低滲油氣藏水平井分段壓裂探索與實踐

秦世利 ，張永濤，閻興濤，郭布民，邱守美，徐延濤，許田鵬

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518054；2.中海油田服務股份有限公司，天津 300459）

1 水平井分段壓裂方式優(yōu)選

水平井分段壓裂方式的優(yōu)選，需綜合考慮水平井完井方式、壓裂工藝適用性、水平井鉆遇儲層特征、施工周期、施工費用、平臺現(xiàn)狀等，一口水平井壓裂方式的確定，需綜合考慮各項因素。

國內水平井發(fā)展初期以裸眼完井、割縫襯管完井、套管射孔完井為主，隨著對低滲油氣藏的開發(fā)力度逐漸加大，對完井方式也提出了更高要求，以固井射孔完井為主，但部分海上低滲水平井將不同完井方式下的完井表皮結合到產能模型中，同時考慮經濟效益等因素，結合區(qū)塊開發(fā)經驗，保留了裸眼方式完井。

1.1 套管固井完井方式下壓裂工藝方式優(yōu)選

套管固井完井下，目前較常用的水平井分段壓裂方式主要有可溶橋塞、泵送橋塞、連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂工藝等，各種壓裂方式都有其適用性及優(yōu)缺點，下面以一口套管固井致密氣水平井為例進行分段壓裂方式論證。

圖1 可溶橋塞在1 %KCl、5 %KCl 溶液中材料溶解性能曲線

LX-XX-AH 井為臨興神府區(qū)塊一口以盒6 段為目的層的水平井，水平段總進尺870.00 m，該井砂巖鉆遇率高（93.6 %），但水平段的含氣顯示較差，測井解釋鉆遇氣層：16.30 m/1 層，差氣層：56.50 m/4 層，目的層位儲層溫度為49 ℃左右。根據此井地震反演剖面，水平段跟部及中部砂體連續(xù)，厚度穩(wěn)定，砂體中下部含氣可能性較大，趾部砂體不連續(xù)且存在砂體相變的風險，根據油藏分析，建議充分改造跟部及中部砂體。

根據本井鉆遇儲層特征及壓裂改造層段針對性，對各種壓裂方式進行分析論證。

1.1.1 可溶橋塞分段壓裂工藝 可溶橋塞作為一款壓后無需井筒干預的水平井分段壓裂工具，得到了廣泛的應用。壓裂施工期間，橋塞和封堵球溶解速度極低，不影響正常的承壓、封隔性能，壓裂后封堵球先于橋塞自行完全溶解，全可溶橋塞中心管道提供油流通道[1]，油井可立即放噴投產，隨著時間的推移，橋塞卡瓦、膠筒、本體完全溶解（溶解性能曲線見圖1），無需鉆銑作業(yè)即可實現(xiàn)全通徑，同時，省去了后期鉆塞程序，壓裂周期與作業(yè)效率均大幅提高。

鑒于目標井儲層溫度偏低，在49 ℃左右，可溶橋塞存在溶化不徹底風險，不建議采用此工藝。但對于一些儲層溫度適宜的井，可溶橋塞分段壓裂工藝不失為一種頗為完美的壓裂工藝，工序簡單、無需鉆塞、可實現(xiàn)無限極多簇壓裂，壓后全通徑，利于后期找水、二次改造等，不影響后期措施。

1.1.2 泵送橋塞分段壓裂工藝 泵送橋塞壓裂工藝不受儲層低溫限制，同樣可實現(xiàn)高排量、光套管注入、改造段數不受限制、同時可實現(xiàn)多簇射孔，實現(xiàn)裂縫的復雜化，但后期需要連續(xù)油管鉆塞、施工周期長、費用相對較高。

從工藝適用性考慮，LX-XX-AH 井分段壓裂可通過此工藝實現(xiàn)，但結合施工周期及施工費用進行綜合考慮，可能連續(xù)油管帶底封拖動環(huán)空加砂壓裂工藝更適合此井。

1.1.3 連續(xù)油管帶底封拖動環(huán)空加砂工藝 該工藝工具一次入井完成射孔、隔離、壓裂、沖砂、返排等多層多種施工，壓裂段數不受限，且能實現(xiàn)壓后井筒全通徑。此工藝實現(xiàn)精準射孔、儲層改造更有針對性，時效性、經濟性高，但形成裂縫比較單一，不適合復雜縫網壓裂（見圖2）。

結合以上工藝流程分析，針對LX-XX-AH 井，根據War pinski 和T eufel 提出的線性準則，計算工區(qū)微天然裂縫發(fā)生破壞邊界線，天然裂縫與最大主應力方向夾角約為45°，即工區(qū)天然裂縫開啟的水平主應力差的界限值為10 MPa（見圖3）。利用其測井數據計算得到相關力學參數，水平兩向主應力差偏大，大多都大于10 MPa（見圖4），難以形成復雜裂縫網絡，同時，根據油藏分析，建議充分改造水平井跟部及中部砂體，選擇壓裂改造針對性較強的連續(xù)油管帶底封拖動環(huán)空加砂壓裂工藝，優(yōu)化分段段數，對儲層物性較好的儲層進行精準噴射，更為合適。

同時，結合對比施工周期（見表1），連續(xù)油管帶底封壓裂工藝作業(yè)時效更高，費用較低，綜合考慮，LXXX-AH 井選擇連續(xù)油管帶底封拖動環(huán)空加砂壓裂工藝進行分段壓裂改造[2]。

表1 連續(xù)油管帶底封拖動壓裂及泵送橋塞分段壓裂單層施工周期表

圖2 連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂工藝示意圖

圖3 工區(qū)天然裂縫發(fā)生破壞邊界線

圖4 臨興區(qū)塊石盒子組水平主應力差

如果部分井天然裂縫較發(fā)育，同時兩向水平主應力差較小，則根據儲層溫度優(yōu)先推薦可溶、泵送橋塞壓裂，全通徑大排量套管壓裂，實現(xiàn)水平井縫網壓裂，最大程度提高油氣井儲量。

1.2 裸眼完井方式下壓裂工藝方式優(yōu)選

裸眼完井方式下常用的水平井分段壓裂工藝主要有兩種，分別是裸眼封隔器分段壓裂與多級滑套水力噴射分段壓裂工藝。

裸眼完井方式在海上低滲油藏較常見，裸眼封隔器分段壓裂工藝簡單，時效性及成本較低，但是作業(yè)后管柱無法起出，針對這一問題，壓裂時可采用可鉆球座及可開關滑套，壓裂施工結束后鉆掉球座，同時，后期可根據生產需要打開或關閉滑套，盡量減少滯留井內工具對后續(xù)措施影響。如果后期措施不允許將管柱留在井內，則只能考慮多級滑套水力噴射分段壓裂工藝，此工藝管柱不受完井方式影響，工具串簡單，可實現(xiàn)不限級數定點噴射，但由于噴嘴壓降大，施工壓力高，深井施工時需保證壓裂井口、套管頭及套管的耐壓級別，特別是海上套管耐壓級別較低井，需升級套管耐壓級別。

下面以海上一口水平井LF-BH 井為例（見表2），進行分段壓裂工藝優(yōu)選論證。

針對LF-BH 井，就裸眼封隔器分段壓裂工藝進行施工壓力預測，此區(qū)塊水平井目的層段斜深在4 152 m～4 974 m，取中部深度4 500 m 計算，不考慮工具縮徑，裸眼封隔器分段壓裂施工排量可達3.5 m3/min～4.0 m3/min，此排量下壓裂所需泵車數量5 臺（備用泵1 臺），井口施工最高壓力54.3 MPa，井口施工限壓68 MPa。大部分井生產套管、井口系統(tǒng)及防噴器配置可以滿足裸眼封隔器分段壓裂工藝需要。

表2 水平井LF-BH 井基本數據表

水力噴射壓裂通過管柱組合優(yōu)化，采用139.7 mm 鉆桿+88.9 mm 油管（水平段）水力噴射施工。模擬計算，149.225 mm 鉆桿+88.9 mm 組合油管水力噴射壓裂噴槍采用6×6.3 噴嘴組合，在保證噴速滿足射孔的前提下，油管排量2.8 m3/min，環(huán)空補液排量0.8 m3/min 可滿足壓裂需求。預測油管壓力73.0 MPa 以上，要求壓裂時壓裂井口耐壓級別達到95 MPa 以上。油管壓力預測（見表3）。

除此之外，還需落實水力噴射條件下套管的抗內壓強度，并檢驗施工過程中套管的安全性。檢驗施工過程中套管的安全性，特別是一些海上裸眼井上部套管抗內壓強度較低的井，需嚴格做到P＜P抗內壓。其中，P-某一深度下套管的有效抗內壓強度，MPa；P抗內壓-此深度下套管的抗內壓強度，MPa。

表3 水力噴射主壓裂施工壓力預測

2 水平井壓裂方案優(yōu)化

水平井壓裂方案優(yōu)化，主要從油藏地質特征出發(fā)，進行分段段數、簇間距優(yōu)化及裂縫參數形態(tài)模擬。

2.1 水平井段、簇間距優(yōu)化

水平井分段段數優(yōu)化主要依據儲層巖性、伽馬值及氣測值，結合鉆時比值（用鉆時預測裂縫）、應力薄弱點位置結合產能優(yōu)化結果進行分段。在完成分段基礎上，優(yōu)化簇間距，運用Stimplan 壓裂分析軟件，對不同的簇間距進行優(yōu)化。以一口水平井SM-CH 井數據為例（見表4），建立壓裂模型，進行分簇數量及簇間距優(yōu)化，簇間距優(yōu)化一般首先以Stimplan 壓裂軟件建立數據模型，結合產能優(yōu)化結果，優(yōu)選合理的簇數及間距。

通過簇數模擬優(yōu)化，2 簇是干擾最小的簇數。

2.2 裂縫參數優(yōu)化

水平井裂縫參數優(yōu)化，主要研究壓裂各項參數對裂縫形態(tài)的影響，這期間，首先要進行目標井儲層評價，評價參數主要為儲層巖石脆性、天然裂縫發(fā)育情況及兩向水平主應力差大小等參數，評價是否可形成復雜裂縫。如不具備復雜裂縫條件，則通過技術創(chuàng)新采取縫內暫堵等措施，提高縫內凈壓力，增加裂縫復雜化，或者通過密切割壓裂技術，通過減小段間距，對水平井進行體積改造，最大程度提高油氣井產量。如果儲層具備復雜縫形成條件，則需要詳細評價各項參數對裂縫形態(tài)影響，進行壓裂方案參數的數值模擬計算。

下面以蘇75-XXH 水平井為例，通過數值模擬，分析各項參數對裂縫形態(tài)的影響。

2.2.1 砂比對裂縫參數影響 通過數值模擬（見圖5），得出如下結論：平均砂比越低，用液量越大，主縫半長越長；平均砂比17 %時，裂縫半長265 m；動態(tài)縫寬主要受施工排量影響，受砂比影響較??；平均砂比越低，支撐劑越容易向裂縫深部輸送；綜合考慮縫長（<250 m）和縫寬影響，優(yōu)化平均砂比為21 %。

表4 SM-CH 井數據模型

圖5 蘇75-XXH 井施工砂比與裂縫參數關系

2.2.2 排量對裂縫參數影響 通過數值模擬（見圖6），得出如下結論：受縫網長軸影響，壓裂主縫縫長變化不大，主縫壓裂的過程主要是對已有裂縫的縫寬和縫高的擴展；壓裂主縫半長的增長速度隨排量的增加而增大，當排量大于8 m3/min 時，增長速度趨于一致；裂縫閉合后平均縫寬隨排量的增大而減小，但在施工過程中，排量8 m3/min 的動態(tài)縫寬最大，有利于多裂縫影響下主縫壓裂的施工。

2.2.3 壓裂液黏度對裂縫參數影響 通過數值模擬（見圖7），黏度越大，縫長越小，黏度為20 mPa·s 時，裂縫半長超過250 m；縫高隨黏度增大而增加，當黏度超過60 mPa·s 時，裂縫有明顯的向上和向下穿層；綜合縫長和縫高因素，優(yōu)選壓裂液黏度為40 mPa·s～60 mPa·s。

水平井壓裂方案優(yōu)化，儲層評價是基礎，在儲層評價的基礎上，創(chuàng)新技術，優(yōu)化裂縫參數，最大程度提高裂縫的縫控體積，達到儲層徹底改造的目的。

3 小結

圖6 施工排量與裂縫參數關系

圖7 壓裂液黏度與裂縫參數關系

通過對陸地、海上各種完井方式下水平井壓裂的探索及實踐，水平井壓裂方式優(yōu)選及壓裂方案優(yōu)化得到如下認識：

3.1 水平井壓裂工藝方式優(yōu)選

壓裂方式優(yōu)選，需針對儲層鉆遇特征、工藝適用性、兼顧施工周期、施工費用，海上壓裂井還需對作業(yè)平臺承載能力進行評估，優(yōu)選合適的壓裂工藝方式。

3.2 壓裂方案優(yōu)化

一口水平井壓裂方案優(yōu)化，首先要對儲層進行儲層評價，根據評價結果，借助壓裂軟件、數值模擬手段，結合產能模擬結果，優(yōu)化分段、分簇及各項參數優(yōu)化。通過論證、優(yōu)化的多口水平井，如LX-XX-AH、SM-CH井均順利完成施工并達到前期預期產能。