大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝應用實踐

李平 樊平天 郝世彥 鄭忠文 余維初

1.延長油田股份有限公司南泥灣采油廠；2.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院；3.延長油田股份有限公司；4.長江大學

滑溜水體積壓裂是在清水壓裂的基礎(chǔ)上發(fā)展完善起來的一項適合非常規(guī)油氣藏的增產(chǎn)工藝。相對于常規(guī)交聯(lián)壓裂，滑溜水壓裂可以形成復雜的網(wǎng)狀裂縫，與水平井配套使用，可以形成大范圍的泄油(氣)面積，并且可以解決支撐劑的傳輸、攜帶問題，同時由于其在裂縫中獨特的鋪置機理，從而提供非常規(guī)油氣流動所需的導流能力［1-4］。例如吐哈油田三塘湖馬56 區(qū)塊條湖組為致密灰?guī)r儲層，在裂縫方位和油藏多裂縫預測的基礎(chǔ)上，利用滑溜水+弱交聯(lián)液體系溝通天然裂縫，實施大排量、低砂比的分段壓裂技術(shù)，使該區(qū)塊致密油藏水平井多段壓裂改造取得技術(shù)突破，為油田的高效開發(fā)提供了新思路［5］。川西深層DY 氣藏，采用常規(guī)壓裂技術(shù)，施工中經(jīng)常出現(xiàn)砂堵和泵壓異常偏高的情況，導致施工失敗。采用大液量、大排量和低砂比滑溜水加砂壓裂改造技術(shù)，DY2-C1 單井現(xiàn)場試驗施工成功率為100%［6］。

南泥灣油田前期水平井開發(fā)壓裂選段參數(shù)設(shè)計主要依賴經(jīng)驗，段間距長(60～80 m)、排量小(6～8 m3)、液量小(400～600 m3)，采用瓜膠壓裂主體連續(xù)加砂方式。水平井壓后投產(chǎn)間隔噴油，噴油次數(shù)與壓裂段數(shù)大體相同，各段之間為獨立的壓力系統(tǒng)，未形成整體壓力系統(tǒng)。段與段之間壓裂改造油層不充分，各段不連通，段簇間距有待優(yōu)化。借鑒非常規(guī)頁巖油氣開發(fā)的成功經(jīng)驗，開展大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化研究，并在現(xiàn)場應用中達到了提高單井產(chǎn)量的預期效果［7］。

1 N199 井區(qū)油藏概況

N199 井區(qū)位于南泥灣采油廠河莊坪-李渠區(qū)域，河莊坪地區(qū)及周邊地區(qū)延長組儲層中天然垂直裂縫十分發(fā)育，無論是地面露頭、還是井下巖心中均可直觀見到較多天然裂縫，利用地層傾角測井解釋技術(shù)，在延長組地層中也識別出較多天然裂縫，且均以垂直縫為主。該井區(qū)構(gòu)造為一平緩的西傾單斜、內(nèi)部構(gòu)造簡單、局部發(fā)育差異壓實形成的鼻狀構(gòu)造。長61砂體發(fā)育，平均砂體厚度17 m，平均油層厚度15 m，油層中深552 m，平均孔隙度8.5%，滲透率 0.88×10-3μm2，含油飽和度 36%。N199 平 2 井井身結(jié)構(gòu)為二開增斜單穩(wěn)水平井，完鉆井深1 461 m，水井段長735 m，水平方位143°，完井方式為套管完井。水平井水平段的測井解釋，只代表井孔穿過砂體處的油藏物性，并不能由此看出砂體在垂向方向的油層變化情況(如圖1 所示)。即便是解釋為水層或者差油層，并不能說明垂向砂體上下部位油層。除了避開明顯的砂泥巖隔層外，各處均可射孔，包括水層、致密層，以求壓裂聯(lián)通好油層。

圖1 N199-N61 油藏剖面圖Fig.1 N199-N61 oil reservoir section

2 水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化

2.1 水平井壓裂段數(shù)

大液量大排量低砂比滑溜水壓裂能產(chǎn)生更多有效支撐裂縫，適應延長組油藏的地層特征，對地層進行有效壓裂并提高油井產(chǎn)量。段間距、簇間距是水平井壓裂的重要參數(shù)，射孔簇間距如果太大，每段簇數(shù)少，壓裂裂縫間互不連通，留下未壓裂砂層，會造成油藏資源浪費［8］。因此，有必要對段間距、簇間距等進行參數(shù)優(yōu)選。

延長油田前期水平井壓裂選段一般段間距60～80 m，簇間距 20 m，每段 2～3 簇，總孔數(shù)按每孔不低于 0.3 m3/min 排量計算，6 m3/min 排量約需20 孔，每段 2 簇射孔，每簇 10 孔，射孔密度 10 孔/m，壓裂投產(chǎn)后效果不理想。N199 平2 的現(xiàn)場試驗采用了減小段間距、增加簇數(shù)的措施，簇、段間距均為20 m 左右，使段、簇間距在水平段中均勻分布能使壓裂流量均勻，各處均得到有效壓裂，12 m3/min 排量約需40 孔，每段5 簇射孔，每簇8 孔，射孔密度8 孔/m。

2.2 排量

壓裂施工排量的大小決定了壓裂施工的效率，儲層裂縫中的凈壓力隨著施工壓力的增大而增大，主裂縫與次生裂縫可以更好地溝通，有助于復雜裂縫的形成［9］。針對南泥灣油田長6 致密砂巖儲層，確保在其他影響因子恒定的狀態(tài)下，逐步增加施工排量，用Fracpro PT 軟件模擬分析，得到不同排量下裂縫長、寬、高的數(shù)據(jù)。并計算儲層改造體積SRV的大小(見表1)。

表1 不同排量下的縫網(wǎng)模擬參數(shù)Table 1 Fracture network simulation parameters at different displacements

分析表1 中的數(shù)據(jù)可知，增加排量后，裂縫的縫長和儲層改造體積都隨之增加。因此，在其他施工參數(shù)不變的前提下，增加施工排量有助于儲層改造體積的增加。

2.3 液量

壓裂施工的總泵入液量對儲層改造體積有著重要影響，在進行壓裂施工時，大液量更能獲得縫長較大的理想裂縫［10］。針對南泥灣油田長6 致密砂巖儲層，確保在其他影響因子恒定的狀態(tài)下，改變壓裂液的總量，得到不同總液量下的裂縫特性和SRV(見表2)。

表2 不同液量下縫網(wǎng)模擬參數(shù)Table 2 Fracture network simulation parameters at different fluid volumes

從表2 可以看出，在不改變其他施工條件的前提下，增加壓裂液總量有助于增大儲層改造體積，改善壓裂效果。

3 現(xiàn)場應用

3.1 施工設(shè)計

N199 平2 井的壓裂裂縫模擬如表3 所示。大液量大排量低砂比壓裂可形成復雜縫網(wǎng)，達到體積壓裂效果，設(shè)計方案可以滿足施工要求，如圖2 所示。

表3 裂縫幾何形態(tài)參數(shù)Table 3 Fracture geometry parameter

為了驗證模擬參數(shù)的可行性，現(xiàn)場通過優(yōu)化的施工方案進行體積壓裂，加砂方式一是用小階梯式(少量加砂5 m3左右，占總加砂量的8%，打磨地層，溝通天然裂縫)；二是主體段塞式(變粒徑，由大到小，前置液使用40/70 目陶粒，攜砂液使用30/50 目石英砂)。小階梯式先用低砂比3%，分段按照2%的比例逐漸增加砂比，目的與加大前置液一樣，讓造縫的壓裂液含砂量少一點，以減少阻力和沉降。主體段塞式加砂實際是更進一步降低砂比，重新從8%的砂比增加到15%，注入一個段塞后用滑溜水將砂段塞向地層裂縫深部推進。

圖2 N199 平2 井1-2 段壓裂裂縫剖面模擬圖Fig.2 Fracture profile simulation of 1-2 section of Well N199 Ping 2

現(xiàn)場施工時，第2 段采用簇式射孔+速鉆橋塞分段壓裂，施工排量12.0 m3/min，施工地面最高泵壓40 MPa，破裂壓力 31.8 MPa，工作壓力 17～20 MPa，停泵壓力8.4 MPa，最大砂比15%，總?cè)氲刂蝿┝?0 m3，液量1 175.8 m3。施工壓力平穩(wěn)，完成設(shè)計加砂100%。主要參數(shù)如圖3 所示。

圖3 N199 平2 井長6 油層第2 段壓裂施工曲線Fig.3 Fracturing construction curve of the second section of Chang 6 reservoir in Well N199 Ping 2

3.2 裂縫監(jiān)測

為了全方位識別人工裂縫的形態(tài)，優(yōu)化水平井井網(wǎng)井距，驗證設(shè)計參數(shù)的合理性，通過地面和井下2 種不同手段進行裂縫實時監(jiān)測。如表4、圖4所示，第1 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東78°，裂縫總長度207 m；第2 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東72°，裂縫總長度275 m；第5 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東77°，裂縫總長度346 m；第6 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東71°，裂縫總長度346 m；第7 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東68°，裂縫總長度239 m。2 種監(jiān)測結(jié)果基本一致，整體來看壓裂裂縫東西兩翼基本相等，改造較為充分。各段微地震事件緊密相連但又沒有重復改造現(xiàn)象，從目前監(jiān)測結(jié)果看段間距簇間距設(shè)計較為合理。

如圖4 所示，監(jiān)測井N199 直井已經(jīng)投產(chǎn)，要求在射孔段上方打橋塞隔斷射孔處產(chǎn)出的氣泡，以避免氣泡產(chǎn)生的噪音干擾對微地震事件的監(jiān)測。根據(jù)現(xiàn)有條件，采用12 級Maxiwave 三分量檢波器接收，檢波器級間距定為20 m，并綜合考慮N199 直井已進行射孔，檢波器下井安全且位置盡可能靠近壓裂目的層上下，所以12 級三分量檢波器實際下放測深位置為305～525 m，間距20 m，檢波器和壓裂位置的距離在166～987 m 左右，滿足接收條件。本次工作對南199 平2 井8 層的壓裂進行了微地震井中監(jiān)測7 段316 個事件點，分別展示了微地震事件定位的俯視圖及側(cè)視圖。井下裂縫監(jiān)測距離超過600 m時，微地震事件越來越少，4～7 段微地震信號較多，監(jiān)測效果較好。由于埋深較淺，壓力系數(shù)較低，巖石破裂能量較低，震級較小，在-3.56 至-2.66 之間。

表4 裂縫監(jiān)測統(tǒng)計結(jié)果Table 4 Statistical results of fracture monitoring

圖4 壓裂監(jiān)測整體微地震事件俯視圖及側(cè)視圖(橫縱坐標/m)Fig.4 Top view and side view of the overall microseismic event of fracturing monitoring

如圖5 所示，統(tǒng)計分析4～7 段微地震事件擴展與液量關(guān)系，當進入地層液量從100 m3到700 m3時，總體裂縫延伸明顯，縫長、縫高及縫寬在圖中呈上升趨勢。第4 段在400～800 變化最為劇烈呈3 段階梯狀，裂縫長度由100 m 增加到291 m 后趨于穩(wěn)定，第5 段相比第4 段變化相對較緩也呈三段式階梯狀，裂縫長度由209 m 增加到346 m 后趨于穩(wěn)定，第6 段在300～900 m 時變化明顯呈四段階梯狀，裂縫長度由102 m 增加到346 m 后趨于穩(wěn)定，第7 段相對前面變化較為平緩。液量達到800～900 m3時，持續(xù)增加液量，裂縫向外擴展較少，建議同等地質(zhì)條件、同等射孔方式、排量情況下，總液量控制在800～900 m3。

3.3 效果評價

如表5 所示，大液量大排量低砂比滑溜水壓裂入地液量是其他壓裂的2.5～3.5 倍，壓后返排率低于10%，大量液體進入地層未返出，一定程度上彌補了地層虧空，有利于后期穩(wěn)產(chǎn)。

如表6 所示，同一井組地質(zhì)條件基本相同情況下，采用大液量大排量低砂比滑溜水壓裂的N199平2 井初周月的日產(chǎn)油是采用TDY 壓裂的N199平3 井的1.7 倍，是橋塞壓裂的1.2 倍。隨著投產(chǎn)時間的延續(xù)，油井含水下降，產(chǎn)量趨于穩(wěn)定。大液量大排量低砂比滑溜水壓裂穩(wěn)定日產(chǎn)油達到9.5 t/d 是其他壓裂方式的2 倍多。

N199 試驗井采用大規(guī)模壓裂，增大與儲層的接觸面積，提高單井產(chǎn)量。因為大排量大液量有利于形成復雜的裂縫形態(tài)，使支撐劑在裂縫中有效地鋪展，從而使有效裂縫與儲層的接觸面積最大化。與此同時，砂比越高，使更多的支撐劑沉降，沿著井口形成環(huán)形砂堆，不利于攜砂液快速進入已經(jīng)形成的裂縫中。試驗結(jié)果表明，大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝具有良好的推廣應用前景。

圖5 N199 平2 第4～7 段施工液量與裂縫擴展分析Fig.5 Working fluid volume and fracture propagation analysis of section 4-7 of Well N199 Ping 2

表5 N199 井區(qū)壓裂參數(shù)對比Table 5 Comparison of fracturing parameters of well block N199

表6 N199 井區(qū)不同壓裂方式產(chǎn)量對比Table 6 Production comparison between different fracturing modes in well block N199

4 結(jié)論

(1)大排量滑溜水造縫時由于黏度低，在地層中所遇阻力小于膠液，可造成更長、更復雜的裂縫，增加了改造體積；壓裂液的泵入液總量增大也有助于增加儲層改造體積，改善壓裂效果。

(2)地面與井下2 種手段同時進行裂縫實時監(jiān)測，得出人工裂縫形態(tài)解釋結(jié)論基本相同，微地震事件緊密相連，無重復改造，壓裂改造較為充分，段間距及簇間距均勻分布，段間距20 m，每段5 簇射孔較為合理。

(3)大液量大排量的滑溜水壓裂利用主體段塞及變粒徑加砂方式，當進入地層的液量達到800～900 m3時，持續(xù)增加液量，總體裂縫裂縫向外擴展較少。大液量大排量低砂比分段壓裂技術(shù)投產(chǎn)效果好于其他壓裂方式，油井穩(wěn)定日產(chǎn)油9.5 t/d，是其他壓裂方式的2 倍多，增產(chǎn)效果顯著。