紅河油田水平井分段壓裂技術(shù)研究

王 越，陳付虎，張永春，王遷偉，姚昌宇

(中石化華北分公司 工程技術(shù)研究院增產(chǎn)測試所，河南 鄭州 450006)

紅河油田構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南部，為一平緩西傾單斜。儲層為辮狀河三角洲沉積［1］，目前主要開發(fā)三疊系延長組長8，長9油層組，埋深約1500～2000 m，平均孔隙度11.9%，平均滲透率0.85×10－3μm2，為特低孔，特低滲透油藏。自2005年開發(fā)以來，先后經(jīng)歷直井天然能量開發(fā)，注水開發(fā)試驗，生產(chǎn)現(xiàn)場暴露出產(chǎn)量遞減快，注水困難且易發(fā)生暴性水淹等問題，并且平均單井穩(wěn)定產(chǎn)量不到2 t，儲層一直未得到有效動用。

2010年始探索試驗水平井分段壓裂工藝，采用天然能量開發(fā)，2012年水平井比例達(dá)到97.1%，截至2012年12月底，共施工水平井216口，平均穩(wěn)產(chǎn)能力約為相鄰直井的5倍以上，得益于水平井壓裂改造技術(shù)的突破，紅河油田年產(chǎn)量由5萬噸上升至18萬噸，得到了規(guī)?；_發(fā)。

1 水平井分段壓裂設(shè)計優(yōu)化

1.1 壓裂液及支撐劑優(yōu)化

紅河油田地層溫度平均為65.3℃，平均溫度系數(shù)2.37℃/100 m，儲層具有較強(qiáng)的酸敏性，速敏性、水敏性和堿敏性，而應(yīng)力敏感性均較弱。根據(jù)儲層工程地質(zhì)特征，采用中低溫的羥丙基瓜膠壓裂液體系，具體配方為0.4%HPG(一級)+0.3%破乳助排劑+1.0%粘土穩(wěn)定劑+0.1%殺菌劑。從室內(nèi)耐溫耐剪切性能實(shí)驗來看，體系在70℃條件下，剪切速率170 s－1，90 min 后粘度依然在 180 MPa·s以上(圖1)，各項指標(biāo)破膠性能、殘渣含量、破乳性能、與地層水配伍性等均夠滿足施工要求。

圖1 70℃條件下流變性曲線，剪切速率170 s－1

支撐劑選擇:根據(jù)實(shí)際施工資料，紅河油田地層閉合壓力在8.9～43.5 MPa，延伸壓力系數(shù)在0.017～0.019 MPa/m之間，采用20～40目陶粒作為支撐劑，耐壓52 MPa，滿足施工要求。

1.2 裂縫及施工參數(shù)優(yōu)化

裂縫參數(shù)優(yōu)化:紅河油田水平最大主應(yīng)力方向75°，布置水平段方向與水平最大主應(yīng)力垂直，壓后形成近似正交縫，最大限度提升改造范圍。考慮儲層滲流能力及施工成本，優(yōu)化井距為500 m，水平段長1000 m左右，裂縫為交錯式布局。根據(jù)軟件模擬和前期施工經(jīng)驗，生產(chǎn)初期裂縫條數(shù)越多，日產(chǎn)油量增加幅度顯著增加，相同生產(chǎn)時間，累計產(chǎn)油量增加幅度隨著裂縫條數(shù)的增加有先快速增加而后減緩的趨勢，綜合各個生產(chǎn)階段，裂縫條數(shù)的最優(yōu)值范圍為9～11條(圖2);隨著裂縫半長的增加，累計產(chǎn)油量增加幅度有先快速增加后增速變緩的趨勢，裂縫越長對后期的產(chǎn)能貢獻(xiàn)越大，優(yōu)化裂縫半長取值范圍為130～190 m(圖3);導(dǎo)流能力對累計產(chǎn)量增加幅度在投產(chǎn)一年內(nèi)影響幅度較大，一年后影響不明顯，推薦的裂縫導(dǎo)流能力取值范圍為30～40 μm2·cm。

圖2 累計產(chǎn)油量增加幅度與裂縫條數(shù)的關(guān)系

圖3 累計產(chǎn)油量增加幅度與裂縫半長的關(guān)系

施工參數(shù)優(yōu)化:對于隔層較好的儲層，優(yōu)化排量3～4 m3/min，對于要求控制縫高的壓裂儲層，選用較低的排量(圖4);前置液比例為30% ～35%，對裂縫較發(fā)育，濾失較嚴(yán)重儲層，為要達(dá)到設(shè)計縫長，適當(dāng)提高前置液比例;優(yōu)化平均砂比在22% ～25%之間(圖5)，段加砂量30 m3左右，在天然裂縫比較發(fā)育儲層中，在滿足裂縫導(dǎo)流能力的條件下，可適當(dāng)?shù)慕档推骄氨?，便于壓裂施工的順利進(jìn)行。

圖4 不同排量下動態(tài)縫長、支撐縫長及導(dǎo)流能力的變化

圖5 導(dǎo)流能力與平均砂比的關(guān)系

2 水平井分段壓裂改造工藝

2.1 水力噴射分段壓裂工藝

水力噴射壓裂原理為根據(jù)伯努利方程將壓力能轉(zhuǎn)化為動能，先打開環(huán)空，進(jìn)行水力噴砂射孔，完成后，關(guān)閉環(huán)空，油套同注完成加砂壓裂。入井工具由盲堵、花管、下球座、下扶正器、噴射工具、上扶正器、丟手工具總成等組成。

自2011年至2012年底，紅河油田共采用水力噴射技術(shù)施工水平井12口76段，施工成功率93.8%，平均入地凈液量2057.1 m3，單井加砂量144.8 m3，壓后初期平均日產(chǎn)油5.4 t，取得了一定的改造效果。

從實(shí)際施工情況來看，共有3口井5段在上提或者下管柱時砂卡遇阻，原因在于拖動管柱水力噴射技術(shù)受噴嘴直徑限制，排量一般較低，在高砂比階段水平段易發(fā)生沉砂而導(dǎo)致管柱被埋，如A井第三段在下壓裂管柱期間，在下至2198.53 m處遇阻，上提負(fù)荷25～33 T活動解卡無效，后用原膠液25 m3反洗井后，下壓裂管柱到設(shè)計位置。

應(yīng)用水力噴射分段壓裂工藝施工成本較低，起裂位置可控，無需機(jī)械封隔裝置，但每壓完一段均需放噴后才可上提管柱施工下一段，施工周期偏長且該工藝受噴嘴限制，施工規(guī)模偏小，目前已施工井平均單段加砂量僅為15.6 m3，排量一般低于2 m3·min－1，規(guī)模明顯低于采用多級管外封隔器分段壓裂施工，故在2012年后該工藝逐漸減少使用，僅在井徑擴(kuò)徑或縮徑嚴(yán)重，預(yù)置管柱無法卡封時，才用拖動管柱水力噴射工藝壓裂。

2.2 多級管外封隔器分段壓裂工藝

多級管外封隔器分段壓裂工藝在裸眼井段預(yù)置多級封隔器，在目的起裂位置布多級投球滑套，施工時投入不同外徑的小球依次打開滑套進(jìn)行壓裂［2］(圖6)。截止2012年底，紅河油田共采用管外封隔器壓裂工藝施工200口1959段，其中砂堵放棄29段，施工成功率達(dá)98.5%，平均入地凈液量1671 m3，單井加砂量221.9 m3，平均投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油8.3 t，取得了較好的改造效果。該工藝壓裂完一段無需停泵放噴，投入堵塞球即可施工下一段，施工周期大大縮短且施工規(guī)模高，因而成為紅河油2012年田應(yīng)用的主要壓裂工藝。

圖6 多級管外封隔器壓裂工藝完井管柱結(jié)構(gòu)

部分井施工中出現(xiàn)滑套打不開或者打開不明顯的現(xiàn)象。由于此工藝壓裂某一井段的判斷基于該級堵塞球投入后的滑套打開顯示，若顯示不明顯，則一般泵入更多的送球液，若無效則投入備用球。此時井內(nèi)的送球液會造成上一級壓裂段明顯的過頂替現(xiàn)象，若備用球依然沒有打開滑套的顯示，則直接進(jìn)行本段加砂壓裂施工，如B井，第5段施工結(jié)束后，投球打第6級滑套，沒有滑套開啟壓力顯示，經(jīng)工具服務(wù)方確認(rèn)井口球已入井，決定投入備用球，送球液量達(dá)20 m3(設(shè)計送球液量為16.8 m3)仍沒有滑套開啟顯示，后決定直接加粉陶段塞施工第6段，而事實(shí)上無法判斷此時壓裂的是上一級井段還是本級井段。

2.3 可打撈、可開關(guān)滑套分段壓裂工藝

該工藝施工原理與裸眼管外封隔器壓裂工藝相似，通過下入預(yù)置管柱，投球打開滑套進(jìn)行壓裂。其主要差別在于:球座可以打撈或推至井底，之后井筒為全通徑狀態(tài)，在以后的生產(chǎn)過程中，采用連續(xù)油管可對高含水層、負(fù)壓層等進(jìn)行關(guān)閉滑套封隔，實(shí)現(xiàn)分層開采，并可進(jìn)行重復(fù)壓裂。從而可以克服常規(guī)多級管外封隔器壓裂工藝不利于后期改造的缺點(diǎn)。

2012年紅河油田共試驗該工藝4口井21段，砂堵1段，施工成功率95.3%，平均入地凈液量984.6 m3，平均加砂量139 m3，壓后初期最高日產(chǎn)油6.3 t。其中有兩口井球座全部成功打撈，一口井6級球座僅打撈出2級，另一口井累計打撈56次，7級球座均未撈出，總體球座打撈成功率50%。該工藝的缺點(diǎn)在于對井眼清潔要求較高，井筒沉砂對球座移除作業(yè)影響較大，壓后不放噴直接進(jìn)行球座打撈作業(yè)，作業(yè)時間偏長，影響壓裂液的及時返排，且打撈過程復(fù)雜，成功率偏低，需下入連續(xù)油管，成本較高等。

2.4 速鉆橋塞分段壓裂工藝

速鉆橋塞分段壓裂技術(shù)采用套管固井快鉆橋塞配合射孔聯(lián)作，第一段射孔后套管壓裂，第二段電纜泵送橋塞及下一段的射孔槍到預(yù)定井深，點(diǎn)火坐封橋塞，上提射孔槍至預(yù)定井深射孔，起出射孔電纜及射孔槍后，進(jìn)行套管壓裂施工。重復(fù)上過程至所有分段壓裂結(jié)束后返排［3，4］。

速鉆橋塞分段壓裂工藝目前在紅河油田處于探索實(shí)驗階段，如C井應(yīng)用該工藝分5段壓裂。單段加砂量26.4 m3，入地凈液量1306 m3，壓后日產(chǎn)油18.4 m3，改造效果良好。橋塞鉆除工用時295 min，單個橋塞平均用時73.8 min。

該工藝的優(yōu)勢在于套管注入，施工規(guī)模大，可實(shí)現(xiàn)任意級數(shù)的分段壓裂，橋塞采用特殊材質(zhì)，整體幾無金屬成分，易鉆，可降低長時間鉆塞對套管的傷害，鉆后可實(shí)現(xiàn)井筒的全通徑(圖7)。其缺點(diǎn)在于其應(yīng)用多簇分段壓裂，無法保證各簇射孔段均壓開以及均衡改造，加大規(guī)模時，如無法實(shí)現(xiàn)各簇均衡進(jìn)液，易導(dǎo)致壓裂溝通上下水層或鄰井。另外，受本身泵送橋塞工藝限制，存在過頂替問題。從C井實(shí)際施工狀況來看，近井筒摩阻大，初期施工壓力高(圖8)，在注入斷塞對炮眼進(jìn)行打磨后，施工壓裂便明顯降低，前置液階段與加砂中后期施工壓裂相差約8 MPa左右，需進(jìn)一步優(yōu)化射孔參數(shù)，降低孔眼摩阻。

圖7 速鉆橋塞

圖8 C井第一段施工曲線

3 結(jié)論及建議

(1)從紅河油田的開發(fā)歷程來看，對于致密低滲透儲層，水平井分段壓裂工藝是其規(guī)?；_發(fā)的有效手段。

(2)裸眼封隔器+投球滑套分段壓裂工藝是目前紅河油田規(guī)?；_發(fā)的主要手段。針對其存在不利后期改造的缺點(diǎn)，試驗了可打撈、可開關(guān)滑套及速鉆橋塞兩種新的分段壓裂工藝，其中速鉆橋塞應(yīng)用效果較好，未來有望得到大規(guī)模推廣。

(3)針對紅河油田的儲層特點(diǎn)，建議下步繼續(xù)引進(jìn)先進(jìn)的壓裂工藝，如TAP/TAPlite套管壓裂技術(shù)、固井滑套分段壓裂技術(shù)、連續(xù)油管跨隔式封隔器選擇性壓裂技術(shù)、簇式滑套分段壓裂技術(shù)等［5］，為紅河油田壓裂工藝的持續(xù)優(yōu)化和進(jìn)一步上產(chǎn)提供技術(shù)保障。

［1］劉化清，袁劍英 ，李相博，等．鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化及其成因分析［J］．巖性油氣藏，2007，19(1):52－56．

［2］陳付虎，張士誠，鄭鋒輝，等．大牛地氣田盒1段氣藏水平井分段壓裂工藝研究與實(shí)踐［J］．石油天然氣學(xué)報，2012，34(9):125 －127．

［3］胡艾國，熊佩，姚昌宇，等．大牛地氣田水平井壓裂技術(shù)現(xiàn)狀及展望［J］．鉆采工藝，2012，35(5):59 －62．

［4］何祖清，彭漢修，郭朝輝，等．可鉆泵送橋塞研制與試驗［J］．石油機(jī)械，2012，40(3):20 －23．

［5］楊富，鄒國曙，馬得華，等．蘇里格氣田蘇平 36－6－23井裸眼完井分段壓裂技術(shù)［J］．石油鉆采工藝，2010，24(3):46－50．