鄂尔多斯盆地大牛地气田PG8裸眼水平井马五1—2气层酸压投产施工设计

摘 要：PG8井导眼段解释成果显示该井目的层马五1-2段垂深2813.0-2816.0m，垂厚3.0m，实钻岩性主要为灰色含灰云岩、灰色灰云岩。录井岩性描述为：灰色，色匀，成分以白云石为主，含少量灰质成分，细粉晶结构，性硬，断口平整，较为致密。与稀盐酸反应较剧烈，加热反应剧烈，持续时间较长，反应彻底，反应液清澈。该井水平段测井显示伽马值存在较大差异，低伽马段对应为较纯的白云岩，而高伽马段可能是泥质含量增加。

一、水平段压裂地质设计

压裂改造井段

根据录井解释成果，分析认为PG8井通过水平段压裂改造，可以获得工业产量。研究确定对本井水平段井深3030-4030m（马五2）进行压裂改造以提高单井产量。PG8井水平段可选择进行压裂改造的灰岩视厚度达1000米，其分段厚度及顶底深度见表1-1。

二、酸压设计

1.储层岩性以灰色含云灰岩、灰色云岩为主，储层以基质孔隙型为主，并发育有微裂缝，结合水平井多级分段酸压的施工特点，应采用多级注入酸压+闭合酸压工艺，保证各段的缝长，同时保证裂缝导流能力。

2.根据各酸压段储层的差异，有针对性地选择酸压工艺以及酸液体系，在钻录储层无显示层段，采用深度酸压改造思路；在钻录储层显示较好层段，考虑适度酸压改造方式。

3.由于水平井各段储层物性存在一定的差异，优化具有一定缓速性能的胶凝酸体系，并采用闭合酸压工艺改善近井裂缝导流能力。

4.针对储层致密，且存在污染的问题，采用前置酸预处理以解除堵塞，增加地层吸液能力，同时降低储层破裂压力。

酸压井口及管柱选择

采用3 1/2″油管作为压裂管柱，根据胶凝酸摩阻系数以及区块地应力数据，利用数值模拟压力计算在5m3/min排量下，预期地面施工压力30-40MPa左右（初期打入压力可能会较高）。考虑可能最高10MPa的工具节流压差，考虑氮气泡沫对于净压力影响5MPa，预测在5m3/min排量下地面施工压力在50-60MPa之间。

为了保障施工，注入管柱N80内径76.0mm外径88.9mm的压裂管柱，抗内压53.6MPa，井口限压为70MPa。

三、酸压施工

按照该井设计单段酸压规模施工，从第二级开始投球，球即将到位时降低排量至1.0-3.0m3/min注入，观察滑套打开情况。在泵注低浓度交联压裂液和胶凝酸阶段全程拌注氮气，氮气排量0.28m3/min。考虑施工过程排量的变化，氮气总量按照酸液排量5.0m3/min与氮气排量0.28m3/min的比例准备，在施工过程中根据排量变化情况可以适当的改变氮气的注入速度。施工过程中，在压力许可的情况下，尽量提高排量；施工结束后，尽量把全部酸液全部泵入地层，施工结束后，现场尽量不剩余酸液。

每段具体施工泵注程序见表2-1至表2-6。

1.第一段泵注程序（见表2-1）

2.第二段泵注程序（见表2-2）

3.第三段泵注程序（见表2-3）

4.第四段泵注程序（见表2-4）

5.第五段泵注程序（见表2-5）

6.第八段泵注程序（见表2-6）

参考文献

[1]张云峰，李忠，王清晨，孔庆友；鲁西隆起区奥陶系碳酸盐岩成岩作用及其对储集性的控制作用[J]；地质科学；2011年02期.

[2]陈志远，马振芳，张锦泉；鄂尔多斯盆地中部奥陶系马五_5亚段白云岩成因[J]；石油勘探与开发；2010年06期.