玉探1井致密油藏超深井壓裂工藝

張佩玉 何海波 蔣明 王波 向洪 劉劍輝

中國石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院

玉探1井是吐哈盆地玉北西構(gòu)造帶上的一口預(yù)探直井，勘探部署的主要目的是落實(shí)二疊系梧桐溝組砂體的含油性，拓展玉北西扇體鹽下斜坡區(qū)方向P3w油藏規(guī)模。該井一旦獲得高產(chǎn)，油田將實(shí)現(xiàn)在臺(tái)北凹陷勘探的重大突破，開啟油氣勘探的新紀(jì)元。但由于儲(chǔ)層致密，物性差，該井完鉆試油后無自然產(chǎn)能，決定實(shí)施壓裂求產(chǎn)措施。

壓裂目的層與其上下兩層都屬于二疊系致密砂巖，巖性一致，應(yīng)力差小于3 MPa，無明顯的隔層。套管多段強(qiáng)狗腿度，水泥返高4 412 m，其以上套管未固井,自由段長。塞面6 109.5 m，距離目的層僅45 m，口袋淺。這些特征都使得該井壓裂面臨諸多技術(shù)難題［1］。

該井首次壓裂時(shí)，采用150 ℃超高溫有機(jī)硼延遲交聯(lián)壓裂液、控排量、套管雙平衡壓力保護(hù)、段塞式加砂的方式進(jìn)行壓裂改造。但由于施工時(shí)井口壓力太高，只能采用備用加砂程序，累計(jì)加砂僅40 m3，未完成設(shè)計(jì)加砂量(70 m3)，壓后初期產(chǎn)液11.1 m3/d，日產(chǎn)油0.67 t/d。為確保精準(zhǔn)評(píng)價(jià)二疊系梧桐溝組P3w1砂體的含油性，決定進(jìn)行重復(fù)壓裂。在首次壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上重復(fù)壓裂采用密度為1.12 g/cm3超高溫延遲加重壓裂液，使井口壓力降低7～9 MPa，順利完成設(shè)計(jì)加砂量。壓后初期產(chǎn)液11.56 m3/d，日產(chǎn)油1.5 t/d。

1 玉探1井壓裂難點(diǎn)

(1)超深、超高溫。井深超過6 000 m，管柱長，摩阻高，對(duì)壓裂液延遲交聯(lián)性能要求高；目的層中部溫度為150 ℃，高溫下壓裂液凝膠容易降解致使攜砂性能變差。

(2)儲(chǔ)層超高壓。儲(chǔ)層壓力系數(shù)1.26，最小主應(yīng)力118～124 MPa。抗張強(qiáng)度大，壓裂施工時(shí)會(huì)面臨異常高壓。

(3)壓裂目的層上下無明顯的隔層。上下層與目的層都屬于二疊系致密砂巖，巖性一致，應(yīng)力差小于3 MPa，無明顯的隔層，壓裂時(shí)縫高容易失控，有壓竄風(fēng)險(xiǎn)。

(4)固井質(zhì)量差。套管多段強(qiáng)狗腿度，水泥返高4 412 m，以上套管未固井，自由段長，限制了封隔器的使用，套管承壓容易出現(xiàn)鼓脹、挫斷風(fēng)險(xiǎn)。

(5)井筒容積大、口袋淺。塞面6 109.5 m，距離目的層僅45 m，井筒容積大、口袋淺，沉砂和砂埋風(fēng)險(xiǎn)高。

2 關(guān)鍵技術(shù)對(duì)策

優(yōu)選低摩阻耐高溫壓裂液體系解決超深、高溫環(huán)境下壓裂液耐溫及延遲交聯(lián)問題［2］；篩選并采用加重壓裂液體系［3］，降低施工時(shí)的井口壓力，采用高強(qiáng)度支撐劑解決壓裂施工異常高壓問題；采用人工隔層技術(shù)［4］，同時(shí)優(yōu)化施工排量，防止壓裂時(shí)縫高失控、壓竄，提高措施成功率；針對(duì)固井質(zhì)量差，套管承壓容易鼓脹、挫斷，采用施加環(huán)空平衡壓的方式保護(hù)套管［5］，降低套管損壞風(fēng)險(xiǎn)；采用小臺(tái)階段塞式頂替加砂方式，應(yīng)對(duì)井筒容積大、口袋淺問題，降低沉砂和砂埋風(fēng)險(xiǎn)，提高縫內(nèi)加砂強(qiáng)度，造長縫從而最大限度解放儲(chǔ)層潛力，提高單井產(chǎn)量。

2.1 超高溫延遲壓裂液

針對(duì)儲(chǔ)層超高溫及工藝措施要求和高溫深井壓裂液優(yōu)選原則［6］，優(yōu)選150 ℃超高溫延遲壓裂液體系，基液配方：0.55%瓜膠+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.5%助排劑+0.5%防膨劑+0.5%高溫調(diào)理劑。基液pH值10～11，黏度56.7～69.5 mPa · s。該體系耐溫性能、延遲交聯(lián)性能好，摩阻低，濾失量小等特點(diǎn)。

采用0.6%有機(jī)硼交聯(lián)劑，根據(jù)壓裂液可隨pH值的變化來控制交聯(lián)時(shí)間的特性，優(yōu)選高效pH值調(diào)節(jié)劑(一種有機(jī)堿、三乙醇胺、純堿反應(yīng)的產(chǎn)物)來達(dá)到延遲交聯(lián)的目的。延遲交聯(lián)性能良好，交聯(lián)時(shí)間2～6 min可調(diào)，可有效降低壓裂液在井筒和孔眼的摩阻，剪切速率為2 000 s?1時(shí)，150 ℃超高溫延遲壓裂液的降阻率為52.1%。

該超高溫壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能。在150 ℃高溫下，170 s?1剪切速率下剪切40 min黏度保持在200 mPa · s以上，剪切120 min后黏度保持70 mPa · s以上，具有良好的流變性能和攜砂、造縫的能力，可滿足高溫深井壓裂的需求。

2.2 高壓儲(chǔ)層加重壓裂液、高強(qiáng)度陶粒支撐劑

根據(jù)小型壓裂測(cè)試數(shù)據(jù)，利用G函數(shù)分析法［7］，模擬玉探1井壓力梯度0.019 3～0.021 0 MPa/m，取105 MPa井口額定壓力90%，預(yù)測(cè)施工壓力76～82 MPa，施工限壓88 MPa。但首次壓裂時(shí)，施工壓力接近限壓，只能采用備用加砂程序，降低砂比，導(dǎo)致未能完成設(shè)計(jì)加砂量。

玉探1井重復(fù)壓裂時(shí)，優(yōu)選氯化鉀作為加重劑形成超高溫加重壓裂液體系，有效降低了壓裂時(shí)的井口壓力。實(shí)驗(yàn)室測(cè)定了氯化鉀溶液不同濃度下密度，并模擬了相應(yīng)密度的液柱在目的井深6 050 m時(shí)的壓降，為避免因濃度過大氯化鉀晶體超飽和析出，影響加重壓裂液性能，重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)壓裂液密度1.12～1.14 g/cm3，氯化鉀濃度18%～20%。相應(yīng)的比首次壓裂時(shí)井口壓力下降7～9 MPa，確保了加砂時(shí)壓力安全窗口。

支撐劑是保證壓后裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)鍵［8］。小型壓裂測(cè)試顯示裂縫閉合壓力為119.32 MPa。石英砂抗破碎強(qiáng)度低，易壓碎嵌入并堵塞孔喉，同時(shí)儲(chǔ)層彈性模量在 30～40 GPa，泊松比 0.20～0.24，人工裂縫延伸困難，縫寬較窄。為保證壓后裂縫導(dǎo)流能力，采用高強(qiáng)度陶粒支撐裂縫，優(yōu)選70～140目高強(qiáng)度陶粒+40～70目高強(qiáng)度陶粒+30～50目高強(qiáng)度陶粒組合支撐。

2.3 控縫高人工隔層技術(shù)

施工排量是壓裂設(shè)計(jì)的關(guān)鍵參數(shù)，它影響施工泵壓和裂縫的幾何尺寸。由于儲(chǔ)層上下無隔層，易形成寬縫造成縫高失控，根據(jù)小型壓裂測(cè)試G函數(shù)模擬的破裂壓力梯度0.019 3～0.021 0 MPa/m，取105 MPa井口額定壓力90%，進(jìn)行施工排量模擬。模擬結(jié)果結(jié)合利于攜砂，又要控制裂縫高度的延伸要求，適當(dāng)控制施工排量，優(yōu)化本井施工排量為4.0～5.5 m3/min。既保證縫寬和加砂安全性，又可有效控制縫高的縱向延伸。

玉探1井重復(fù)壓裂時(shí)使用了粉陶注入人工隔層技術(shù)。粉陶注入人工隔層的技術(shù)是通過低排量弱交聯(lián)壓裂液攜帶粉陶注入，張開并進(jìn)入初次壓裂形成的裂縫，停泵，待其沉降鋪置在裂縫下部形成人工遮擋層后再進(jìn)行主壓裂，利用粉陶沉降遮擋層避免裂縫縱向過度延伸。粉陶注入人工隔層技術(shù)的粉陶用量確定是根據(jù)模擬遮擋層裂縫幾何形態(tài)計(jì)算得出。玉探1井模擬支撐縫長111 m、縫寬3.2 mm，裂縫向儲(chǔ)層下方延伸4 m。

遮擋層粉陶用量=支撐縫長×支撐縫寬×裂縫向儲(chǔ)層下方延伸高度×2，計(jì)算得出本次人工遮擋層所需70～140目粉陶用量2.84 m3。

2.4 套管雙平衡壓力保護(hù)技術(shù)

套管雙平衡壓力保護(hù)是根據(jù)壓裂施工壓力和套管承壓強(qiáng)度，在壓裂施工時(shí)分別同時(shí)在油套環(huán)空和技套環(huán)空施加一定的平衡壓力，以避免套管單向承壓導(dǎo)致的臌脹、變形、挫斷等風(fēng)險(xiǎn)。

依據(jù)《護(hù)套壓裂管柱注入工況下套管強(qiáng)度校核》的要求，確保壓裂時(shí)套管內(nèi)外壓差不超過工具及管柱抗壓強(qiáng)度的80%。玉探1井油套管掛密封額定承壓105 MPa，技套懸掛密封額定承壓35 MPa。推算壓裂排量4.0～5.5 m3/min時(shí)油套環(huán)空打平衡壓30～35 MPa，技套環(huán)空打平衡壓15～20 MPa可滿足套管保護(hù)的要求。

2.5 段塞式交替注入防沉砂技術(shù)

井筒容積大，砂量較大，如果出現(xiàn)復(fù)雜情況，易造成沉砂，處理難度大，因此設(shè)計(jì)采用段塞式頂替加砂，即泵注程序?yàn)橐欢螖y砂壓裂液，一段壓裂液交替注入，用壓裂液將攜砂壓裂液及時(shí)頂替入地層，以降低井筒中的沉砂風(fēng)險(xiǎn)。段塞打磨還可降低加砂階段施工壓力。加砂壓裂注入程序見表1。

表1 加砂壓裂泵注程序Table 1 Pumping process of sand fracturing

2.6 低砂比、長步長連續(xù)加砂防砂埋技術(shù)

玉探1井塞面6 109.5 m，距壓裂目的層僅45 m，口袋淺，油層套管內(nèi)徑118.62 mm，只要沉砂量大于0.5 m3，即可能造成砂堵和砂埋。

針對(duì)玉探1井裂縫縫寬較窄、進(jìn)砂困難問題，前置液比例由50%提高至55%，進(jìn)一步增大造縫體積。3%低砂比起步，2%臺(tái)階遞增，最高砂比15%，加砂步長1.0～1.5個(gè)井筒，保證每個(gè)砂比段進(jìn)地層后都能觀察壓力變化，確保安全加砂。

3 壓裂施工過程

3.1 小型壓裂測(cè)試

正式壓裂前先對(duì)玉探1井進(jìn)行小型壓裂測(cè)試，依據(jù)小型壓裂短時(shí)間壓降數(shù)據(jù)，快速獲取致密儲(chǔ)層原始地層縫內(nèi)凈壓力、裂縫閉合壓力、延伸壓力、滲透率高低以及摩阻等參數(shù)，為正式壓裂施工中的壓力異常處理方案提供指導(dǎo)［9］。

第1階段：以0.3 m3/min的排量注入活性水，分別在30、45、55、65 MPa下穩(wěn)定排量，進(jìn)行穩(wěn)壓停泵，65 MPa以上逐級(jí)提升排量至3 m3/min，壓力升至72.64 MPa，穩(wěn)定注入4 min，由3 m3/min逐級(jí)降排量至0.3 m3/min穩(wěn)定注入80 m3活性水，觀察地層濾失情況，基本無濾失。

第2階段：0.3 m3/min排量逐級(jí)提升至6 m3/min，井筒活性水頂替干凈，開始逐級(jí)降排量，排量降至0，階梯降排量過程中壓力擴(kuò)散緩慢，說明儲(chǔ)層致密，壓降速率為0.067 MPa/min。

停泵壓力63.1 MPa，停泵后測(cè)試壓降，1 h壓力降落4 MPa，說明滲透率低，基本無濾失。

3.2 首次壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2019年11月5日玉探1井采用多段塞打磨、段塞式加砂、超高溫延遲壓裂液、4.5～5.5 m3/min的排量、套管雙平衡壓力保護(hù)的方式進(jìn)行壓裂改造。施工過程中，按10%砂比注入時(shí)，壓力由75 MPa上升至88 MPa，壓力達(dá)到施工限壓，遂調(diào)整砂比，改按8%砂比注入，導(dǎo)致無法完成主加砂泵注程序。因此采用了備用加砂泵注程序，累計(jì)入井液量1 720 m3，累計(jì)加砂40 m3，未完成設(shè)計(jì)加砂量(70 m3)。為確保精準(zhǔn)評(píng)價(jià)二疊系梧桐溝組P3w1砂體的含油性，決定進(jìn)行重復(fù)壓裂。重復(fù)壓裂屬于破碎性地層的壓裂問題［10］。目的層各向異性使得難度更大。

3.3 重復(fù)壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2020年4月3日對(duì)該井進(jìn)行同層重復(fù)壓裂，在首次壓裂的基礎(chǔ)上采用了人工隔層技術(shù)［11］控制裂縫在高度方向的增長?？紤]到現(xiàn)有條件，玉探1井選擇用粉陶作為封隔材料，并采用密度為1.12 g/cm3超高溫加重壓裂液體系進(jìn)行壓裂改造。累計(jì)注入液量781 m3，順利完成設(shè)計(jì)加砂量40 m3，停泵壓力64.1 MPa。壓后采用 2級(jí) (?2 mm+?4 mm)油嘴控制放噴。4月22日該井見油花，初期日產(chǎn)液11.56 m3，日產(chǎn)油1.5 t，自噴返排率118.7%。

4 結(jié)論與建議

(1)對(duì)于超深井，有效降低井口施工壓力是保證施工成功的先決條件。采用延遲交聯(lián)耐高溫加重壓裂液體系、控排量、套管雙平衡壓力保護(hù)、低砂比、小臺(tái)階連續(xù)段塞式加砂的方式可達(dá)到超深井壓裂改造的目的。

(2)氯化鉀加重壓裂液體系，因加重劑用量大，成本較高，難以實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，建議研究應(yīng)用超高溫、低摩阻、低成本加重壓裂液體系，降低超深井壓裂成本。