水力噴射壓裂技術(shù)在深層水平井的應(yīng)用

董立偉 馬 勇 白 梅

(1.中國石油遼河油田公司興隆臺采油廠 遼寧盤錦 124011；2.海西州冷湖油田管理處 青海海西 816300；3.青海油田企業(yè)文化處 甘肅敦煌 736202)

1 油藏概況

1.1 地質(zhì)概況

興古潛山構(gòu)造位于遼河盆地西部凹陷南部興隆臺—馬圈子潛山構(gòu)造帶東北部，與盤山洼陷、陳家洼陷、冷家斷階帶、馬圈子構(gòu)造四周相接，構(gòu)造面積28.4km2。該區(qū)鉆井揭露的地層自下而上依次為：太古界、中生界、下第三系(沙三段、沙一+二段、東營組)、上第三系(館陶組、明化鎮(zhèn)組)、第四系(平原組)。

1.2 地質(zhì)特征

1.2.1 儲層特征

興隆臺太古界潛山由變質(zhì)巖及侵入巖2大類巖石組成。巖性分布整體以片麻巖為主占59.6%，其次混合花崗巖和花崗斑巖，分別占8.4%和9.9%，閃長玢巖占9.0%，其它非儲集巖合計占13.1%。

儲集空間類型以構(gòu)造裂縫為主，次為破碎粒間孔和溶孔。孔隙度最大13.3%，最小0.6%，平均5.1%；滲透率最大值953mD，最小值0.53mD，其中1mD以下占70%。

1.2.2 流體性質(zhì)

興古潛山原油性質(zhì)好，屬稀油。高壓物性分析地層原油密度0.6442g/cm3，黏度0.384mPa·s。原油樣品統(tǒng)計地面原油密度0.8133～0.8423g/cm3，平均0.8252g/cm3，黏度3.04～5.3mPa·s，平均黏度3.77mPa·s，凝固點18 ～31 ℃，含蠟7.6%～24.8%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)1.76%～7.38%；天然氣相對密度0.5835～0.7621，平均0.6755，甲烷含量74.68%～95.59%，平均83.6%，屬溶解氣。

1.2.3 壓力和溫度系統(tǒng)

根據(jù)實測地層壓力和地層溫度數(shù)據(jù)分析，興古潛山油藏具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)和溫度系統(tǒng)，平均壓力系數(shù)為1.13，地層中部平均溫度126℃。

2 存在的問題與困難

2.1 井口施工泵壓高

深井壓裂井口施工泵壓高的原因主要有兩個方面：

①井底破裂壓力高。井底破裂壓力主要受地應(yīng)力及巖性的控制，絕大多數(shù)井底破裂壓力隨地層深度的加深而增加。

②壓裂管路沿程摩阻高。對于選定的壓裂液及配方系列和管柱結(jié)構(gòu)，壓裂管路沿程摩阻與井段的深度成正比增加，超深井壓裂施工的管路摩阻一般是普通井的2～3倍。

2.2 施工參數(shù)受限

由于壓裂液在泵注過程中摩阻受施工排量的影響較大，施工排量很難提高。但施工排量不提高，必然影響水力壓裂裂縫高度(排量每增加1m3/min，裂縫高度增加1～2m)。即便壓開裂縫，因為排量低，難以提高砂液比加大施工規(guī)模，也很難形成高導(dǎo)流能力的寬縫，且很容易造成砂堵，導(dǎo)致施工失敗。

2.3 對壓裂材料性能要求高

興古潛山壓裂井段深、地層溫度高、地層閉合壓力大，要求壓裂液應(yīng)具有良好的耐高溫、耐剪切、摩阻低等性能；支撐劑具有高強度、高導(dǎo)流能力。

3 水力噴射壓裂工藝技術(shù)

水力噴射壓裂是集射孔、壓裂、隔離一體化的新型增產(chǎn)改造技術(shù)，適用于低滲透油藏直井、水平井的增產(chǎn)改造，是低滲透油藏壓裂增產(chǎn)的一種有效方法。其工藝技術(shù)基于伯努利方程，是結(jié)合水力射孔和水力壓裂的新型增產(chǎn)工藝，由水力噴砂射孔、水力壓裂(通過普通油管或鉆桿或連續(xù)油管)以及環(huán)空擠壓3個過程共同完成。安裝在施工管柱上的水力噴射工具，在水擊作用在地層形成一個(或多個)噴射孔道，在近井地帶產(chǎn)生微裂縫，裂縫產(chǎn)生后環(huán)空增加一定壓力使產(chǎn)生的微裂縫得以延伸，實現(xiàn)水力噴射壓裂(圖1)。

圖1 水力噴射壓裂原理示意圖

3.1 技術(shù)優(yōu)點

(1)一次管柱可進行多段壓裂，施工周期短，有利于降低儲層傷害；

(2)不需要機械封隔，能夠自動隔離，可用于裸眼、套管完井；

(3)可進行定點噴射壓裂，準(zhǔn)確造縫；

(4)噴射壓裂可以有效降低地層破裂壓力，保證高破裂壓力地層的壓開和壓裂施工。

3.2 壓裂液支撐劑的改進

3.2.1 壓裂液優(yōu)選

結(jié)合水力噴射壓裂工藝特點，考慮到水力噴射過程中的壓裂液高剪切歷史，尤其是在噴嘴處，壓裂液流速≥180m/s，由于目前水力噴射采用的是水基胍膠壓裂液體系，稠化劑胍膠是一種由天然植物膠改性而成的高分子聚合物，由其配制而成的壓裂液體系是一種假塑性流體，具有剪切稀釋性的特點，在高剪切中其黏度損失有一部分是不可逆的。考慮到交聯(lián)劑官能團的特性，選用有機硼交聯(lián)劑，其主要優(yōu)點是：有機硼交聯(lián)劑分子與胍膠分子其交聯(lián)強度較弱，在經(jīng)歷高剪切或高溫下，能夠先于胍膠分子本身斷鏈，而在恢復(fù)低剪切或低溫條件后.又能夠重新實現(xiàn)交聯(lián)。

3.2.2 支撐劑優(yōu)選

為了評價噴射作用對支撐劑性能影響大小，在180m/s噴砂速度條件下，選用常用支撐劑對其噴射前后的導(dǎo)流能力進行評價(表1)。

表1 噴砂與支撐劑導(dǎo)流能力關(guān)系表

從表可以看出，噴砂對支撐劑導(dǎo)流能力有一定的影響，但影響不大。一般一支噴槍的有6～8個孔，呈對稱分布，每個孔直徑為6mm。在保證強度的情況下，選用0.425～0.85mm的支撐劑。

3.3 水力噴射壓裂技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用

2010年4月引進水力噴射壓裂技術(shù)，在興古7-H4興古、7-H303井和興古7-H253井，開展篩管和裸眼兩種完井方式下的超深水平井分段、多點壓裂工藝試驗，取得成功。

興古7-H253井是部署在興古9塊的一口魚骨水平井，于2010年5月份投產(chǎn)自噴16h后停噴，之后一直處于間開狀態(tài)。該井位于興古7潛山二段中部，層位Ar，井深5200.0m，水平段長1242.09m，鉆遇油層939.03m。裸眼段3957.91～5200.00m，Z1段4430.00～728.08m，Z2段4578.00～4882.00m，Z3段4727.00～5027.50m。高壓物性分析地層原油密度為0.6442g/cm3，黏度0.384mPa·s，折算地層壓力為42.8MPa。

興古7-H253井巖性特殊，井況相對比較復(fù)雜：1個主井眼加3個分支井眼，通井難度大，環(huán)空液體濾失增加，壓裂起裂點選擇受限；水平段長，溫度140℃，地層壓力42.8MPa，對壓裂工具、壓裂液、支撐劑、壓裂工藝等都提出了較高的要求。通過精心論證選取4070、5120兩個點進行壓裂(表2)。射孔采用胍膠基液攜100目粉砂進行水力噴砂射孔。壓裂采用油管注入交聯(lián)液攜支撐劑、油套環(huán)空注入胍膠基液。

表2 興古7-H253水平井分段壓裂層段參數(shù)表

2012年2月19日至2月25日壓裂施工，壓前通井至人工井底5200m，確保裸眼段無坍塌。壓裂中嚴(yán)格按要求完成了設(shè)計加砂量。壓后于3月8日自噴生產(chǎn)，(5mm油嘴)日產(chǎn)油19.5t，日產(chǎn)氣2541m3，目前日產(chǎn)油13.8t，日產(chǎn)氣1526m3；累計增油847t。該井壓裂的成功，為魚骨水平井油層改造提供經(jīng)驗和技術(shù)支持。

4 經(jīng)濟效益評價

為了改善興古潛山低滲透油田的開發(fā)效果，不斷改進壓裂技術(shù)及配套技術(shù)，積極探索潛山低滲油田高效經(jīng)濟開采模式。截止2012年4月30日，實施水平井水力噴射壓裂3井次，累計增油9540t，累計增氣4.6865×106m3(折合原油3734t)。投入資金2750萬元，創(chuàng)經(jīng)濟效益2358萬元。

5 結(jié)論

通過研究與現(xiàn)場試驗證明，水力噴射壓裂技術(shù)適用于深層巨厚潛山低效水平井的儲層改造，可明顯提高油井產(chǎn)能。另外，興古潛山水平井壓裂改造技術(shù)還需加快國產(chǎn)化研制，降低施工費用，為推廣應(yīng)用水力噴射改造技術(shù)提供條件。

[1]萬仁溥主編.采油工程手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000.

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