叢式水平井組整體壓裂工藝技術(shù)在致密低滲透氣藏中的應(yīng)用

李國鋒 秦玉英 劉 戀 何 青 陳付虎 張永春

1．中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院 2．中國石油大學(xué)（北京）

大牛地氣田二疊系石盒子組1段氣層采用水平井分段壓裂工藝獲得較好改造效果，截止到2012年5月底，盒1段氣層水平井壓后平均無阻流量達(dá)7．56×104m3／d，為該層段的有效動用提供了技術(shù)支撐［1］。為進(jìn)一步提高大牛地氣田盒1段氣層的儲量動用程度，加快天然氣利用水平井組進(jìn)行開發(fā)的步伐，評價水平井組開發(fā)的經(jīng)濟(jì)技術(shù)可行性，開展了水平井組工程工藝試驗。大牛地氣田A井組是中國石化第一個實施的水平井井組［2－3］，這為實現(xiàn)油氣增產(chǎn)“二次跨越”提供了技術(shù)儲備。

1 難點及設(shè)計理念

1．1 難點

1）水平井組整體壓裂目的，是通過一體化、整體化施工提高效率，降低成本。但目前整體壓裂模式可借鑒的理論、經(jīng)驗較少，設(shè)計及施工存在較大困難。

2）施工參數(shù)優(yōu)化要求高。A靶點之間間距較小，對裂縫整體布局、壓裂順序、縫長、排量、砂比等施工參數(shù)優(yōu)化要求高［4］。

3）現(xiàn)場組織實施復(fù)雜。通過對2011年水平段長1 000m、實施多級管外封隔器分段壓裂工藝的井進(jìn)行統(tǒng)計分析表明：單井壓裂入井液量多（2 500m3左右），加砂規(guī)模大（單井315m3），罐具數(shù)量多（90～95罐），井場要求大（單井井場70～60m），返排液量多，現(xiàn)場組織實施整體壓裂難度大。

1．2 設(shè)計理念

以提高單井產(chǎn)量為目標(biāo)，以確保施工安全為原則。

1）避免井間、縫間干擾，盡可能擴(kuò)大井網(wǎng)范圍內(nèi)泄氣面積?？紤]井網(wǎng)影響，依據(jù)各水平井地下的實際位置，優(yōu)化壓裂次序、裂縫布局、裂縫長度和加砂規(guī)模等參數(shù)，避免縫間干擾，避免壓竄裂縫，達(dá)到深度改造的目的，進(jìn)一步提高改造效果。依據(jù)水平井段方位與最小主地應(yīng)力方位的夾角以及施工壓力的變化優(yōu)選段塞數(shù)量和最高砂液比，確保不出現(xiàn)早期脫砂等現(xiàn)象。

2）采用成熟的壓裂液配方體系、分段破膠和伴注液氮技術(shù)，盡可能減小對地層的傷害。

3）借鑒“井工廠”壓裂模式，合理利用壓裂車組、液罐和排液池，優(yōu)化液罐和壓裂設(shè)備的數(shù)量與合理擺放，在管理上降低成本，達(dá)到“省時、省力、省錢”的目的。

4）借鑒國內(nèi)外頁巖氣水平井叢式井組壓裂改造方法，綜合考慮叢式井單井位置和應(yīng)力干擾盡可能多的采用同步壓裂技術(shù)，以提高改造體積和壓后效果。方法為：同步壓裂、同步放噴。目的為：增加改造體積，增加裂縫復(fù)雜性，達(dá)到提高產(chǎn)量的目的。同步壓裂可以重復(fù)利用井場和排液池等，多井同時安排壓裂在管理上可降低成本。

5）進(jìn)行裂縫實時監(jiān)測，確定裂縫分布，優(yōu)化壓裂工藝，調(diào)整施工參數(shù)。壓裂過程中掌握裂縫的分布，實時監(jiān)測壓裂過程，依據(jù)實際裂縫延伸情況隨時調(diào)整泵注方案，優(yōu)化壓裂工藝，做到同步調(diào)整。

2 壓裂方案優(yōu)化

A井組6口井井眼軌跡采用放射狀“米”字形布局，采用二維軌道（圖1），便于現(xiàn)場施工及后續(xù)壓裂管柱的下入。

A井組設(shè)計6口水平井，使用3臺鉆機(jī)同步實施鉆井施工（圖2）。優(yōu)點：①節(jié)約時間，一臺鉆機(jī)平移可鉆井兩口，節(jié)省了鉆機(jī)搬遷時間，建井周期有效縮短；②節(jié)約征地面積和費用，不考慮生活區(qū)和重復(fù)挖泥漿池的工作量，6口井僅征用了兩口井的井場。

圖1 A水平井組井眼軌道示意圖

圖2 A水平井組井口位置示意圖

2．1 壓裂方案

2．1．1 壓裂工藝優(yōu)選

全部井完鉆后，統(tǒng)一進(jìn)行壓裂施工；確定采用多級管外封隔器分段壓裂工藝［5－6］。水平段井眼均為152．4mm，88．9mm回接管柱組合，114．3mm壓裂管柱（圖3）。

圖3 多級管外封隔器分段壓裂工藝管柱圖

2．1．2 壓裂順序

結(jié)合“井工廠”壓裂模式為主，試驗兩井同步壓裂的理念，根據(jù)地質(zhì)概況和井場井位分布，同時考慮降低成本、保障大牛地氣田會展進(jìn)度，確定壓裂順序：A－2H井→A－1H井→A－4H＋ A－6H井→A－3H＋ A－5H井。

2．1．3 噴嘴位置優(yōu)化

以井組考慮，同側(cè)3口井的壓裂裂縫進(jìn)行交叉設(shè)計，同時結(jié)合錄井、氣測、隨鉆伽馬資料進(jìn)行選段，避免縫間干擾（圖4）。

圖4 壓裂裂縫交叉設(shè)計圖

1）裂縫形態(tài)：相鄰兩口井之間采用交錯排列方式。

2）滑套位置：盡量放在錄井顯示好、AVO資料也好的位置。

2．1．4 裂縫間距優(yōu)化

合理的裂縫間距應(yīng)綜合考慮儲量動用程度和保證水平井具有較高的產(chǎn)能。以氣藏儲層條件為基礎(chǔ)，分別利用油藏數(shù)值模擬法及極限控氣半徑公式優(yōu)化水平井裂縫間距。綜合兩種方法，結(jié)合水平井實施經(jīng)驗，優(yōu)化出氣藏水平井的合理裂縫間距為135～166m，不存在裂縫間干擾［7］。

2．1．5 壓裂段數(shù)優(yōu)化

依據(jù)裂縫間距優(yōu)化原則，1 000m水平段壓裂段數(shù)為7～8段。

2．1．6 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合儲層工程地質(zhì)特征、單井鉆遇顯示情況以及考慮井網(wǎng)條件來對參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

儲層楊氏模量為18．76GPa，屬中等楊氏模量，利于壓裂裂縫的延伸。

根據(jù)單井的錄井顯示以及封隔器控制范圍，在全烴顯示好的位置以及封隔器間距大的地方，適當(dāng)加大加砂量，全烴顯示差的位置以及封隔器間距小的地方，適當(dāng)減少加砂量。

考慮避免A井組相鄰井水平段裂縫延伸可能產(chǎn)生的裂縫干擾。①B靶點附近：擴(kuò)大有效改造體積，造長縫，適當(dāng)提高施工排量和加砂規(guī)模；②A靶點附近：避免縫間干擾，結(jié)合鄰井相對應(yīng)壓裂點之間距離、控制縫長，適當(dāng)控制加砂規(guī)模（約30m3），并降低施工排量。

根據(jù)以上3方面考慮，結(jié)合前期施工經(jīng)驗，建議單井壓裂施工規(guī)模：①B靶點，壓裂規(guī)?？梢赃m當(dāng)放大，前置液比例提高，排量適當(dāng)提高，適當(dāng)降低施工砂比；②A靶點，控制壓裂施工規(guī)模，施工排量初步定為4．0 m3／min，加砂規(guī)模減小，前置液比例降低為35%，根據(jù)前面幾段施工情況可以適當(dāng)調(diào)整施工排量。

綜合以上因素來考慮，結(jié)合前期施工經(jīng)驗，優(yōu)化裂縫長度為130m左右，裂縫高度在50m上下，裂縫寬度約4．0mm，為此優(yōu)化每段加砂規(guī)模為30～45m3（表1）。

表1 單井施工規(guī)模及部分參數(shù)表

加砂程序：10%～16%～22%～28%～32%～38%，漸進(jìn)式加砂。

液氮伴注比例9%～6%，從B靶點到A靶點逐漸減少。液氮注入量大，孔隙壓力增加值大，促使更好排液。

破膠劑：膠囊破膠劑，0．03%～0．04%（前置液階段現(xiàn)場添加）；過硫酸銨，0．015%～0．035%～0．055%（攜砂液和頂替液階段現(xiàn)場楔形追加）。優(yōu)化破膠劑種類和加量，調(diào)整從第一級到最后一級加入比例，盡量做到分段同時破膠，減少前幾段由于破膠時間早造成的水鎖傷害。

2．1．7 各井壓裂施工設(shè)計及參數(shù)模擬

各井壓裂施工設(shè)計及參數(shù)模擬見表2。其中兩井同壓模擬時考慮3點：①根據(jù)單井壓裂施工情況及裂縫監(jiān)測情況進(jìn)行調(diào)整；②A－3H、A－4H井規(guī)模適當(dāng)減小，避免井間壓連通，保證施工安全；③A－5H、A－6H井規(guī)模適當(dāng)加大，增加邊部壓裂改造體積。

表2 A井組壓裂施工設(shè)計數(shù)據(jù)表

2．2 壓裂液、支撐劑體系

2．2．1 壓裂液體系

選用應(yīng)用技術(shù)成熟的羥丙基瓜膠壓裂液體系。該壓裂液體系中溫、耐剪切性能好、較低殘渣含量、低濾失、低傷害。配方為：①基液——0．45%HPG（一級）＋1．0%KCl＋0．1%甲醛＋1%起泡劑＋0．2%助排劑＋0．2%Na2CO3。②交聯(lián)劑——交聯(lián)劑 BCL－61或CX－306體系（A∶B＝100∶6），交聯(lián)比為100∶0．3（最佳交聯(lián)比以現(xiàn)場實測為準(zhǔn)）。③破膠劑——膠囊破膠劑，0．03%～0．04%（前置液）；過硫酸銨：0．015%～0．035%～0．550%（攜砂液和頂替液階段楔形追加）。壓裂液添加劑性能指標(biāo)均滿足體系配伍和實施要求（可任選其中一種）：助排劑為 DL－12、CX－308、ZA－5；起泡劑為 YFP－1、DS－101。

2．2．2 支撐劑

根據(jù)鄰井施工資料反映，區(qū)塊裂縫延伸壓力梯度在0．017～0．019MPa／m之間，地層閉合壓力43～48 MPa，目前大牛地氣田常用的20～40目、52MPa中密度陶粒通過多次的試驗評價證明，滿足裂縫導(dǎo)流能力需求。

3 現(xiàn)場實施效果

從2012年5月20日至6月1日，共對A井組6口井開展了整體壓裂試驗，6口井累計無阻流量77．63×104m3／d，平均無阻流量12．94×104m3／d，取得了明顯的增產(chǎn)效果（表3）。

3．1 同步壓裂技術(shù)應(yīng)用

如何同步是同步壓裂工藝實施的關(guān)鍵點，現(xiàn)場采取方法如下：同壓時同時起泵，各段打開滑套后各自繼續(xù)壓裂；前4段，施工相差小于20min，繼續(xù)各自施工，若大于20min，快的車組打開滑套壓力平穩(wěn)后等待；前4段壓后停泵檢修設(shè)備，第5段同時起泵壓裂。該該方法的實施保障了同步壓裂的順利進(jìn)行。

表3 現(xiàn)場實施效果表

3．2 裂縫監(jiān)測及現(xiàn)場實時調(diào)整

采用3種裂縫監(jiān)測方法對6口井進(jìn)行了實時裂縫監(jiān)測（表4），確保每口井均有2種監(jiān)測方法進(jìn)行監(jiān)測解釋。現(xiàn)場針對同步壓裂進(jìn)行了2次實時調(diào)整，初步形成叢式水平井組壓裂現(xiàn)場優(yōu)化調(diào)整技術(shù)：“優(yōu)化技術(shù)＝工程＋地質(zhì)＋裂縫監(jiān)測＋工具”，工程方面分析壓裂施工曲線變化，地質(zhì)方面分析單井鉆遇情況，同時結(jié)合裂縫監(jiān)測縫長、方位等參數(shù)以及單井球座尺寸大小，優(yōu)化靠近A靶點各級規(guī)模、排量，保證了2次優(yōu)化調(diào)整后施工的順利進(jìn)行。

表4 R井組壓裂施工設(shè)計數(shù)據(jù)表

3．3 突發(fā)情況應(yīng)急處理

針對現(xiàn)場大規(guī)模施工及同步壓裂試驗易出現(xiàn)的突發(fā)情況（滑套打開不明顯、滑套打不開、砂堵、施工中出現(xiàn)異常壓力、投球不到位、壓連通、返排液量大、污水及時轉(zhuǎn)移等），成立現(xiàn)場技術(shù)領(lǐng)導(dǎo)小組，制定詳細(xì)的應(yīng)急預(yù)案，確保井組“井工廠”模式壓裂成功實施。

4 結(jié)論

1）水平井井組整體壓裂模式在大牛地氣田獲得成功應(yīng)用，壓裂施工達(dá)到了省時、省力、省錢的目的?，F(xiàn)場成功應(yīng)用6井次46段，壓后井組無阻流量達(dá)77．63×104m3／d，成功探索出了適合中國石化華北分公司致密砂巖氣藏利用水平井組壓裂開發(fā)的有效途徑。

2）初步形成的叢式水平井組整體壓裂裂縫及壓裂設(shè)計參數(shù)優(yōu)化技術(shù)、同步壓裂及裂縫監(jiān)測實時調(diào)整技術(shù)為國內(nèi)首創(chuàng)，可為其他油氣田采用水平井組開發(fā)提供經(jīng)驗借鑒。

3）通過開展水平井組整體壓裂工藝技術(shù)研究，提高油氣田水平井壓裂效率和效果，為油氣田的高效穩(wěn)定開發(fā)提供技術(shù)保障。建議繼續(xù)開展水平井叢式井組設(shè)計優(yōu)化研究，動用更多難動用儲量，增加井組改造體積及改造效果。

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