“最近旅大10-1有两口调整井的日产量为邻井的5倍多,日产均超配产,其秘诀就在于我们对这两口复杂水淹储层的调整井实施了有效的‘微压裂’作业,让原本难逃低产命运的井成功‘脱贫’,也为进入高含水期的老油田日后增产稳产提供了更有效的思路。”近日,渤海石油管理局工程技术部经理范白涛兴奋地告诉记者。
今年五六月份以来,渤海油田部分综合调整项目成效遇阻,其中绥中36-1油田M、N两个平台陆续投产的加密调整井中有部分井未达到配产,表现为产液量低、含水高、生产压差大,这不仅导致油田欠产,而且影响了工程技术人员后续追加调整井的信心。
为此,渤海油田工程技术一路立即成立了产能建设攻关小组,一方面对已投产的低产井寻找解决措施,尽快恢复产能,另一方面分析低产原因,优化后续调整井的钻完井方案。
通过分析,攻关小组发现问题的症结在于为了避免含水上升,对这些复杂水淹储层的调整井采用了较为保守的钻完井方式,导致部分井产液量偏低,压差大、供液不足,而含水却并未降低。
压裂可能会打通强水淹层造成整口井水淹,能否通过控制压裂规模,实施“微压裂”来改造储层,同时又避免压开强水淹层?攻关小组创新压裂思路,提出“微压裂”理念,即通过控制裂缝高度的方式避免联通强水淹层,同时尽量延伸缝长和缝宽以改造储层。经过细致的研究和技术论证,攻关小组认为这一方案完全可行。
以“微压裂”技术理念为指导,工程技术作业中心将具体技术方案应用于现场,在绥中36-1的三口井中成功实施。投产后这几口井的产量比先前的低产井显著提升,并达到了油藏配产。
在绥中36-1油田实施成功后,工程技术人员又立即将此做法推广到了旅大10-1、锦州9-3等综合调整油田。其间微压裂在旅大10-1油田的2口调整井得到实施,并最终获得了超邻井5倍多的日产量,显现出该技术方案的增产价值。
“对压裂技术的创新使用,使我们不仅能通过压裂改造储层、释放部分边际油田的产能,还能通过控制压裂规模,用‘微压裂’思路让在生产的低产井‘脱贫’,这对于渤海油田后续一系列的综合调整项目,尤其是油田中后期的增产稳产意义重大。”渤海油田总工程师(钻完井)邓建明如是说。(记者 郁雅琴 通讯员 赵少伟)