多層段壓裂技術(shù)在長(zhǎng)井段致密凝析氣藏的應(yīng)用

謝勇軍 ，楊玲杰 ，陶金山 ，湛玉玲，張 惠

1.中國(guó)石化中原油田分公司技術(shù)監(jiān)測(cè)中心 （河南 濮陽(yáng) 457001）

2.中國(guó)石化中原油田分公司采油三廠 （河南 濮陽(yáng) 457001）

3.中國(guó)石化中原油田分公司采油五廠 （河南 濮陽(yáng) 457001）

中國(guó)石化中原油田分公司（以下簡(jiǎn)稱中原油田）東濮凹陷凝析氣藏，探明天然氣儲(chǔ)量462.05×108m3，凝析油儲(chǔ)量579.77×104t。儲(chǔ)層主要為大段砂泥巖互層、單層厚砂體型，具有埋藏深、巖性致密、物性差、含氣層段長(zhǎng)、層間矛盾突出的特點(diǎn)。油藏部署單層厚砂體采用長(zhǎng)井段水平井，大段砂泥巖互層采用直井開發(fā)。受非均質(zhì)、反凝析等影響，動(dòng)用難度大、開發(fā)效果差，為此開展多層段壓裂技術(shù)研究。

1 分段工具研制

1.1 工具研制

中原油田由于井深、溫度高、壓力高，工具設(shè)計(jì)有3個(gè)難點(diǎn)：一是多級(jí)懸掛封隔器要求內(nèi)通徑大常規(guī)卡瓦設(shè)計(jì)尺寸受限；二是國(guó)內(nèi)膠筒材料承壓差45MPa左右；三是投球滑套的球密封錐面沖蝕。

針對(duì)上述問(wèn)題，懸掛封隔器采用特殊的分瓣式卡瓦結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)卡瓦均勻分布，并具有防轉(zhuǎn)功能，便于封隔器丟手，滿足內(nèi)通徑大的要求；采用充填式肩部保護(hù)，提高封隔器的承高壓能力；采用特殊處理工藝，提高球座密封可靠性[1]。

以國(guó)內(nèi)現(xiàn)有材料、機(jī)械加工水平為基礎(chǔ)，研制出懸掛、壓裂封隔器（圖1），壓差、投球滑套，隔絕閥及浮鞋等6種工具，耐溫150℃、耐壓70MPa，139.7cm井眼內(nèi)具有10段分段能力。

圖1 壓裂封隔器

1.2 壓裂管柱設(shè)計(jì)

上部：BG150-Φ89mm油管；下部：頂部懸掛器系統(tǒng)+頂部回接密封筒+頂部懸掛封隔器+油管+裸眼封隔器+投球打開滑套+壓力打開滑套+井筒隔離閥+浮鞋。套管抗內(nèi)壓大于最高施工壓力，采用光油管壓裂，不需回接插入密封，光油管下到S3頂部懸掛器上端2～4m。裸眼井上部技術(shù)套管抗內(nèi)壓小于施工壓力，回接插入密封保護(hù)技術(shù)套管。

2 壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)

壓裂設(shè)計(jì)是影響水力壓裂成功的關(guān)鍵因素之一。直井優(yōu)化目標(biāo)是裂縫長(zhǎng)度、導(dǎo)流能力；水平井水平段優(yōu)化目標(biāo)是裂縫條數(shù)、長(zhǎng)度、導(dǎo)流能力、間距[2]。如何有效地利用壓裂技術(shù)來(lái)提高產(chǎn)能，需要從裂縫和施工參數(shù)等方面進(jìn)行深入研究。

2.1 水平段鉆井軌跡優(yōu)化

采用人工巖心開展水力裂縫擴(kuò)展物模試驗(yàn)，研究水平井井眼與最小水平主應(yīng)力不同夾角時(shí)的裂縫形態(tài)[3]：σmin與水平段垂直形成縱向縫、平行形成橫向縫、呈一定的夾角形成斜交縫。數(shù)值模擬表明：橫向縫產(chǎn)能最高，縱向縫產(chǎn)能最低，當(dāng)裂縫與σmax夾角>50°對(duì)產(chǎn)能的影響較小。因此在水平井設(shè)計(jì)時(shí)，水平段與σmax方位盡可能垂直。

2.2 裂縫、施工參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 裂縫優(yōu)化技術(shù)

裂縫參數(shù)是影響水平井產(chǎn)能的一個(gè)重要因素，對(duì)于特定的油藏存在一個(gè)最佳值[3]。水平井合理的裂縫間距應(yīng)考慮儲(chǔ)量動(dòng)用程度和保證具有較高的產(chǎn)能，裂縫間距過(guò)大造成裂縫間儲(chǔ)量損失，間距過(guò)小裂縫相互干擾。利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，計(jì)算出極限供油半徑，裂縫間距等于2倍極限供油半徑，壓裂段數(shù)等于水平段長(zhǎng)度及裂縫間距。建立壓裂井產(chǎn)量預(yù)測(cè)數(shù)值模擬模型，進(jìn)行裂縫長(zhǎng)度、導(dǎo)流能力與產(chǎn)量關(guān)系，生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量關(guān)系研究，分別以產(chǎn)量、采油速度、采氣速度、采氣率為目標(biāo)優(yōu)化，模擬計(jì)算出最佳裂縫半長(zhǎng) 120～200m，縫導(dǎo)流能力 30μm2·cm。

2.2.2 泵注程序優(yōu)化

前置液加入不同粒徑、砂比陶粒，填充在不同寬度的裂縫內(nèi),既達(dá)到了降濾目的，還有防治多裂縫[4]、消除近井筒效應(yīng)的作用，確保主縫延伸。攜砂液采用斜坡式加砂，采取“低砂比、造長(zhǎng)縫”及“低起步、小臺(tái)階加砂”技術(shù)，降低人工裂縫對(duì)砂濃度的敏感性。

2.3 支撐劑優(yōu)選

支撐劑的粒徑、密度、濃度對(duì)沉降速度影響較大，致密油氣藏物性差，壓裂過(guò)程中支撐劑易沉降、施工壓力高、裂縫寬度窄。模擬計(jì)算得出支撐劑顆粒對(duì)裂縫最小寬度要求（表1）。小粒徑、低密度支撐劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明：當(dāng)?shù)貙娱]合壓力大于60MPa后，小粒徑、低密度支撐劑與425～850μm中密度支撐劑導(dǎo)流能力接近。為此優(yōu)選了小粒徑陶粒、低密度支撐劑，用于壓裂改造，防止支撐劑沉降，降低支撐劑進(jìn)入裂縫中的難度，減少砂堵幾率，提高施工成功率和增產(chǎn)效果。

表1 支撐劑進(jìn)入裂縫最小寬度要求

3 壓裂配套技術(shù)

3.1 優(yōu)化射孔技術(shù)

試驗(yàn)表明：沿著最大主應(yīng)力射孔破裂壓力最低，孔方位角的增加破裂壓力升高，0～30°范圍內(nèi)增加不明顯，孔密超過(guò)16孔/m后破裂壓力降低不明顯[5]，因此孔密優(yōu)化為16孔/m。針對(duì)射孔層位分散、井段長(zhǎng)的特點(diǎn)，采取長(zhǎng)井段環(huán)空加壓延遲射孔工藝，提高射孔成功率。

3.2 儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

3.2.1 高活性復(fù)合表面活性劑

外來(lái)流體對(duì)地層孔隙喉道造成的水鎖、賈敏效應(yīng)使得排液阻力增加傷害地層[5]。FC-3B有機(jī)氟表面活性劑具有一般活性劑難以達(dá)到的效果，但其憎水基同時(shí)帶有憎油性，為此將FC-3B與普通活性劑復(fù)配，成本降低90%以上，界面張力由5.17mN/m降低到0.054mN/m。高活性液體流速比是地層水的2.76倍，減小地層毛細(xì)管阻力使液體順利返排。

3.2.2 復(fù)合型粘土穩(wěn)定劑

凝析氣藏粘土礦物含量高，在防止粘土膨脹與運(yùn)移上應(yīng)采取措施。室內(nèi)研制復(fù)合粘土穩(wěn)定劑：短期防膨率93.4%、長(zhǎng)期期防膨率91.5%，當(dāng)自來(lái)水通過(guò)人造巖芯并反應(yīng)24h傷害率38.46%，而含有3.0%的復(fù)合粘土穩(wěn)定劑水溶液在相同條件下的傷害率1.35%。

3.2.3 自生氣熱劑

自生氣熱劑可在地層條件下通過(guò)化學(xué)反應(yīng)釋放出大量的熱量和氣體，使地層保持在一定的溫度范圍內(nèi)，同時(shí)增加地層生產(chǎn)能量，提高液體排液速度、返排率和降低凝析氣藏傷害。常用的自生氣體劑有碳酸氫鈉、碳酸氫氨、碳酸氨等化合物，在水溶液中和一定溫度下分解產(chǎn)生CO2和 （或）NH3，在15～20min使10℃的水溫度升高105℃，壓裂液黏度保留率僅下降2.8%，可有效防止形成凝析液對(duì)地層造成傷害。

3.3 壓后排液技術(shù)

壓裂液返排控制是否合理是影響施工效果和凝析氣藏增產(chǎn)的一個(gè)重要因素。由連續(xù)性方程及非活塞式驅(qū)油理論建立了凝析氣藏壓裂返排模型，計(jì)算任一時(shí)刻地層壓力分布，根據(jù)多孔介質(zhì)凝析氣藏相態(tài)試驗(yàn)，得出凝析氣藏的露點(diǎn)壓力，得到任意時(shí)刻地層壓力低于露點(diǎn)壓力的位置。根據(jù)凝析油與凝析氣相滲曲線和返排速度與儲(chǔ)層傷害關(guān)系確定合理返排速度。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與效果分析

4.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

在單層厚砂體水平井試驗(yàn)2口井，大段砂泥巖互層直井?dāng)U展應(yīng)用2口井，成功率100%。最大斜深5 374m、垂深4 224m，壓裂段數(shù)5～9段，最高破裂壓力 88.9MPa，單段最大加砂 84.1m3，平均砂比24.2%，最高砂比27.2%。平均單井日增油10.9t、氣3.16×104m3，累增油 5 352.4t、氣 1 971.09×104m3。 如表2所示。

4.2 試驗(yàn)效果分析

多層段壓裂技術(shù)在凝析氣藏的成功實(shí)施，并獲得較高的產(chǎn)能，標(biāo)志著中原油田致密凝析氣藏開發(fā)工藝技術(shù)取得突破，探索出了有效動(dòng)用致密凝析氣藏的新途徑。

表2 多層段壓裂效果統(tǒng)計(jì)表

多層段壓裂井生產(chǎn)壓力高，氣油比低。平均油壓18.7MPa，高于分壓2段、合壓的6.8MPa，且下降緩慢。壓力高、氣油比相對(duì)較低，解決因積液造成的產(chǎn)量快速下降的難題。

多層段壓裂能獲得較高產(chǎn)能且遞減緩慢，長(zhǎng)期保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。平均單井日增油10.9t、氣3.16×104m3，累增油 5 352.4t、氣 1 971.09×104m3，水平井多段壓裂增產(chǎn)量是周圍直井壓裂的3～6倍，直井多層壓裂增產(chǎn)量是常規(guī)壓裂2～4倍。

凝析氣藏采取逐段壓裂上返的開發(fā)模式無(wú)法動(dòng)用，應(yīng)用多層段壓裂技術(shù)日產(chǎn)氣增加25.67×104m3，日產(chǎn)油增加32.4t，采氣速度提高2.1%。多層段壓裂改變了逐段壓裂上返的開發(fā)模式，實(shí)現(xiàn)了深層致密凝析氣藏有效動(dòng)，同時(shí)也為其他同類儲(chǔ)層有效動(dòng)用提供了技術(shù)借鑒。

5 結(jié)論

1）致密凝析氣藏埋藏深、層多、井段長(zhǎng)、非均質(zhì)嚴(yán)重，應(yīng)用常規(guī)壓裂技術(shù)不能有效動(dòng)用。

2）研究壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)、儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)，研制分段壓裂工具，多段多層壓裂技術(shù)取得突破。

3）多層段壓裂技術(shù)在階梯水平井的試驗(yàn)成功、直井的拓展應(yīng)用，改變了深層致密凝析氣藏逐段壓裂上返的開發(fā)模式，為深層凝析氣藏有效動(dòng)用提供了技術(shù)支撐。

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