基于小井眼完井的壓裂關(guān)鍵技術(shù)創(chuàng)新與高效開發(fā)實踐
——以蘇里格氣田致密氣藏為例

李憲文 王歷歷 王文雄 肖元相 陳寶春張燕明 周長靜 馬占國 石華強(qiáng)

1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是我國最大的陸上氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表，主要含氣層為二疊系石盒子組和山西組，在其辮狀河、曲流河三角洲沉積背景下，單砂體規(guī)模小，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，單井控制儲量小，壓力系數(shù)小于0.9，平均孔隙度小于10%，氣測滲透率小于0.8 mD，具有“低滲透、低壓力、低豐度、薄儲層、強(qiáng)非均質(zhì)性”的特征[1-4]。

針對蘇里格氣田地質(zhì)特征，圍繞提高開發(fā)效益和單井產(chǎn)量開展了不同開發(fā)模式的探索試驗。前期主體采用?139.7 mm套管完井直井開發(fā)，單井平均日產(chǎn)氣量0.8×104～1×104m3[5-8]。2008年以后為了提高開發(fā)效果，開展了水平井技術(shù)的試驗與應(yīng)用，受當(dāng)時條件限制，主要采用裸眼完井，形成了多級滑套水力噴砂分段壓裂和裸眼封隔器分段壓裂兩項工藝技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用千余口井，單井產(chǎn)量可達(dá)到直井的3倍左右。2018年以后，隨著技術(shù)的進(jìn)步，直井和水平井改變了完井壓裂方式[9-13]，固井完井橋塞聯(lián)作分段壓裂成為主流工藝模式，壓裂參數(shù)不斷優(yōu)化，單井產(chǎn)量明顯提升[14-16]。同時，工藝技術(shù)的不斷成熟與完善，為工廠化作業(yè)提速提效提供了有利條件。在完井壓裂技術(shù)發(fā)展過程中，蘇里格氣田緊跟國內(nèi)外非常規(guī)儲層改造技術(shù)發(fā)展趨勢，特別是與美國頁巖氣體積壓裂改造技術(shù)接軌，開展了大量對標(biāo)試驗，結(jié)果表明蘇里格砂巖致密氣與頁巖氣等非常規(guī)儲層相比有其獨特性，體積改造的技術(shù)模式、工藝參數(shù)等需要開展針對性的優(yōu)化研究[17-18]。頁巖氣等非常規(guī)氣藏體積壓裂通過橋塞分段、多簇射孔、高排量、大液量、大砂量、滑溜水、轉(zhuǎn)向劑等應(yīng)用，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，形成主裂縫與多級次生裂縫交織的復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)，增大了滲流面積及導(dǎo)流能力，提高了初始產(chǎn)量和最終采收率。而蘇里格致密砂巖氣由于天然裂縫和層理不發(fā)育等因素難以形成復(fù)雜裂縫，壓裂后與頁巖氣的流動機(jī)制不同，需要在適度排量、適度規(guī)模條件下滿足較高的砂比需求，實現(xiàn)主裂縫的有效支撐，并采用適度密切割技術(shù)實現(xiàn)橫向波及體積最大化[19-21]，提高儲量動用程度。在多年的實踐分析基礎(chǔ)上，蘇里格氣田把直井和水平井都采用歸一化的?114.3 mm小井眼完井，優(yōu)化形成“適度排量、適度規(guī)模、適度段長”的壓裂模式，走出了一條經(jīng)濟(jì)、高效、適用的開發(fā)道路，對提高蘇里格氣田的開發(fā)效益、實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。

1 小井眼完井壓裂工藝

1.1 直/定向井

蘇里格氣田前期直/定向井井身結(jié)構(gòu)主體采用?139.7 mm套管二開完井，配套?73.02 mm油管壓裂，形成了機(jī)械封隔器多層壓裂技術(shù)，該技術(shù)具有成本低、作業(yè)效率高、壓裂投產(chǎn)管柱一體化等優(yōu)點，最高分壓8層，氣田規(guī)模應(yīng)用達(dá)7 000余口井，推動了早期以蘇里格氣田中區(qū)為代表的致密氣效益開發(fā)。隨著致密氣開發(fā)持續(xù)推進(jìn)，儲層品質(zhì)不斷變差，油管壓裂排量受限（2.0～3.0 m3/min），不能滿足改造需求；同時壓后起鉆困難、后期不能開展產(chǎn)能測試等問題逐漸凸顯。因此，從油管壓裂向套管壓裂轉(zhuǎn)變成為一種必然趨勢[17～18]。

研究分析表明，在相同管材的條件下，管柱尺寸越大，抗壓強(qiáng)度越低，采用?139.7 mm套管壓裂需提高套管1～2個承壓等級，導(dǎo)致完井成本大幅度提高。為此，綜合考慮套管壓裂和低成本開發(fā)需求，優(yōu)化形成了?114.3 mm套管固井小井眼技術(shù)。目前已在蘇里格氣田規(guī)模應(yīng)用1 600余口井，實現(xiàn)多層分壓合采降本增效雙提升，成為蘇里格氣田新一代低成本多層系開發(fā)主體技術(shù)。

1）井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化：從滿足氣井全生命周期生產(chǎn)、壓裂提高單井產(chǎn)量、低成本鉆完井的技術(shù)需求出發(fā)，優(yōu)選了? 165.1 mm鉆頭+ ? 114.3 mm套管+ ? 60.3 mm油管的“三小”井身結(jié)構(gòu)完井方式（圖1）。

圖1 蘇里格氣田直井井身結(jié)構(gòu)演化圖

2）小井眼快速鉆井技術(shù)：針對小井眼鉆井泵壓高、鉆頭壽命短、摩阻大等難點，通過創(chuàng)新剖面設(shè)計、優(yōu)化高效鉆頭與鉆具組合、研發(fā)高性能鉆井液體系，鉆井技術(shù)不斷成熟完善，機(jī)械鉆速由初期的15.8 m/h提高至23.4 m/h，鉆井周期由初期的19.5 d縮短至14.5 d。與常規(guī)井眼相比，小井眼在套管、鉆井液等材料消耗以及巖屑產(chǎn)出量方面減少35%～45%，單井鉆井成本節(jié)約35萬元，降本、環(huán)保效果明顯。

3）小井眼分層壓裂及排采技術(shù)：形成小直徑連續(xù)油管帶底封、套管滑套、可溶橋塞3套分層壓裂技術(shù)，施工排量提高至6～10 m3/min，分壓層數(shù)可實現(xiàn)無限級分壓，滿足了高排量注入的需求。同時，套管壓裂具有井筒全通徑優(yōu)勢，壓裂后利用帶壓下鉆裝置下入?60.3 mm小油管，實現(xiàn)及時排液、試氣和投產(chǎn)。

1.2 水平井

蘇里格氣田水平井早期探索階段受地震預(yù)測技術(shù)和鉆完井工藝技術(shù)限制，有效儲層鉆遇率低，改造措施采用籠統(tǒng)酸化或水力噴射1～2段，增產(chǎn)效果不明顯。為了提高開發(fā)效果，2008年開始攻關(guān)水平井多段壓裂技術(shù)，主體采用裸眼完井方式，形成了多級滑套+水力噴射分段壓裂和裸眼封隔器分段壓裂兩項工藝。開發(fā)早期主要應(yīng)用于物性較好的砂體，水平井裸眼完井分段壓裂3～9段，規(guī)模應(yīng)用800余口井，平均無阻流量達(dá)44×104m3/d，初期產(chǎn)量達(dá)到3×104～5×104m3/d，達(dá)到區(qū)塊直井的3倍左右，提高了蘇里格氣田開發(fā)水平[9-11]。

隨著蘇里格氣田開發(fā)由富集區(qū)向次富集區(qū)轉(zhuǎn)移，儲層品質(zhì)逐漸降低，水平井投產(chǎn)產(chǎn)量逐年降低。為了提高單井產(chǎn)量，需要提高分段壓裂效果。考慮到裸眼完井條件下分段壓裂有效性差， 2018年以來開展了轉(zhuǎn)變完井方式下的工藝技術(shù)創(chuàng)新與試驗（圖2）。

圖2 蘇里格氣田水平井完井及壓裂工藝演化圖

1）鉆井、固井技術(shù)的攻關(guān)與提升：優(yōu)選?152.4 mm鉆頭+ ?114.3 mm套管的井身結(jié)構(gòu)，與?215.9 mm鉆頭+ ?139.7 mm套管井身結(jié)構(gòu)（國內(nèi)主流）相比，節(jié)約鉆完井單井費用70萬元以上，同時降低了造斜段坍塌風(fēng)險。但由于環(huán)空間隙變窄（由38 mm降低至19 mm），引起了遇阻卡風(fēng)險大和頂替效率低等固井難題，通過力學(xué)分析、提高頂替效率、研發(fā)高強(qiáng)度韌性鉆井液等技術(shù)，形成了水平井窄間隙固井技術(shù)，水平段固井質(zhì)量合格率達(dá)到98%，優(yōu)良率達(dá)到87.4%，為水平井有效分段壓裂提供了保障。

2）分段壓裂工藝提升：在小井眼水平井固井完井方式下，壓裂主體工藝采用橋塞分段多簇壓裂。對蘇里格東區(qū)3口固井完井橋塞分段壓裂進(jìn)行了產(chǎn)氣剖面測試，各段均有產(chǎn)氣貢獻(xiàn)，證實了橋塞分段壓裂段間封隔可靠（圖3）。目前，蘇里格氣田水平井固井完井橋塞分段多簇壓裂已規(guī)模應(yīng)用680余口井，與水平井裸眼完井分段壓裂工藝相比，試氣無阻流量由44×104m3/d提高至72×104m3/d，提高了75%以上。投產(chǎn)滿3年的150口固井完井橋塞壓裂水平井生產(chǎn)動態(tài)表明，平均單井累產(chǎn)氣量3 812×104m3，是鄰井裸眼完井水平井累產(chǎn)氣量的1.5倍（圖4）。實踐證明，通過完井方式和工藝技術(shù)的創(chuàng)新發(fā)展，水平井單井產(chǎn)量明顯提高，實現(xiàn)了蘇里格致密氣開發(fā)水平和效益的提升。

圖3 水平井固井橋塞分段壓裂產(chǎn)氣剖面測試結(jié)果圖

圖4 水平井固井橋塞壓裂井與裸眼完井鄰井投產(chǎn)效果對比圖

2 適度規(guī)模壓裂優(yōu)化設(shè)計

2.1 適度排量

高排量設(shè)計是目前國內(nèi)外非常規(guī)儲層改造的主流作法，其目的是增大縫內(nèi)凈壓力、提高裂縫復(fù)雜程度，但并非在所有儲層均能實現(xiàn)。蘇里格致密儲層天然裂縫發(fā)育程度較低、脆性中等、水平兩向應(yīng)力差較大，難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)[18-22]。從室內(nèi)模擬地層應(yīng)力條件，開展的1 m×1 m×1 m天然露頭巖樣真三軸壓裂物模實驗，人工裂縫形態(tài)較為單一；同時，礦場井下微地震監(jiān)測結(jié)果顯示裂縫形態(tài)呈條帶狀，如蘇里格致密氣靖平X井組壓裂井下微地震監(jiān)測裂縫形態(tài)（圖5）。因此，泵注排量的設(shè)計并不以形成復(fù)雜裂縫為目標(biāo)，主要考慮滿足施工要求。綜合氣藏埋深、水平段長度、?114.3 mm套管尺寸及井口限壓（70 MPa）等因素，分段壓裂排量優(yōu)化為6～10 m3/min。

圖5 蘇里格致密氣靖平X井組壓裂井下微地震監(jiān)測裂縫形態(tài)圖

2.2 適度規(guī)模加砂

1）直井試驗：蘇里格氣田前期評價階段，針對儲層低滲透特征，為了提高單井產(chǎn)量，2001—2003年開展了14口直井大規(guī)模壓裂試驗，加砂規(guī)模由30～40 m3提高至60～100 m3，排量由2.6～2.8 m3/min提高至4.0～5.0 m3/min，砂比由15%～20%提高至28%～36%，采用全程交聯(lián)胍膠，試驗結(jié)果表明直井壓后單井產(chǎn)量與加砂規(guī)模無明顯相關(guān)性[6,23-27]。

2）水平井試驗：借鑒北美頁巖氣“體積壓裂”理念和做法[10-11]，在水平井開展增大改造規(guī)模試驗。2012年首先在裸眼完井條件下，開展先導(dǎo)性試驗12口井，其參數(shù)達(dá)到“十方排量、千方砂、萬方液”體積壓裂水平，壓裂規(guī)模增加1倍以上。2018年在固井完井條件下，又選擇了10口井開展高強(qiáng)度加砂壓裂試驗，單段加砂量由50 m3提高到115 m3，加砂強(qiáng)度由0.6 t/m提高至1.8 t/m，注液強(qiáng)度由5.0 m3/m提高至15.0 m3/m。試驗結(jié)果如表1所示，水平井大規(guī)模加砂壓裂試驗井加砂強(qiáng)度提升2～3倍，但壓后增產(chǎn)效果不明顯。

表1 水平井大規(guī)模加砂壓裂參數(shù)及效果對比表

分析其主要原因在于蘇里格致密氣有效砂體規(guī)模小，氣層連通性較好，采用適度改造規(guī)模即可實現(xiàn)砂體有效控制，滿足氣藏泄流需求；另一方面，增大加砂規(guī)模使得壓裂入地液量增大，低壓氣層壓后排液周期長，大量壓裂液滯留地層導(dǎo)致井筒易積液影響氣井生產(chǎn)。因此，通過礦場對比分析得出，單層/段加砂量以50～60 m3最優(yōu)，水平井加砂強(qiáng)度介于0.6～1.0 t/m較為經(jīng)濟(jì)有效。

2.3 適度段長

大量的礦場試驗數(shù)據(jù)表明，水平井分段間距的大小對致密氣藏壓裂改造具有重要影響，過小的段長設(shè)計將導(dǎo)致主裂縫之間改造區(qū)重疊，降低壓裂改造效率；過大的段長設(shè)計則會在主裂縫之間產(chǎn)生未改造區(qū)，影響儲層的動用程度[28-30]。蘇里格氣田具有儲層平面非均質(zhì)性強(qiáng)、橫向變化大的特點，通過對前期直井生產(chǎn)動態(tài)擬合和泄流半徑數(shù)值模擬研究，明確了不同類型儲層的裂縫泄流范圍：Ⅰ類儲層（有效儲層厚度大于等于10 m）裂縫控制區(qū)介于145～275 m；Ⅱ類儲層（有效儲層厚度8～10 m）裂縫控制區(qū)介于100～133 m；Ⅲ類儲層（有效儲層厚度小于等于8 m）裂縫控制區(qū)介于22～95 m。因此，針對Ⅰ類儲層水平井壓裂段長優(yōu)化為150～250 m，段內(nèi)2～3簇；針對Ⅱ、Ⅲ類儲層水平井壓裂段長縮短至80～120 m，段內(nèi)3～5簇，該優(yōu)化結(jié)果得到了現(xiàn)場試驗的證明。

2019—2021年，針對Ⅱ、Ⅲ類儲層，開展了150口水平井加密布縫對比試驗，單井平均壓裂11段，段長87 m（加密段長），試氣平均無阻流量101×104m3/d。投產(chǎn)300天的40口試驗井生產(chǎn)動態(tài)表明，與鄰井（常規(guī)段長150～250 m）相比，試驗井平均日產(chǎn)氣量由4.07×104m3提高至5.99×104m3，累產(chǎn)氣量由1 443×104m3提高至1 683×104m3，累產(chǎn)氣量增幅16.6%，預(yù)計單井累計產(chǎn)量（EUR）由6 400×104m3提高到8 000×104m3以上，增產(chǎn)效果顯著（圖6）。

圖6 蘇里格Ⅱ、Ⅲ類儲層不同壓裂段長試驗效果對比圖

通過以上的研究和礦場試驗，蘇里格致密氣水平井壓裂在精細(xì)刻畫砂體展布與裂縫延伸機(jī)理基礎(chǔ)上，將裂縫長度、間距、縫高與儲層物性、應(yīng)力、儲量相結(jié)合，以經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)，形成了“適度排量、適度規(guī)模、適度段長”的水平井壓裂設(shè)計模式（表 2）。

表2 蘇里格致密氣田水平井壓裂設(shè)計主要參數(shù)表

3 壓裂液體系

自蘇里格氣田開發(fā)以來，開展了羧甲基胍膠、低濃度胍膠、陰離子VES、疏水締合聚合物等多類型壓裂液體系試驗[5-7]，實踐表明壓裂液優(yōu)選首先要滿足致密氣“適度控液、相對高砂比”的壓裂技術(shù)需求，同時考慮低傷害、低成本、可回收等性能指標(biāo)。目前，低濃度胍膠壓裂液和締合類聚合物壓裂液因性能優(yōu)良、價格便宜、操作簡單等特點已成為蘇里格氣田主體壓裂液體系（表3）。

表3 蘇里格氣田主體壓裂液體系性能指標(biāo)

低濃度胍膠壓裂液體系以常規(guī)羥丙基胍膠為稠化劑，通過研發(fā)具有長極性分子鏈多元有機(jī)硼交聯(lián)劑和優(yōu)化其他助劑，形成的低濃度體系稠化劑濃度由0.45%～0.55%降低到0.25%～0.35%，殘渣降低40%，大幅度降低了胍膠壓裂液成本和傷害率。低濃度胍膠壓裂液最高耐溫135 ℃，耐溫抗剪切性能和攜砂性能良好，主要應(yīng)用于蘇里格氣田垂深3 500 m以深氣井。

以變黏滑溜水為代表的締合類稠化劑在分子鏈上引入疏水單體，通過分子鏈內(nèi)部及分子鏈之間的締合作用形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)起到增黏作用。體系只含一種多功能添加劑，滿足低黏/高黏滑溜水在線轉(zhuǎn)換，其中低黏滑溜水黏度介于3～9 mPa·s，降阻率可達(dá)到70%以上；高黏滑溜水黏度介于60～90 mPa·s，滿足平均砂比大于20%的加砂需求。同時變黏滑溜水具有良好的耐鹽性能，現(xiàn)場返排液經(jīng)過簡單沉降過濾即可回收利用。受成本控制影響，締合類壓裂液體系耐溫性能低于胍膠體系，因此主要應(yīng)用于蘇里格氣田垂深3 500 m以淺氣井。

4 大平臺工廠化作業(yè)模式

大平臺工廠化作業(yè)是提高大井組和叢式井組施工效率的基礎(chǔ)，2013年針對多井型、多工藝組合等特點，以提高單井壓裂作業(yè)效率為目標(biāo)，形成了集中供水模式、高效壓裂工藝、流水線作業(yè)、高效作業(yè)設(shè)備、返排液回收再利用的“工廠化”壓裂作業(yè)方法[31]。隨著工藝技術(shù)提升和不斷完善，直井、水平井統(tǒng)一采用小井眼完井以及橋射聯(lián)作分段多簇壓裂工藝，特別是適度規(guī)模壓裂參數(shù)的優(yōu)化定型，為蘇里格氣田大平臺工廠化提速提效提供了優(yōu)勢條件。

蘇里格氣田沙漠腹地日供水在5 000 m3左右，滿足6段/d以上的壓裂需求。針對橋射聯(lián)作分壓工藝，為了提高壓裂作業(yè)效率，以“人休機(jī)不休，壓裂設(shè)備滿負(fù)荷運(yùn)行”為核心，采用一個井場3～4個小井組，每個井組2～4口井為作業(yè)單元，每個單元1套壓裂設(shè)備，2套測井車，開展拉鏈?zhǔn)綁毫炎鳂I(yè)。每組壓裂前，首先采用連續(xù)油管對首段進(jìn)行統(tǒng)一射孔；壓裂過程，不動壓裂機(jī)組，通過旋塞進(jìn)行井間轉(zhuǎn)換，實現(xiàn)拉鏈?zhǔn)綁毫?；壓裂、橋塞射孔交叉作業(yè)，獨立施工，縮短設(shè)備等停時間；壓后分組排液，并采用壓裂返排液快速回收設(shè)備，返排液回收處理能力達(dá)到1 200 m3/d，大幅度提高返排液回收利用率。目前，蘇里格氣田通過大平臺工廠化作業(yè)模式，壓裂效率由2～3段/d提升到6～8段/d。以蘇XX平臺為例，該平臺由7口水平井和3口定向井組成，創(chuàng)造了雙機(jī)組單日壓裂25段的國內(nèi)紀(jì)錄，形成了適合蘇里格沙漠地形特色的致密氣大平臺工廠化作業(yè)模式。

5 結(jié)論

1）蘇里格氣田經(jīng)過20年的技術(shù)攻關(guān)和開發(fā)實踐，直井由二開?139.7 mm生產(chǎn)套管轉(zhuǎn)變?yōu)?114.3 mm生產(chǎn)套管，形成了“小井眼鉆完井、套管高排量注入、壓后小直徑油管采氣”的全生命周期提效降本新模式。

2）水平井由裸眼完井向固井完井轉(zhuǎn)變，提高了段間封隔有效性，滿足大排量混合壓裂設(shè)計需求，對比裸眼完井分段壓裂工藝實現(xiàn)了試氣產(chǎn)量的大幅度提高，確立了固井完井的主體技術(shù)策略。

3）蘇里格致密砂巖儲層砂體規(guī)模小，難以形成復(fù)雜裂縫，大規(guī)模加砂設(shè)計增產(chǎn)效果不明顯，“適度排量、適度規(guī)模、適度段長”的壓裂設(shè)計是一種適用于蘇里格致密砂巖氣的經(jīng)濟(jì)、高效壓裂模式。

4）致密砂巖壓裂液優(yōu)選需要滿足“適度控液、相對高砂比”的工藝需求，同時兼顧低傷害、低成本、可回收等性能指標(biāo)，低濃度胍膠壓裂液和締合類聚合物壓裂液性能優(yōu)良，是蘇里格氣田兩大主體壓裂液體系，滿足了不同深度儲層的改造需求。

5）直/定井、水平井均采用?114.3 mm套管小井眼完井壓裂模式，優(yōu)化定型適度規(guī)模壓裂參數(shù)，為蘇里格氣田大平臺工廠化作業(yè)提速提效提供了優(yōu)勢條件，壓裂效率提升到6～8段/d，也為氣田開發(fā)管理優(yōu)化提供了保障。