚未获得高成功率。
在某些地层,这种技术也许是一种可行选择。
横向与纵向裂缝
给井筒战略定位(使其垂直或平行于裂缝面)是作业者能够使处理作业中制造的裂缝效能最大化的一种方法。
如果垂直于裂缝面(±15。
)给井筒定方位,便会产生横向裂缝(图4a和4b)。
如果井筒平行于裂缝面(±15。
),则产生纵向裂缝(图5a和5b)。
横向压裂裂缝通常为大段储层泄油提供最大的可能性,是大多数情况下的首选;而纵向压裂裂缝可能更容易接受高浓度支撑剂并导致少量脱砂。
当然,对于压裂酸化碳酸盐岩地层的作业者们来说,脱砂通常是无关紧要的。
当井筒以横向和纵向中间的角度交切裂缝面时,近井地带多次压裂裂缝更有可能增加支撑剂携砂液,导致过早脱砂并使分支井的裂缝分布更难控制。
abass等人业已证明,在水平井中,过度的多次压裂仍然是一个问题,且不局限于以前经常认为的注水泥套管/射孔。
在有些油田中,作业者们按能得到纵向水力压裂裂缝的方向来钻裸眼水平井,试图使井简与天然裂隙模式更好地连通。
在正在从事这项工作的得克萨斯州西部,该油田的作业者决定评价与大多数现有的分支井不同的90。
模式的下套管/注水泥水平完井,以使井筒的水力压裂裂缝是横向的并得以更有效地增产。
即使比初始井的成本高25—40%,对于能有效应用压裂增产措施的这些井来说,这种完井方法的投资收益率(ROI)比作业者们完成裸眼分支井的投资收益率好得多。
由于垂向连通储层(无论薄层之间还是一个极厚的均质储层)是压裂的主要目的,因此纵向裂缝比横向裂缝有益。
如果裸眼井段很长,分支井压裂可以在井筒的上方、下方获得更高幅度的裂缝生长,并可生成少数总裂缝系统。
泵送给定体积的液体,裂缝宽度和高度可改善。
现场经验证明,即使纵向裂缝是理想的且井筒与地层的最佳裂缝面(PFP)十分一致,如果不用具体工作来控制裂缝分布,大部分分支井的增产仍然是很靠不住的。
常规完井方法
低渗透地层水平井所需要的完井类型可能取决于压裂增产措施的成功应用。
不幸的是,许多过去的钻井项目都是基于错误的假定。
处在比较渗透剖面的一些
井无需增产措施,而其它许多井仍需适当的增产措施。
本节我们将讨论一些常规
的完井方式(图6-10)和与每类完井相关的挑战。
裸眼完井假定水平井在无增产措施的情况下生产相当的产量,裸眼完井(图6)几乎总是最低成本的方法。
由于井筒不稳定的问题一般与低渗透储层无关,因此从机械观点来看,大部分低渗透储层都是裸眼完井的候选者。
如果钻井项目的目的是用5.5英寸或更小的套管再入现有的井并用一个以上的分支井使其二次完井,则裸眼完井就成为常规需要(如果不考虑经济问题)。
当渗透率极低或具有高度渗透率各向异性(而不是天然破裂)的时候,水平裸眼完井多半图6裸眼完井需要有效增产措施或消除堵塞来达到商业性生产水平。
如前所述;在大多数情况下,裸眼完井不能充分控针裂缝分布。
t带眼或割缝衬管如果关注井筒不稳定性或如果作业者希望在完井或修井期间有限控制流体分布,使用带眼或割缝衬管(图7)是水平完井的一种选择。
同时这还允许使用许多低成本和低风险的下套管井工具。
衬管内包括一些无眼衬管段;给作业者带来几分有限井筒密封的机虽然分支井的环空地区仍然畅通。
这种完井适用于作为清除堵塞作业而进行酸洗和挤酸作业的碳酸盐岩地层,甚至可用于有效压裂酸化处理作业。
预先射孔或割缝衬管极大地改进了裸眼完井,但仍可导致不良分布的裂缝(图4b和5b)。
使支撑剂一压裂处理作业进入割缝衬管可能需要对衬管的期望裂缝之处进行射孔,因为这些割缝可造成衬管内的脱砂。
预射孔或割缝衬管比用裸眼完井可以接受的增产措施的流体充填量大。
不过,使用长的预射孔或割缝衬管段,作业者们不可能获得良好布局的长水力压裂裂缝。
具有很有限丛式射孔的无眼衬管基本上无眼的衬管(图8)的使用,能使压裂液抵达分支井段的全部预定层段,可有效改善水平井筒的增产潜能。
通过在衬管中设置有限数量的孔眼并堵塞井段趾部,作业者可选择衬管上的流体出口之处,以便更好地控制裂缝分布。
大约0.4英寸直径的孔眼是最常使用的,孔眼总数将由进入各井眼的压裂液的流量来确定。
流量会随着井眼尺寸的变化而起伏,但一般的流量为1.5-2桶/分钟。
)该技术常常为作业者提供在不使用注水泥套管情况下_的最低成本压裂增产方法。
预先钻所需的孔眼会降低成本,且衬管鞋内通常没有孔眼。
如果希望的话,可以在几英尺的趾部设置少许孔眼,否则当钻柱进入孔眼时能被完全填充,直至到达第一节带孔衬管为止。
可能“无眼衬管”的最低成本应用是要把它用作可收回的作业管柱而不是永
久性衬管。
在支撑剂压裂作业的过程中,有些井况可增加衬管/作业管柱卡钻和
不能收回的风险。
如果地层是能够被有效压裂酸化的碳酸盐岩,这种风险通常是
很低的。
一些作业者甚至开发出交联冻胶和时延破胶剂作为化学封隔液填充整个
环形空间裂隙的一些技术。
为了使该技术在要求期限内(在化学封隔液开始突破之前)获得成功,把一开始堵塞的特殊的带孔接头插入预定位置上的衬管组合。
然后酸会使覆盖接头孔的物质变弱并使它们“爆裂”,允许同时在几个点位有效压裂酸化裸眼井段。
若无真环空层隔离,这种“无眼衬管”方法未必总是会成功。
一般,只有现
场试验会作出上述回答,因为过度的多次压裂仍会发生在射孔井段附近地带或几
百英尺射孔段内的薄弱层带上。
这种方法的成功率通常是通过减小环空的尺寸来
提高的,但“紧配合”也能引起设置衬管的一些问题。
放射性示踪剂的使用能帮助作业者确定接受大量压裂液的一些位置,但如果多次压裂裂缝相隔几英寸发生,它们在测井图上可能看来像是一条裂缝。
过度的
多次压裂能消除长裂缝的势能,而这通常是低渗透油气藏适当增产措施所需要的。
往往,获得预期的增产结果是作业者获得了一些长裂缝的最好指示。
用常规下套管井工具和外部(膨胀式)裸眼封隔器来隔离井筒破裂地层也有助于改善增产力。
这些技术通常比井经济学允许的、尤其是作业者能以低成本使油气藏成功增产的技术更为昂贵。
通过用数目有限的孔,只射孔小型、离散剖面和堵塞衬管末端,作业者可以防止任何单层得到不相称的处理效率,并增加裂缝的分布。
另一项技术包括在接近钻孔底的地带设置更多的孔眼,随着射孔向跟部前进,
每个点位的射孔数量都在增加。
密集射孔(一般间距6英寸以下)是另一项改进。
如果要求纵向裂缝,射孔间距可以进一步增大(卜3英尺)。
能压裂的层段数量是随着能达到的泵排量而变的,泵排量通常受把压裂液传递到衬管所使用的导管尺寸的限制。
一般,泵排量从6O一120桶/分钟不等,不过也有使用大于300桶/分钟的。
在某些位置,泵排量可能受处理作业现有功率的限制。
使用就地衬管,作业者一般能使500-1000英尺剖面内的分支井趾部和一、两个附加剖面增产。
但是,进一步增产措施将可能要求至少部分注水泥的衬管。
套管封隔器套管封隔器(图9)前面曾简要提及。
套管封隔器完井以固定在衬管上和有一些膨胀式叶片的膨胀式封隔器为特色。
有时候,叶片只用液压来膨胀并能解压以便移管和卸管(如果这些叶片接到了处理作业管柱上)。
在其他情况下,这些叶片通过单向阀被用水泥充填,水泥硬化后成为永久性的密封环形空间。
在裸眼完井中,套管封隔器的长度一般是5=30英尺,但可以更长。
在有些情况下,经营者们业已开发出以较低成本来荑现膨胀式外部套管封隔
器的某些效益的一些技术,如使用注水泥浮箍。
小环形空间使其在某些作业中可
行。
部分注水泥衬管在有几千英尺的剖面需要强化的一些水平井中,部分注水泥衬管可能是一种安全的应用(图10)。
一般,作业者在水平井中部附近使用膨胀式封隔器(或可能使用低价的注水泥浮箍),并使用有限数量的丛式孔眼来预射孔非注水泥的衬管段,企图设置几条分布良好的裂缝,如同无眼衬管的情况一样。
实例4是这类应用在深层白云岩剖面的例子。
作业者对环空注水泥以获得对回接到垂直井段的衬管其余部分的分层隔离。
在对非注水泥井段实施增产措施之后,作业者可以在非注水泥衬管上方使用桥塞,对注水泥部分射孔,并在需要时实施压裂增产措施。
这种通过完井的垂直部分提供的压力和产量限制的方法能使有效增产的水平井段长度增加一倍。
注水泥套管水平井全长注水泥(图11)提供了对裂缝分布的最佳控制,但大部分经营者认为它对于陆上低渗透油藏来说成本非常高。
然而,许多经营者发现未必总是这样。
由于低渗透层的许多裸眼完井不会按适当的速度生产,作业者们开始认识到,原来的设计有一些缺陷(如本文所述)。
通过适当注意完井细节就能获得较高的产量这一事实说明,注水泥衬管是比较经济的完井方法。
许多增产措施程序在完井以前是没有计划的,因此它们没有达到其预期的产量(及其潜能)。
这种令人失望的事实对于垂直完井常常是真实的,而它对于水平完井则是一个更大构威胁。
在海上,作业者们受到平台井数的限制,且经济上要求每口井都要具有高产
量,因此全注水泥套管完井较经常是经济合理的。
这里,密切注意细节是更常见
的(由于高得多的风险和损失费用),在低渗透油气藏中,、使用注水泥衬管水平
完井业已不足为奇。
新兴完井技术
除适用于水平井增产措施的常规技术之外,一些新的开发已成功痘精于裸眼
或非注水泥衬管的完井,例如化学封隔器和水力喷射压裂。
水力喷射压裂喷射泵技术为作业者使用特殊的喷射/压裂工具(分两步设置裂缝的新技术)铺平了道路(图12)。
该技术比许多常规方法能更好地控制裂缝的分布,并允许在无井内机械隔离的情况下,单独制造多条压裂裂缝。
为强化特殊井而设计的小型喷射工具被设置在作业钻柱的末端。
如果能达到
压裂的必要速率,可以应用连续油管(CT)。
由于该工艺一次只能生成一条裂缝系统,因此要求的泵排量通常不是很高。
开始时为了在地层内制造小喷射裂隙(孔道)而使用该工具。
在喷射阶段使用低砂浓度也允许用该工具给衬管或注水泥的套管射孔。
在裂隙形成之后,可以把流体泵入环形空间以增加井筒压力。
当裂隙内的压力足够高的时候,一条压裂裂缝便会产生并开始延伸。
由于喷射孔道不为射孔孔
道所影响,因此地层破裂和流体压力的传递比其他任何水力压裂条件产生的情况
要好得多。
基本上,延伸和支撑(或酸化)裂缝所需的压裂液都被泵送入该工具并送出喷口。
这个过程可以在几分钟内在更接近跟部的新位置上重复。
由于连续喷射行动在喷射裂隙内造成“增”压,因而施加在裂隙内的总压力
总是比井筒(环形空间)压力高几百psi。
所以,以前设置在裂缝的压力到达不了使其重新张开和再延伸的那个点位,这样无需机械隔离.当一条耱成和得到支撑(或酸化)时,流体只会渗入那些裂缝。
泵入环形空间的流体有助于确保这种渗漏并使压力保持在刚好低于裂缝延伸所需的水平。
实例1得克萨斯州西部这口井的垂直井段是用从地面到刚好低于16,000英尺的7英寸管子下套管的。
在该井段注水泥之后,作业者用6英寸钻头钻到了底部,钻了19,000多英尺量测深度(MD),水平井段的平均真垂直深度(TVD)约为16,600英尺。
对于头2,000英尺,作业者企图定向钻井以产生横向裂缝,但这个地层的硅质性质使这个方向难以保持。
为了减少钻井问题,在此点位之后,使钻头沿着阻力较小的路径而行,实质上转了几乎9O。
,以致于纵向裂缝很可能靠近分支井的趾部。
作业者决定在距趾部约1,000英尺使用不注水泥的衬管,并在此衬管中设置有限数量的射孔(小型丛式)来使这个分支井完井。
这个4.5英寸衬管的其余部分被回注水泥到垂直7英寸套管的连接上。
这会允许在射孔任何注水泥衬管段之前,对非注水泥衬管实施压裂增产措施。
图13简要说明了这类完井(未包括说明分支井段的转向所需的三维视图)。
为了强化非注水泥衬管井段的气藏,作业者泵入15%的盐酸5,000加仑,继之以大量的前置液,然后在支撑剂携带液阶段使用375,000加仑硼酸盐交联冻剂作为压裂液。
泵入量平均为55桶/分钟,井口工作压力约为9,O00psi。
该井段独自的初始产量约为800万标准立方英尺/日。
然而,不久该井开始产生支撑剂,为
了减少回流,使井节流到350万标准立方英尺/日。
分支井的这个井段的独自产
量远远大于在这个低孔隙度、低渗透气藏的大部分垂直完井的产量。
该井后来被
关闭,以便可以在非注水泥衬管段之上设置桥塞,且衬管的注水泥部分能够被射
孔和实施压裂强化。
实例2新墨西哥洲东南部的低渗透碳酸盐岩油藏的一口井是用大约在3,800英尺深的垂直井段使用5.5英寸注水泥套管和一个1,600英尺的裸眼分支井(直径4.75英寸)完井的。
此为成熟注水地区的一口老井,日产3-4桶油(加水)。
选择它进行修井是因为其累积产量低于其大部分补偿的一半,一般日产油为8-15桶。
该井的首次处理是通过2英寸油管柱进行常规盐酸酸洗。
一开始增产油量高于2O桶/日,而后在不到1O天内回落到低于5桶/日。
二次处理,使用大量的盐酸(经由挠性管),得出非常相似的结果。
作业者认为,如果水力压裂该油层,水平井段的罗盘方位应能提供横向裂缝。
如果用水力喷射/压裂工艺压裂酸化,该井平均日产油不会多于3桶。
喷射工
具(经由2英寸作业管柱)的战略定位使8条清楚的裂缝分布在分支井的预定位置上。
第一条裂缝设置在趾部附近。
然后上提管子的若干接头,把工具重新定位在下一个目标裂缝位置上。
每期酸都是通过作业管柱泵入的,然后以大约5,000psi的压差通过12个喷1:
1(英寸直径)。
同时,按照使环形空间压力保持在低于破裂压力200磅/英寸所要求的速率,经由环形空间泵入盐水。
由于这只是使用这种新工艺的第二次尝试,作业者同意在每期酸化中使用放射性示踪剂来帮助校验按设计来设置裂缝。
该处理作业产生的示踪测井(图1-3)。
清楚地显示,在全部8个位置上出现了大量的示踪剂。
由于在以前的井作业过程中井筒形成裂缝
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