二次加砂壓裂技術(shù)在樊131區(qū)塊樊134-1井的應(yīng)用

劉力銘，郭建春，盧 聰，周玉龍，楊 競

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石化勝利油田分公司石油開發(fā)中心，山東東營257000；3.承德石油高等?？茖W(xué)校招生就業(yè)處，河北承德067000）

二次加砂壓裂技術(shù)在樊131區(qū)塊樊134-1井的應(yīng)用

劉力銘1，郭建春1，盧 聰1，周玉龍2，楊 競3

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石化勝利油田分公司石油開發(fā)中心，山東東營257000；3.承德石油高等專科學(xué)校招生就業(yè)處，河北承德067000）

樊134-1井存在隔層條件差、下部水層發(fā)育、天然裂縫發(fā)育和加砂困難等難題，常規(guī)壓裂技術(shù)難以對其實施充分改造，根據(jù)該井儲層地質(zhì)特征和井況條件，確定采用二次加砂壓裂技術(shù)對其儲層進行壓裂改造。在分析樊134-1井壓裂技術(shù)難點的基礎(chǔ)上，通過實驗和理論分析，分別從加砂規(guī)模確定、二次加砂比例優(yōu)化、中途停泵時間確定、壓裂液和支撐劑優(yōu)選與評價、降濾措施及返排措施等方面進行了研究，從而確定了二次加砂壓裂施工的關(guān)鍵參數(shù)。于2012年11月26日對樊134-1井實施二次加砂壓裂施工，施工歷時189 min，累積泵入壓裂液468.4 m3，支撐劑加入量為46 m3，中途停泵時間為115 min。壓裂2 d后，采用3 mm油嘴自噴，產(chǎn)液量為27.1 t/d，產(chǎn)油量為13.2 t/d，增產(chǎn)效果顯著。樊134-1井的實施效果證實，二次加砂壓裂技術(shù)具有控制縫高、能夠形成高導(dǎo)流能力裂縫、降低濾失量和加砂風(fēng)險等優(yōu)點，類似井可采用該技術(shù)進行壓裂改造。

二次加砂壓裂參數(shù)優(yōu)化控制縫高高導(dǎo)流能力降低濾失量樊134-1井

勝利油區(qū)樊131區(qū)塊位于濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷正理莊—樊家鼻狀構(gòu)造帶東北端。該區(qū)塊油源充足，儲層孔隙度為11.6%～16.4%，平均為13.9%，滲透率為0.7×10-3～37×10-3μm2，平均為2.3× 10-3μm2，屬于典型的低孔、特低滲透儲層［1-2］。該區(qū)油井不具備自然產(chǎn)能，只有依靠壓裂才能使油井具備工業(yè)開采價值。前期主要依靠常規(guī)壓裂技術(shù)對該區(qū)塊進行增產(chǎn)改造，但由于儲層非均質(zhì)性較強，單一的常規(guī)壓裂技術(shù)針對性較差，導(dǎo)致油井壓裂后增產(chǎn)效果差異較大。為此，通過對壓裂技術(shù)的研究，針對樊134-1井的儲層特征，提出了二次加砂壓裂技術(shù)，并得到了成功應(yīng)用。

1 地質(zhì)及生產(chǎn)概況

樊134-1井位于樊131區(qū)塊東南部，壓裂目的層位為沙四段29和30小層，目的層深度為2 799.3～2 814.4 m。儲層巖性主要為灰黃色油浸粉砂巖、灰色油斑粉砂巖、灰色油斑灰質(zhì)粉砂巖。膠結(jié)類型主要為孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)物主要為白云石和方解石。儲層測試地層壓力為31.6 MPa，地層壓力系數(shù)為0.9，油層中部溫度為114.2℃，測井解釋儲層平均孔隙度為16.1%，平均滲透率為24×10-3μm2，泥質(zhì)含量為11.78%（表1），屬低壓、高溫、低孔、低滲透儲層。

表1 樊134-1井沙四段儲層物性及測井解釋結(jié)果

樊134-1井于2005年11月1日投產(chǎn)，初期產(chǎn)液量為3.1 t/d，產(chǎn)油量為3 t/d。截至2012年10月17日，累積產(chǎn)油量為4 630 t，累積產(chǎn)水量為272.7 m3，已無工業(yè)油流，須采用壓裂施工增加單井地層能量，同時改善近井地帶滲透狀態(tài)，提高單井產(chǎn)量。

2 壓裂技術(shù)難點

難以形成高導(dǎo)流能力裂縫 采用三維分層地應(yīng)力方法［3］，利用聲波、密度等常規(guī)測井?dāng)?shù)據(jù)，計算了樊134-1井產(chǎn)層和隔層的應(yīng)力。計算結(jié)果（圖1）表明，該井產(chǎn)層和隔層的應(yīng)力差僅為3～4 MPa，上層隔層厚度約為3 m，產(chǎn)層下部距水層僅相隔5.4 m，隔層儲層條件較差。說明該井壓裂存在縫高失控、壓竄水層的風(fēng)險，縫高失控將導(dǎo)致支撐劑在縱向上鋪置不合理，難以形成高導(dǎo)流能力裂縫［4］。該井儲層物性好于樊131區(qū)塊的平均水平，相對于區(qū)塊的其他儲層，此類儲層在壓裂設(shè)計時，應(yīng)更加注重提高支撐劑在裂縫中的鋪置效率，在保證裂縫規(guī)模的同時以追求高導(dǎo)流能力為目標(biāo)。

圖1 樊134-1井測井解釋曲線及最小水平主應(yīng)力剖面

壓裂液濾失嚴重 綜合分析發(fā)現(xiàn)：樊131區(qū)塊發(fā)育一定的天然裂縫，與區(qū)塊其他壓裂投產(chǎn)井相比，樊134-1井初期自然產(chǎn)能較高，說明其天然裂縫發(fā)育的可能性較大，這將增加壓裂液向地層濾失的通道；若采用二次加砂壓裂技術(shù)，壓裂施工中存在一段停泵期，增加了壓裂液向地層濾失的時間。壓裂液濾失通道和濾失時間的增加將導(dǎo)致壓裂液濾失量的增大，加大壓裂液對地層的傷害，因此在壓裂設(shè)計時應(yīng)采取降濾措施。

存在加砂風(fēng)險 樊134-斜2井是位于樊134-1井西北方向的1口鄰井，地層條件與樊134-1井類似。樊134-斜2井在前期壓裂施工時，破裂壓力梯度為0.287 MPa/m，施工壓力最高為75 MPa，破裂壓力梯度和施工壓力均較高，因此樊134-1井可能同樣存在破裂壓力和施工壓力高的風(fēng)險；樊134-1井作為初次壓裂，裂縫起裂后，存在一定的近井筒效應(yīng)，造成裂縫凈壓力增大，限制了近井筒縫寬的增加，加大了因意外脫砂而形成砂堵的可能性［5］。因此，樊134-1井壓裂存在加砂風(fēng)險。

對壓裂液體系性能要求高 采用二次加砂壓裂技術(shù)，中途停泵會導(dǎo)致施工時間延長，增加了壓裂液與地層的接觸時間，同時油層中部溫度高，這就要求壓裂液體系具有良好的低傷害、耐溫及抗剪切性能。樊134-1井目前地層壓力較低，地層能量不足，壓裂液返排存在一定的困難，這就要求壓裂液還要具備良好的返排性能。

3 壓裂技術(shù)措施

通過分析樊134-1井壓裂技術(shù)難點可知，常規(guī)壓裂技術(shù)不適用于該井，而二次加砂壓裂技術(shù)在增加縫寬和避免裂縫穿層方面效果顯著，且裂縫導(dǎo)流能力高，因此采用二次加砂壓裂技術(shù)對該井進行壓裂。該技術(shù)分2次壓裂施工將支撐劑壓入地層，第1次壓裂施工結(jié)束后，停泵一段時間，支撐劑下沉，裂縫閉合；然后進行第2次壓裂。由于第1次壓裂施工加入的支撐劑下降到裂縫底部，造成井筒周圍的應(yīng)力重新分布，在進行第2次壓裂施工時，第1次壓裂施工期間在裂縫壁面上形成的濾餅和沉降的支撐劑能夠大幅度降低壓裂液的濾失，從而使水力裂縫垂向延伸受阻，迫使水力裂縫向?qū)挾群烷L度方向擴展，形成一條較寬的高導(dǎo)流能力支撐裂縫［6］?？傮w上看，二次加砂壓裂裂縫導(dǎo)流能力增加幅度較大，增產(chǎn)效果好，可滿足樊134-1井的壓裂要求。

3.1 加砂規(guī)模優(yōu)化

樊134-1井水層頂深為2 819.8 m，壓裂時應(yīng)避免裂縫底深大于水層頂深，且在造長縫的同時兼顧裂縫高導(dǎo)流能力，基于此，采用文獻［7-9］中的方法，進行加砂規(guī)模優(yōu)化。

利用FracProPT軟件，在初次加砂比例為總砂量的50%、前置液比例為50%、平均砂比為30%、中途停泵時間為60 min、施工排量為5 m3/min的條件下，改變加砂規(guī)模，模擬得到不同加砂規(guī)模下壓裂后的裂縫參數(shù)（表2）。模擬結(jié)果表明：隨著加砂規(guī)模的增大，支撐縫長、平均支撐裂縫寬度、支撐縫高和裂縫導(dǎo)流能力均呈不同程度的增加。當(dāng)加砂規(guī)模為40～50 m3時，裂縫支撐縫長和導(dǎo)流能力增幅均較大，且裂縫未竄至水層，再考慮施工條件及施工風(fēng)險的限制，將加砂規(guī)模確定為46 m3。

表2 不同加砂規(guī)模下壓裂后裂縫參數(shù)

3.2 二次加砂比例優(yōu)化

在二次加砂壓裂的2次施工中加入的支撐劑量占支撐劑總量的比例不同會得到不同形態(tài)的裂縫，從而影響裂縫的導(dǎo)流能力和增產(chǎn)效果。將第2次加入支撐劑量占支撐劑總量的比例定義為二次加砂比例。在加砂規(guī)模為46 m3、前置液比例為50%、平均砂比為30%、中途停泵時間為60 min、施工排量為5 m3/min的條件下，利用FracProPT軟件，模擬得到不同二次加砂比例下壓裂后的裂縫參數(shù)（表3）。結(jié)果表明，常規(guī)加砂壓裂（二次加砂比例為0）所形成的裂縫支撐縫長和支撐縫高均大于二次加砂壓裂，而平均支撐裂縫寬度和導(dǎo)流能力均小于二次加砂壓裂；以二次加砂比例0.6作為臨界點，隨著二次加砂比例的增加，裂縫支撐縫長先呈下降趨勢然后呈增加趨勢，平均支撐裂縫寬度和裂縫導(dǎo)流能力先呈增加趨勢然后呈下降趨勢，裂縫支撐縫高則持續(xù)下降。以最大裂縫導(dǎo)流能力和控制縫高為評價指標(biāo)，綜合考慮施工條件和施工風(fēng)險，將二次加砂比例定為0.6。

表3 不同二次加砂比例下壓裂后的裂縫參數(shù)

3.3 中途停泵時間確定

第1次壓裂施工結(jié)束后，裂縫閉合時間決定了支撐劑在裂縫中的沉降和濾餅形成的時間，最終影響第2次加砂形成的裂縫形態(tài)和支撐劑的鋪置［10］，因此，中途停泵時間應(yīng)以裂縫閉合時間為下限，使支撐劑有充足的時間在裂縫中沉降并形成濾餅，但中途停泵時間過長又會導(dǎo)致壓裂液在地層中滯留時間過長，增加壓裂液對儲層的傷害。根據(jù)樊131區(qū)塊前期壓裂井的裂縫閉合時間和壓裂液對地層的傷害，確定二次加砂壓裂中途停泵時間為80 min。

3.4 壓裂液優(yōu)選

針對樊134-1井施工時間長和儲層溫度高等特點，優(yōu)選適用于該井的低傷害低摩阻延遲交聯(lián)復(fù)合壓裂液體系。其基液由質(zhì)量分數(shù)為0.55%的羥丙基瓜膠、2%的氯化鉀、0.15%的碳酸鈉、1%的BA1-1-13粘土穩(wěn)定劑、0.5%的BA1-26溫度穩(wěn)定劑、1%的 BA1-5助排劑、0.15%的BA2-3殺菌劑組成，交聯(lián)劑為BA1-21，破膠劑采用高溫膠囊破膠劑與過硫酸銨的雙元破膠劑體系。

優(yōu)選的壓裂液體系基液粘度為87 mPa·s，基液pH值為12；加入質(zhì)量分數(shù)為0.5%的BA1-21交聯(lián)劑反應(yīng)2～3 min后，在剪切速率為170 s-1、溫度為150℃的條件下，初始粘度為700 mPa·s，剪切240 min后，粘度仍可達60 mPa·s，說明該壓裂液體系具有很好的剪切穩(wěn)定性，在高溫、高剪切速率的環(huán)境下能夠長時間保持較高粘度，能夠滿足施工要求。

3.5 壓裂支撐劑優(yōu)選

樊134-1井油層中部深度為2 806 m，閉合壓力約為50 MPa，根據(jù)目的層閉合壓力，選擇粒徑為20/ 40目、密度為1 550 kg/m3的卡博陶粒支撐劑，其在52 MPa下的破碎率小于7%。

3.6 前置液支撐劑段塞

根據(jù)儲層情況，在前置液階段設(shè)計2種粒徑支撐劑段塞：①采用油溶性粉陶段塞降低壓裂液濾失，并堵塞微裂縫；②采用大顆粒主壓裂陶粒段塞磨蝕裂縫壁面，減小近井裂縫彎曲摩阻和攜砂液進入裂縫的剪切力，增加主裂縫寬度，降低加砂風(fēng)險。

3.7 液氮增能助排工藝

采用全程液氮增能助排工藝，伴注排量為80～100 Sm3/min，不但能降低壓裂液的濾失傷害，還可為壓裂后返排提供一定的高壓氮氣能量，有效彌補返排能量的不足，從而提高低壓油氣井返排速度，降低儲層傷害。

4 現(xiàn)場實施

于2012年11月26日對樊134-1井進行了二次加砂壓裂施工，施工時間為189 min，累積泵入壓裂液為468.4 m3，支撐劑加入量為46 m3，中途停泵時間為115 min。其中，第1次壓裂施工泵入前置液量為188.9 m3，攜砂液量為103.5 m3，頂替液量為13.5 m3，加入油溶性粉陶2.5 m3，卡博陶粒支撐劑加入量為22.7 m3，平均砂比為22%，最高砂比為27%，加砂排量為5～5.5 m3/min，施工破裂壓力為52 MPa，停泵壓力為33.5 MPa；第2次壓裂施工泵入前置液量為52.4 m3，攜砂液量為86.8 m3，頂替液量為17.6 m3，卡博陶粒支撐劑加入量為23.3 m3，平均砂比為27%，最高砂比為40%，加砂排量為5～5.5 m3/min，施工破裂壓力為48 MPa，停泵壓力為32.8 MPa。

樊134-1井經(jīng)壓裂后，累積放噴壓裂液51.6 m3，壓裂液返排率為11%。壓裂2 d后，采用3 mm油嘴自噴，產(chǎn)液量為27.1 t/d，產(chǎn)油量為13.2 t/d，含水率為51%，油壓為2.6 MPa；壓裂83 d后，由于地層能量不足，下泵轉(zhuǎn)抽；壓裂230 d后，產(chǎn)液量為14.4 t/d，產(chǎn)油量為12.9 t/d（圖2），含水率為10%，累積產(chǎn)液量為3 733.6 t，累積產(chǎn)油量為2 988.3 t。鄰井樊134-斜2井常規(guī)壓裂后，產(chǎn)液量為8.27 t/d，產(chǎn)油量僅為1.65 t/d，可見二次加砂壓裂增產(chǎn)效果顯著。

圖2 樊134-1井壓裂后生產(chǎn)曲線

樊134-1井二次加砂壓裂施工曲線（圖3）表明：①第1次壓裂施工地層破裂特征明顯，有利于裂縫延伸形成主壓裂縫，并且由于第1次壓裂施工形成的誘導(dǎo)應(yīng)力場改變了井筒周圍的應(yīng)力條件，第2次壓裂施工時，地層是在已壓裂開裂縫的基礎(chǔ)上破裂的，無需克服巖石的抗張強度，因此第2次壓裂施工破裂壓力略有下降；②由于段塞起到了較好的打磨降阻作用，因此在施工排量不變的條件下，泵注段塞階段的施工壓力降低了2 MPa；③由于支撐劑的加入增加了靜液柱壓力，并且受到天然裂縫發(fā)育的影響，壓裂液濾失嚴重，隨著砂比的增加，油壓在2個攜砂液階段不斷下降。

采用文獻［11］中的方法，利用FracProPT軟件，對樊134-1井的凈壓力進行擬合。結(jié)果表明：裂縫凈壓力擬合支撐縫長為104.7 m，支撐縫高為27.3 m，平均支撐裂縫寬度為4.72 mm，平均鋪砂濃度為7.71 kg/m2，平均裂縫導(dǎo)流能力為43.7 μm2·cm。說明采用二次加砂壓裂技術(shù)不但有效控制了樊134-1井的裂縫延伸高度，還形成了高導(dǎo)流能力的裂縫。

圖3 樊134-1井二次加砂壓裂施工曲線

5 結(jié)論

樊134-1井產(chǎn)層與隔層的應(yīng)力差小，隔層厚度薄，下部水層發(fā)育，天然裂縫發(fā)育，采用二次加砂壓裂技術(shù)不但能夠有效控制縫高，降低壓裂液濾失，還形成了高導(dǎo)流能力的裂縫。

樊134-1井采用了低傷害低摩阻延遲交聯(lián)復(fù)合壓裂液體系，壓裂施工曲線平穩(wěn)，施工壓力低。表明該壓裂液體系在高溫和高剪切條件下具有良好的性能，能夠滿足壓裂施工的需要。

樊134-1井二次加砂壓裂后增產(chǎn)效果顯著，說明針對類似條件的井可推廣二次加砂壓裂技術(shù)。

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編輯常迎梅

TE357.13

：A

：1009-9603（2014）01-0107-04

2013-12-03。

劉力銘，男，在讀碩士研究生，從事油氣增產(chǎn)技術(shù)與理論方面的研究。聯(lián)系電話：13688192607，E-mail：llmzxzcyy@163.com。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2011ZX05006-002）。