蘇里格氣田水平井段內精細分簇壓裂技術研究與應用

武月榮，高 崗，谷向東

1中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室3中國石油長慶油田分公司第一采氣廠

0 引言

經過了近30年的發(fā)展，暫堵轉向壓裂技術已成為油田增產措施的一項重要手段，結合儲層特點及改造需求形成了縫口轉向、縫內轉向、層間轉向、多縫壓裂、復合縫網壓裂等系列技術[1-4]，取得了較好的改造效果。但作為一項動用側向剩余油區(qū)的“短、平、快”的技術手段，目前大范圍應用在油田老井，普遍壓后增產能夠達到0.8～1.2 t/d，是老油田穩(wěn)產的重要措施。

暫堵轉向壓裂在油田的成功應用也進一步帶動了技術的升級，目前在國內外頁巖氣、水平井老井重復壓裂的應用也較為普遍，能夠有效解決例如頁巖氣長水平段套管變形導致無法進行機械方式分段壓裂以及水平井老井井下無工具分段壓裂等問題[5-7]，也取得了較為顯著的效果。但由于氣井的儲層條件限制，該技術目前在氣井直井、定向井及水平井上應用較少，如何將該技術與目前氣井增產措施手段有機結合，利用該技術優(yōu)勢，實現提高單井產量目標是目前亟需解決的問題。

1 地質特征

1.1 長慶蘇里格氣田儲層物性特征

對蘇里格氣田盒8和山1兩個主力層位的764塊巖心樣品分析得出：盒8砂巖孔隙度主要分布于5%～12%之間，平均8.95%；滲透率主要分布在0.06～2.00 mD之間，平均0.73 mD。山1砂巖孔隙度一般在5%～11%之間，平均8.5%；滲透率一般在0.06～1.0 mD之間，平均0.59 mD，均為低孔低滲儲層。

1.2 構造應力場特征

蘇里格氣田儲層楊氏模量為(1.84～3.42)×104，泊松比為0.20～0.35，井間參數數值變化大，儲層非均質性強。通過古地磁、差應變分析等方法研究表明，蘇里格地區(qū)壓裂裂縫延伸方位為NE72.5°～81.3°，與砂體走向近似垂直(見表1)。

表1 室內巖心地應力測試結果表

2 存在的問題

水平井固井完井橋塞分段壓裂技術可實現段間的有效分隔，滿足現場大排量施工的技術特點，現已在長慶氣田大面積推廣。目前，水平井固井完井橋塞分段壓裂技術在蘇里格氣田水平井分段壓裂中普遍在10段以內，每段分為2～3簇，每段籠統(tǒng)泵注。但由于儲層條件的差異(巖心、物性)、應力陰影及射孔孔眼的分布等影響，往往造成部分射孔簇改造程度低或未得到改造，單段改造未實現多縫的目的，壓后改造效果難以達到預期目標。

3 水平井轉向壓裂可行性分析

3.1 縫內轉向的可行性條件

3.1.1 巖石力學的可行性分析

要實現裂縫產生分支縫需具備裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力的差值與巖石的抗張強度之和[8-10]。針對形成網絡裂縫系統(tǒng)所需的凈壓力要求，利用壓裂模擬軟件模擬計算了井深3 200 m不同排量、不同壓裂液類型下的縫內凈壓力數值。

結果表明：隨著注入排量、液體黏度的增加，裂縫內凈壓力逐漸增加，當滑溜水在注入排量大于14 m3/min時，才可保證縫內凈壓力達到12 MPa以上,見表2。

表2 不同注入排量下縫內凈壓力模擬計算結果

蘇里格氣田目的層砂泥巖層間應力差普遍在8～10 MPa，過高的縫內凈壓力很可能首先突破的是隔層而非形成新的裂縫。因此，從儲層應力條件來看，通過轉向壓裂的方式形成新裂縫、擴大氣流體積是難以實現的。

3.1.2 工藝配套的可行性分析

暫堵壓裂過程中通常采用的施工方式是低排量加入暫堵劑，使得暫堵劑在人工裂縫中更容易遇阻而形成堵塞帶，而目前水平井水力泵送橋塞分段壓裂較大的施工排量難以滿足暫堵劑在人工裂縫中形成屏障帶的目的；而較低的施工排量又難以實現10～12 MPa以上裂縫轉向所需的凈壓力，因此，從工藝的配套性來考慮，縫內轉向難以實現。

3.2 簇間轉向的可行性條件

3.2.1 實現簇間暫堵的力學條件

實現簇間暫堵的條件是通過暫堵劑的加入，對已壓裂簇射孔孔眼及近井地帶進行暫時性封堵，能夠使井筒實現暫時的完整，當井筒內壓力超過未開啟簇的破裂壓力時，則可改變液體的流通通道，新縫開啟，見圖1。

圖1 水平井段內簇間暫堵壓裂技術示意圖

3.2.2 巖石力學的可行性分析

以蘇里格氣田某直井為例，通過其測井參數計算儲層某一段地應力及破裂壓力，簇間最小主應力極差1.07 MP，普遍在1～2 MPa左右(見表3)，且考慮蘇里格氣田儲層微裂縫不發(fā)育，儲層抗張強度4～6 MPa。

表3 蘇里格氣田某井應力剖面計算結果

若改造初始階段僅開啟一簇裂縫，則通過暫堵轉向開啟新簇所需的壓力升幅為5～8 MPa左右，遠小于縫內轉向壓裂所需的10～12 MPa壓力升幅。若改造初期階段多簇起裂，則改變液流方向至改造程度較低的簇僅需1～2 MPa。因此，無論從哪種方式的新縫開啟難以程度來看，簇間暫堵的可行性遠大于縫內暫堵。

3.2.3 工藝配套的可行性分析

配合水力泵送橋塞分段壓裂工藝，假設每段內為2簇，第一級壓裂液會進入更容易破裂的某簇，待已壓開簇完成加砂壓裂施工后，等待裂縫閉合,裂縫閉合后小排量注入暫堵劑。當暫堵劑在已壓開簇近井地帶及射孔孔眼處逐漸堆積形成橋堵后壓力升高，待壓力升高達到未改造簇的破裂壓力后，則新縫開啟。從工藝配套方面來看，簇間暫堵泵送暫堵劑無需采用大排量施工，具有較好的施工可行性。

3.2.4 增產的可行性分析

水平井簇間暫堵可實現段內無工具對各簇的精細改造，較單純的橋塞分段壓裂減少了分段工具的入井數量，降低了施工風險和成本投入，且工藝實現的難易程度遠小于縫內轉向壓裂。段內各簇的精細改造可有效增加水平段裂縫條數，加大段內裂縫的改造規(guī)模和動用程度，進一步提高水平井一次動用，增加油氣井初期產量，有利于長期穩(wěn)產，實現區(qū)域體積改造，大幅度提高氣井產量。

4 水平井段內無工具精細分簇壓裂技術研究

4.1 暫堵劑的性能指標

針對水平井段內精細分簇壓裂工藝技術需求，結合研究區(qū)儲層的巖石物理特征及現場壓裂技術條件，室內研發(fā)了在壓裂施工過程中持續(xù)封堵，壓后快速降解的暫堵轉向產品。

暫堵劑顆粒接近透明狀白色，顆粒的硬度較高，在95 ℃之下時不軟化，顆粒形狀和大小可控。根據工藝要求生產了0.8 mm以下、0.8～1.5 mm、1.5～2.0 mm及2.0～3.0 mm等4種不同粒徑的暫堵劑。

4.1.1 暫堵劑降解性測試

對暫堵材料在不同溫度下的降解性進行了測試,見圖2。實驗結果顯示暫堵劑在胍膠基液和纖維攜帶下幾乎可以完全降解，暫堵劑初期降解率低，10 h內降解率<10%，一定時間后完全溶解(96 h后降解率>99%),滿足現場暫堵轉向壓裂的技術需求。

圖2 混合樣+纖維在不同溫度下的降解率

4.1.2 巖心傷害性能測試

室內將5%暫堵劑在100 ℃下完全溶解于水，待冷卻后，配制壓裂液，破膠后，取其濾液進行壓裂傷害測試。

從表4實驗結果可知，加入可降解暫堵劑溶解后的壓裂液對巖心傷害率為23.01%，與常規(guī)壓裂傷害率24.42%相當，沒有額外增加壓裂液對巖心傷害。

表4 暫堵劑溶解后對巖心傷害測試結果

4.2 暫堵劑加入方式優(yōu)選

考慮到目前暫堵劑加入方式存在的問題，為提高暫堵施工過程的標準化程度，提升改造效果，結合國外公司現場施工經驗，采用專用批混設備及泵車進行暫堵劑的加入，該裝置共有2個4.5 m3容積的攪拌罐，可實現不同類型暫堵劑的單獨加入，最大排出排量為3.0 m3/min?，F場對暫堵劑按照壓裂工程設計在攪拌罐中提前預置，通過批混設備直接排出至混砂車，為防止暫堵劑顆粒對混砂車吸入泵段的上液效率影響，批混設備的排出管線直接放置在混砂車攪拌罐處,再經混砂車排出至暫堵劑專用泵車進入高壓管線(圖3)。

圖3 現場施工流程示意圖

4.3 暫堵劑加入施工參數

4.3.1 暫堵劑泵注排量

參考國外水平井暫堵技術施工參數，結合長慶氣田儲層實際情況，考慮到研究區(qū)目的層儲層滲透率低、非均質性較強、微裂縫不發(fā)育、多簇改造過程中簇開啟程度低、壓裂液濾失相對較小、裂縫寬度較大，提出第一級施工結束后停泵15 min，待裂縫閉合或裂縫寬度較窄時開始泵注暫堵劑，泵注排量控制在1.5～1.2 m3/min，待暫堵劑到達水平段后降低頂替排量至1.2 m3/min，觀察壓力變化，當壓力升幅達到簇間應力差值2.0 MPa左右時，增大施工排量，提高暫堵劑在孔眼及縫口處的壓實，并開始正常施工第二級。

4.3.2 暫堵劑加入量及加入濃度

國外在水平井段內暫堵壓裂施工過程中，根據井況、射孔數量以及工藝目標的差異，暫堵劑用量多在100～200 kg/次，暫堵劑加入濃度約為60～120 kg/m3左右。此次改造旨在對改造程度較大的射孔簇其孔眼及近井地帶進行臨時性封堵，且封堵過程泵注排量較小，因此裂縫寬度較窄，封堵的有效性與裂縫寬度和孔眼數關系較大。由于暫堵劑泵注前采用停泵降低裂縫寬度的處理方式提高封堵有效性，那么孔眼數量是另外一個關鍵參數。參考長慶油田致密油水平井暫堵壓裂，單段平均射開6簇，每簇長0.4～0.6 m，孔密16孔/m，總孔數38～58孔，暫堵劑用量20～25 kg即可。對比長慶氣田普遍單段為3簇，每簇2 m，孔密16孔/m，總孔數96孔?？紤]到極限情況，致密油水平井段內改造第一階段施工僅僅只開啟1簇裂縫，需要封堵的射孔孔眼數量6～10個，對比氣井1簇裂縫需要封堵32孔，對應的暫堵劑用量為50～133 kg。因此，此次設計氣井單段暫堵劑用量100～140 kg，具體各段用量的差異化取決于簇間最大與最小應力差值。

暫堵劑加入濃度通常在60～120 kg/m3，本方案確定暫堵劑加入濃度取較高值，在100～140 kg/m3之間，與加入量相同，濃度的大小考慮各簇之間應力差，應力差越大用量越大，加入濃度越大。

4.3.3 保持井筒暫堵劑有效濃度的技術手段

為提高暫堵劑在井筒中的濃度保持程度，提出纖維復制暫堵顆粒進行近井地帶及孔眼處的封堵。通過加入可降解顆粒，克服了暫堵劑在泵注過程中的沉降，減少暫堵顆粒在攜帶液中的分散，能夠保持暫堵顆粒的高濃度。

5 現場應用效果

水平井段內無工具精細分簇壓裂技術在現場試驗2口水平井，分別獲得無阻流量150.0×104m3/d、162.0×104m3/d高產工業(yè)氣流，是直井、定向井的9倍以上，是水平井平均無阻流量的2倍以上，增產效果顯著。

試驗的2口水平井在暫堵劑加入后到達預定位置，地面施工壓力有明顯上升，平均壓力升幅分別為4.4 MPa和2.2 MPa。以JXH2井第2段為例，第一級施工后期與第二級加入暫堵劑后的前期施工壓力差11.1 MPa，停泵壓力差6.5 MPa,見圖4，轉向特征明顯，效果顯著。試驗井統(tǒng)計結果見表5。

圖4 JXH2井第2段段內無工具精細分簇壓裂

表5 JXH2井暫堵劑加入后地面壓力升幅統(tǒng)計表

6 結論

(1)結合蘇里格氣田儲層特點、地應力特征，分析得出簇間暫堵技術在工藝實現和增產方面可行性較高。

(2)基于蘇里格氣田儲層條件的差異(巖心、物性)以及應力陰影的影響，無法實現單段有效改造，需要增加段內簇數，逐簇改造，以確保儲層段的有效動用。

(3)水平井簇間暫堵段內無工具精細改造，結合橋塞分段壓裂可減少分段工具的入井數量，降低了施工風險和成本投入。

(4)形成了水平井段內無工具精細分簇壓裂技術，確定了施工參數及施工模式，實現了段內儲層段的有效改造，效果明顯。

(5)現場試驗2口井，轉向特征明顯，平均無阻流量156×104m3/d ，是該區(qū)域直井、定向井的9倍以上，增產效果顯著。