低滲透油藏側鉆水平井小井眼分段多簇壓裂技術

蘇良銀， 常 篤， 楊海恩， 段鵬輝， 薛小佳， 白建文

（1. 中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018）

國內(nèi)的低滲透油藏，初期以 “φ139.7 mm 套管固井+射孔壓裂” 開發(fā)為主。隨著注水開發(fā)時間增長，油藏平面上剩余油分布開始不均，出現(xiàn)高含水長停井、低產(chǎn)井開窗側鉆定向井復產(chǎn)后面臨單井產(chǎn)量低、遞減快等問題[1-2]。針對這些問題，開展側鉆水平井分段壓裂改造成為提高單井產(chǎn)量的重要方向。國內(nèi)各大油田之前開展了側鉆水平井技術研究與應用，重點針對中高滲砂巖油藏或低滲透碳酸鹽巖氣藏，主要采用裸眼、篩管或懸掛尾管射孔完井方式[3-7]，該完井方式不適用于需要 “注水+壓裂” 開發(fā)的低滲透砂巖油藏，尤其是懸掛φ88.9 mm 套管水泥固井的側鉆水平井分段壓裂技術難度大，尚未開展現(xiàn)場應用。為此，筆者結合鄂爾多斯盆地開發(fā)的低滲儲層和油井井筒條件，在技術調(diào)研的基礎上[8-11]提出了老區(qū)側鉆井 “增加裂縫條數(shù)、控制裂縫長度” 為理念的分段多簇壓裂改造思路，設計了2 種分段壓裂改造技術方案，研究形成了懸掛φ88.9 mm套管的小井眼側鉆水平井分段多簇壓裂技術，并在9 口井進行了成功應用，為治理該類油藏長停井、低產(chǎn)井提供了技術手段。

1 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

鄂爾多斯盆地低滲透砂巖油藏隨著注水開發(fā)時間的增長，部分井裂縫性見水后停井。近年來，長停井和高含水低產(chǎn)井占油井總數(shù)近15%，但采出程度低，其中單井累計產(chǎn)油量小于1 000 t 的井超過50%，產(chǎn)能損失大。檢查井取心結果顯示，油藏平面上剩余油分散不均且呈條帶狀分布，側向注水水驅(qū)寬度80～100 m，剩余油主要集中在裂縫側向；縱向上儲層剩余油呈互層式分布，強/弱水洗段交替出現(xiàn)，層內(nèi)夾層對水驅(qū)遮擋作用明顯。因此，綜合分析國內(nèi)外側鉆技術應用現(xiàn)狀，利用老井筒避開水線開窗側鉆水平井是挖潛區(qū)域剩余油、提高單井產(chǎn)量的主要技術途徑。 與新區(qū)開發(fā)井不同，老區(qū)側鉆井儲層水驅(qū)狀況復雜，儲層改造需要在提高單井產(chǎn)能的同時，降低油井的綜合含水率。

油田開發(fā)初期普遍采用φ139.7 mm 的J55 鋼級生產(chǎn)套管完井（見圖1）。為保證固井質(zhì)量，在老井眼內(nèi)采用φ117.5 mm 鉆頭側鉆，然后懸掛φ88.9 mm的N80 鋼級套管進行尾管固井，用固井水泥環(huán)對儲層進行有效封堵，為后續(xù)開展儲層分段壓裂創(chuàng)造有利的井筒條件。受限于井筒直徑，側鉆小井眼分段壓裂工藝工具不成熟，老套管承壓能力低，常規(guī)分段壓裂工藝卡鉆風險大，需要研究可行的壓裂工藝和配套相應的壓裂工具。

圖 1 側鉆水平井井身結構示意Fig.1 Casing program of a sidetracked horizontal well

2 分段多簇壓裂技術

為了充分動用剩余油，立足儲層井網(wǎng)條件進行水平段水力裂縫段/簇數(shù)優(yōu)化和分段壓裂工藝優(yōu)選，通過分段壓裂有效增大儲層改造體積，以達到側鉆水平井控水增油和提高施工效率的目的。

2.1 裂縫段/簇數(shù)優(yōu)化

以鄂爾多斯盆地某C6 油藏、菱形反九點井網(wǎng)（井距450 m，排距200 m）為例，水線方向和儲層最大水平主應力方位基本平行，均為NE70°左右（如圖2所示）。在忽略最大水平主應力方向變化的情況下，綜合考慮原有井網(wǎng)及水線特征，利用水淹油井（角井）進行側鉆，側鉆井水平段與水線方向（儲層最大水平主應力方向）斜交，且不穿越水線，扣除水驅(qū)半徑60～80 m，可確保有效水平段長120～150 m。

圖 2 側鉆水平井井網(wǎng)示意Fig.2 Well pattern of a sidetracked horizontal well

采用Eclipse 軟件，對圖2 所示的反九點井網(wǎng)建立典型均質(zhì)油藏模型，模擬參數(shù)為：儲層埋藏深度2 000 m，厚度20 m，孔隙度12.0%，氣測滲透率2.0 mD，含油飽和度45.0%；目前儲層壓力9.0 MPa，地面原油密度0.85 kg/L，井網(wǎng)內(nèi)原有油井裂縫穿透比0.8。針對側鉆水平井水平段長120 m，水力裂縫半長50 m，模擬不同裂縫密度條件下的年產(chǎn)油量，結果如圖3 所示。

從圖3 可以看出，隨著裂縫密度增大，年產(chǎn)油量逐漸增大。裂縫密度大于4 條/100m 時，產(chǎn)油量顯著增大；裂縫密度大于5 條/100m 后，產(chǎn)量的增大幅度逐漸減小。

根據(jù)老區(qū)儲層改造控水增油的需要，采用黑油模型模擬了不同壓裂模式對水平井水驅(qū)開發(fā)效果的影響，結果如圖4 所示。從圖4 可以看出，采出程度小于10% 時，隨著壓裂段數(shù)增加，采出程度相應提高，但相同采出程度下的含水率相對較高；采出程度大于10% 時，在含水率相同條件下，壓裂段數(shù)越多，采出程度越大；但壓裂段數(shù)大于3 段6 簇時，增加壓裂段數(shù)對最終采收率的增幅影響較小。

圖 3 不同裂縫密度下的年產(chǎn)量模擬結果Fig. 3 Annual production simulation results under different fracture density

圖 4 不同裂縫段數(shù)的水平井水驅(qū)開發(fā)規(guī)律曲線Fig. 4 Water flooding curve of horizontal wells with differentfracturing sections

老區(qū)加密井壓裂改造效果統(tǒng)計表明，隨著壓裂段數(shù)增加，單井初期產(chǎn)能提高；壓裂段數(shù)大于3 段6 簇時，產(chǎn)量增幅減?。ㄒ妶D5）。綜合考慮施工成本和后期開發(fā)效果，將壓裂段數(shù)優(yōu)化為3 段6 簇～4 段8 簇。

圖 5 不同壓裂段數(shù)的單井日產(chǎn)油量Fig.5 Daily oil production of single well with different fracturing sections

2.2 分段多簇壓裂工藝

低滲透油藏需要壓裂改造才能獲得單井產(chǎn)能。以鄂爾多斯盆地某區(qū)域埋深2 000～3 000 m 的低滲透砂巖儲層為例，其最大、最小水平主應力差為3～5 MPa。因此，要使層內(nèi)得到充分改造，壓裂時需要滿足一定的施工排量來獲得較好的縫內(nèi)凈壓力。裂縫內(nèi)的凈壓力可以用考慮端部效應和彈性斷裂力學條件的Notle 凈壓力方程來進行表征[12]。根據(jù)區(qū)域儲層特點，優(yōu)化后的施工排量在2～3 m3/min，裂縫凈壓力可達到3.0 MPa 以上（見圖6）。

圖 6 不同排量條件下的縫內(nèi)凈壓力Fig.6 Net pressure in the fracture under different displacements

壓裂過程中的油管井口壓力可以表示為：

式中：pt為 油管壓力，MPa；pp為裂縫延伸壓力，MPa；ph為 液柱壓力，MPa；pf為 管柱摩阻，MPa； ?p為節(jié)流嘴壓差，MPa。

側鉆水平井上部的φ139.7 mm 套管鋼級低且生產(chǎn)時間長，承壓普遍小于20 MPa。壓裂過程中，在φ88.9 mm 油層套管中實現(xiàn)分段壓裂的同時，還需保護上部老套管，避免其承受高壓。國內(nèi)前期側鉆定向井儲層改造基本以 “卡封護套” 工藝為主[13-15]，即采用帶有小直徑封隔器的壓裂管柱來封隔懸掛器以上老井筒。同時，封隔器以下直接利用φ88.9 mm套管進行壓裂，其中小直徑封隔器以Y341 或K344封隔器為主。φ88.9 mm 側鉆井眼如果不采用 “卡封護套” 壓裂管柱，而是全井段都采用φ60.3 mm油管進行壓裂，則在相同排量條件下，地面井口需要承受60～100 MPa 高壓（見圖7）。因此，若全井段采用小直徑油管進行壓裂，井筒及地面安全風險大，且需要配套高等級的安全防護設備，施工成本較高。因此，優(yōu)選φ73.0 mm 油管 “卡封護套” 壓裂管柱，即在φ139.7 mm 套管內(nèi)采用φ73.0 mm 油管，懸掛器下面φ88.9 mm 套管內(nèi)下入K344-70 封隔器，封隔器以下無壓裂油管，直接用φ88.9 mm 套管進行壓裂。該壓裂管柱在3.0 m3/min 排量條件下可承受50 MPa 左右的壓力，安全經(jīng)濟，適應性強。

圖 7 不同排量下的油管井口壓力預測結果Fig. 7 Prediction of tubing wellhead pressure under different displacements

對于側鉆φ88.9 mm 水平井而言，雖然采用 “卡封護套” 工藝可以充分保護老套管，但還需要考慮實現(xiàn)每段裂縫間的有效封隔。 在小井眼內(nèi)采用φ60.3 mm 油管進行雙封選壓分段壓裂時施工排量受限，卡鉆風險高。國內(nèi)沒有成熟的側鉆φ88.9 mm水平井分段壓裂改造工藝，因此在采用φ73.0 mm 油管 “卡封護套” 壓裂管柱的基礎上，通過研究論證，結合現(xiàn)場實際設計了2 種分段壓裂改造工藝方案。

1）油管傳送小直徑可撈式橋塞分段壓裂工藝。采用該工藝時，先采用油管傳送方式坐封橋塞，再用油管傳送方式進行射孔壓裂。整個過程中無需新增配套設備，但壓裂后需要打撈橋塞，每段壓裂改造需要多次起下鉆、勞動強度大、施工效率低。

2）水力泵送小直徑可溶橋塞分段壓裂工藝。采用該工藝時，套管內(nèi)采用水力泵送方式將 “橋塞+射孔槍” 工具串一次泵送到位，橋塞丟手坐封后射孔壓裂。壓裂后橋塞自然溶解，無需二次打撈，施工效率高[16]。

為了確保段間封隔的有效性，根據(jù)工藝需要，研發(fā)了配套的小直徑可溶橋塞，其長度小于1.00 m，最大外徑不大于70.0 mm，內(nèi)徑不小于15.0 mm，工作壓力大于50 MPa，適應溫度≥120 ℃，將其放入到1%KCl 溶液中，在45 ℃溫度下10 d 內(nèi)可完全溶解，可避免壓裂過程中發(fā)生卡鉆故障。

2.3 壓裂液及暫堵劑

根據(jù)儲層條件，采用胍膠壓裂液進行壓裂，加量不大于0.25%。為進一步降低儲層傷害，向該壓裂液中加入黏度穩(wěn)定劑、暫堵劑和助排劑等添加劑。

多簇壓裂工藝的關鍵是形成多簇裂縫。物理模擬試驗結果表明，鄂爾多斯盆地低滲透砂巖油藏實現(xiàn)段內(nèi)簇間裂縫起裂需克服3～5 MPa 的應力差。由于側鉆井射孔孔眼直徑較常規(guī)井小3～4 mm，常規(guī)暫堵劑暫堵效果差。為此，篩選配套了粒徑4.0，2.0，0.8 和0.4 mm 共4 種粒徑組合的可溶性暫堵劑。該暫堵劑在60 ℃溫度下pH 值為6～8、礦化度為3 000 mg/L 的水溶液中12 h 內(nèi)可溶解60%，48 h內(nèi)可溶解90% 以上。

3 現(xiàn)場應用

2019 年，某低滲透油藏9 口井應用了側鉆水平井分段壓裂技術， 水平段方位與水線方向夾角60°～90°，水平段長 150～250 m，采用 φ73.0 mm 油管“卡封護套” 壓裂管柱的同時，8 口井利用可撈式橋塞進行段間封隔，1 口井利用可溶橋塞進行段間封 隔 。 單 井 改造 3～ 5 段 ， 每 段 2 簇， 裂 縫密 度4.0～5.5 條/100m，排量 2.0～3.0 m3/min。現(xiàn)場應用表明，橋塞工具坐封及段間封隔性能良好。9 口井投產(chǎn)后均有效，單井初期日產(chǎn)油量4.0～6.0 t，綜合含水率20%～40%。目前，已生產(chǎn)9～12 個月，平均單井日產(chǎn)油量3.0～4.0 t，平均單井累計產(chǎn)油量900 t，增產(chǎn)效果顯著。下面以某區(qū)塊CH4 井為例介紹該技術的具體應用情況。

CH4 井發(fā)育油層厚度20 m，2001 年壓裂投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油量1.0 t，注水見效后日產(chǎn)油量2.0 t 以上。2016 年，該井裂縫性水淹后關井，累計產(chǎn)油量4 600 t；2019 年利用老井筒在水線側向進行開窗側鉆，開窗點井深640 m，完鉆井深1 740 m；油層側鉆水平段長110 m，電測滲透率0.6～0.8 mD。該井設計采用3 段6 簇射孔方式，采用φ73.0 mm油管 “卡封護套” 壓裂管柱+可溶橋塞分段壓裂工藝，單段加砂20～25 m3，施工排量1.8 m3/min，單段入地液量100～150 m3， 平均砂比30%～35%。每段壓裂施工過程中，中途加入暫堵劑后暫堵升壓5.0 MPa 以上，可確保段內(nèi)簇間裂縫起裂。井下微地震裂縫監(jiān)測結果顯示，單段裂縫半長60～80 m，達到了設計要求。

CH4 井壓裂后初期日產(chǎn)油量5.1 t，綜合含水率35%。目前生產(chǎn)滿1 年，日產(chǎn)油量4.0 t，綜合含水率40%，累計產(chǎn)油量1 650 t。

4 結論與建議

1）壓裂后注水開發(fā)的低滲透砂巖油藏，在研究清楚剩余油分布和水驅(qū)狀況的基礎上，結合注采井網(wǎng)特征，部署側鉆水平井、開展分段多簇壓裂來提高單井產(chǎn)能是一種可行的技術手段。

2）裂縫段（簇）數(shù)優(yōu)化時未考慮油藏非均質(zhì)性帶來的影響，優(yōu)選壓裂工藝時需要結合油田實際儲層狀況和井身結構特點進行論證。

3）小井眼 “卡封護套”+小直徑可溶橋塞分段多簇壓裂工藝現(xiàn)場應用效果較好，建議進一步優(yōu)化水平井布井布縫方式，并配套相應的裂縫測試，以完善裂縫參數(shù)，提高低滲透油藏的開發(fā)效果。