吉木薩爾頁巖油水平井大段多簇壓裂技術(shù)

王 磊，盛志民，趙忠祥，宋道海，王麗峰，王 剛

（1.中國石油集團西部鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油油氣藏改造重點實驗室頁巖油儲層改造分研究室，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)處，新疆克拉瑪依 834000；4.中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依 834000）

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層滲透率在0.01～0.80 mD（平均為0.08 mD），孔隙結(jié)構(gòu)細小，覆壓孔隙度在1.20%～20.40%（平均為7.34%），具有低孔、特低滲特征[1-3]；喉道半徑集中分布在0.3 μm 以下，原油黏度由凹陷中部向東部凹陷邊緣逐漸升高，地層原油流動性差，需要通過大規(guī)模水力壓裂形成人工裂縫實現(xiàn)頁巖油儲層的有效開采。2016—2019 年吉木薩爾頁巖油水平井采用段內(nèi) 2～3 簇、簇間距15.0 m 左右進行分段壓裂，一定程度上提高了單井產(chǎn)量。但是，壓裂形成人工裂縫的復(fù)雜程度仍然相對較低，單井壓裂效率低、成本高、產(chǎn)出低的矛盾突出，需要進一步增加裂縫復(fù)雜程度，形成適合吉木薩爾頁巖油地質(zhì)工程特征的壓裂技術(shù)，實現(xiàn)吉木薩爾頁巖油的效益開發(fā)。

為進一步提高裂縫復(fù)雜程度、提高開采效益，國內(nèi)外學(xué)者通過研究多簇射孔分段壓裂技術(shù)來實現(xiàn)充分改造井筒附近區(qū)域儲集層的目的[4]。北美頁巖氣區(qū)塊將水平井段內(nèi)射孔簇增至15 簇，最小簇間距不足5.0 m，將段內(nèi)多簇壓裂技術(shù)與暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)和限流射孔技術(shù)配合實現(xiàn)了頁巖氣儲層的效益開發(fā)[5]。陳釗等人[6]在昭通頁巖氣示范區(qū)YS112HX 平臺進行了“單段 5 簇射孔+投球暫堵轉(zhuǎn)向”新工藝先導(dǎo)性試驗，趙志恒等人[7]在川南頁巖氣區(qū)塊300～400 m井間距下開展了段內(nèi)射孔6～8 簇的壓裂現(xiàn)場試驗，均取得了較好的效果。上述實踐雖可為吉木薩爾頁巖油壓裂技術(shù)的探索提供借鑒，但是考慮到吉木薩爾頁巖油原油黏度高、儲層非均質(zhì)性強，上述技術(shù)無法直接適用。

因此，在縫控儲量理論指導(dǎo)下[8-9]，采取了如下措施：適當增加段長，采用非均勻極限限流布孔技術(shù)改善段內(nèi)各簇的壓裂液進液分布；應(yīng)用縫口暫堵和封內(nèi)暫堵，提高凈壓力以形成復(fù)雜裂縫；優(yōu)化壓裂施工參數(shù)促進段內(nèi)多簇裂縫均衡起裂，提高簇間動用率，促進裂縫均勻起裂和擴展，達到“少段多簇”的壓裂目的[10-11]。綜合上述措施，形成了適用于吉木薩爾頁巖油的水平井大段多簇壓裂技術(shù)。現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，大段多簇壓裂及配套技術(shù)提高了儲層改造程度和生產(chǎn)效果，可以為吉木薩爾頁巖油經(jīng)濟有效開發(fā)提供有力支撐。

1 設(shè)計思路

頁巖油儲層壓裂改造主要以形成主裂縫和分支裂縫相互交織的復(fù)雜縫網(wǎng)、獲得最大儲集層改造體積為目標。采用分段多簇射孔壓裂技術(shù)可形成多條裂縫，各裂縫之間受應(yīng)力干擾影響，裂縫擴展延伸難度增大，裂縫延伸凈壓力升高，使微裂縫剪切開啟，容易產(chǎn)生分支裂縫或次級裂縫，整體形成復(fù)雜縫網(wǎng)，充分改造儲層[6]。

大段多簇壓裂技術(shù)在射孔簇間距適當減小的情況下，在單段內(nèi)進行多簇射孔（5～12 簇），適當縮短簇間距，增加段內(nèi)人工裂縫數(shù)量（見圖1），利用簇間誘導(dǎo)應(yīng)力實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向。通過優(yōu)化射孔簇數(shù)和壓裂參數(shù)、采用暫堵轉(zhuǎn)向等技術(shù)手段，使產(chǎn)生人工裂縫的復(fù)雜程度進一步提高，增大裂縫表面與基質(zhì)儲層的接觸面積，實現(xiàn)儲層的體積改造，從而最大程度地改造儲層。大段多簇射孔壓裂中，單段施工壓開多條裂縫，與常規(guī)分段壓裂相比，可大幅縮短作業(yè)周期，降低作業(yè)成本，提高作業(yè)時效。

2 大段多簇壓裂技術(shù)

射孔簇均衡起裂是保證段內(nèi)多簇壓裂效果的重要因素之一。生產(chǎn)測井結(jié)果表明，壓裂改造時，如射孔簇不能全部開啟或充分擴展，將會影響增產(chǎn)效果。為了提高射孔效率，配套采用了限流射孔技術(shù)和暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)，同時優(yōu)化了射孔簇數(shù)及施工參數(shù)，以改善段內(nèi)各簇壓裂液進液的分布，促進段內(nèi)多簇裂縫均衡起裂。

2.1 限流射孔壓裂技術(shù)

限流射孔壓裂技術(shù)[12-13]，是通過控制射孔密度減少射孔數(shù)量，在井口壓力和設(shè)備條件允許范圍內(nèi)，通過增大注入排量，增大孔眼摩阻，利用孔眼摩阻來提高井底壓力，使壓裂液分流，提高段內(nèi)各簇進液的均勻程度。在壓裂過程中，壓裂液高速通過射孔孔眼進入儲層時產(chǎn)生孔眼摩阻，該摩阻隨排量增大而增大，并使井底壓力快速升高。一旦井底壓力超過各射孔簇的破裂壓力，各簇同時被壓開，通過調(diào)節(jié)射孔孔眼數(shù)量，可同時改造不同破裂壓力層段。

降低射孔密度，使其由常規(guī)的16 孔/簇降至3～7 孔/簇，在保持段內(nèi)孔眼數(shù)量基本不變的情況下，通過差異化設(shè)計每一段自段底向段頂?shù)拿恳簧淇状氐目籽蹟?shù)量（見表1），使相同排量下每孔流量提高2 倍以上，同時使單簇裂縫突破能力提高，單段總孔眼摩阻增大，段內(nèi)各簇應(yīng)力干擾增加，段內(nèi)各簇的壓裂液進液分布改善，每簇裂縫改造更充分。

表1 段內(nèi)各簇射孔孔眼數(shù)量差異化設(shè)計結(jié)果Table 1 Differentiated design results of the number of perforations in each cluster in the section

2.2 暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)

壓裂改造過程中，儲層非均質(zhì)性等因素導(dǎo)致應(yīng)力小、易破裂的射孔簇優(yōu)先破裂，并且裂縫總是沿著應(yīng)力小的方向擴展，復(fù)雜程度不高。針對水平井多簇壓裂時產(chǎn)生的多簇裂縫延伸不均衡的問題[14]，依據(jù)壓裂液向阻力最小方向流動的原則，在多簇壓裂施工中途投入大顆粒高強度可溶暫堵材料，對近井筒裂縫及射孔孔眼進行橋堵，使壓裂液轉(zhuǎn)入應(yīng)力相對較高的射孔簇，促使新裂縫產(chǎn)生（如圖2（a）所示）；投入不同粒徑組合的暫堵材料封堵縫口或者主縫，提高縫內(nèi)凈壓力，使裂縫沿其他方向擴展（如圖2（b）所示）。采用縫口暫堵和縫內(nèi)暫堵相結(jié)合的方式，封堵射孔孔眼和暫堵流動阻力較小的通道，壓開之前未開啟的簇，同時提高裂縫內(nèi)凈壓力，促使新裂縫產(chǎn)生，形成復(fù)雜裂縫，增大人工裂縫波及體積，使壓裂層段得到充分改造[15-17]。

圖2 水平井暫堵轉(zhuǎn)向壓裂工藝原理Fig.2 Technical principle of temporary plugging and diverting fracturing for horizontal wells

大段多簇暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)的關(guān)鍵，是優(yōu)選合適的可溶性暫堵劑及用量，優(yōu)化施工工藝，提高射孔簇的開啟效率，盡可能壓開全部射孔簇并形成復(fù)雜裂縫?？扇軙憾虏牧现饕捎貌煌椒勰┖皖w粒暫堵劑的組合、與孔眼匹配的暫堵球、暫堵劑和暫堵球的組合等。

根據(jù)儲層溫度、壓力等特征，優(yōu)選90 ℃的短效暫堵劑，該暫堵劑承壓40 MPa 以上，降解率達99%以上，在壓裂施工過程中，通過分析施工曲線，并結(jié)合射孔簇的開啟情況（根據(jù)井下實時監(jiān)測資料判斷），將粒徑3.0 mm 水溶性顆粒暫堵劑和20～60 目粉末暫堵劑的質(zhì)量比優(yōu)化為1∶1。根據(jù)儲層物性、巖石力學(xué)參數(shù)、裂縫發(fā)育程度等情況，考慮近井地帶污染、地層吸液能力、管柱摩阻等因素預(yù)測段內(nèi)各簇起裂順序，確定暫堵材料投入時機。根據(jù)壓力、排量判斷壓開簇數(shù)優(yōu)化暫堵劑加量。加入暫堵劑后，結(jié)合泵壓升高情況（泵壓升高3 MPa 以上），根據(jù)井下微地震監(jiān)測結(jié)果等判斷暫堵效果，若暫堵失敗則補投暫堵劑。

2.3 壓裂參數(shù)優(yōu)化

1）分段分簇。選取合理的簇間距、射孔數(shù)量、射孔位置和施工排量，是保證壓裂效果的關(guān)鍵。大段多簇壓裂技術(shù)與限流射孔、暫堵壓裂技術(shù)配合，在單段內(nèi)盡量選擇巖性及力學(xué)性質(zhì)相近的井段，優(yōu)選裂縫發(fā)育點進行分簇射孔，促進多條裂縫同時開啟，保證簇間均勻進液、均衡改造。儲層滲透率越低，原油在地層條件下的黏度越高，其流動能力越差，需要采用更小的簇間距，提高單井的產(chǎn)量、采收率等[18]。吉木薩爾頁巖油地下原油黏度高，地層原油流度要比北美頁巖油低1～2 個數(shù)量級，故試驗井嘗試將簇間距縮小至8.0 m 以下。

2）施工限壓。吉木薩爾頁巖油水平井壓裂采用主通徑180 mm、承壓105 MPa 的大閘閥以及多通道壓裂注入頭。根據(jù)套管強度及井口裝置的抗壓強度測算施工限壓，考慮保留井筒和井口裝置的安全壓力區(qū)間，將總體施工限壓設(shè)置為90 MPa。

3）施工排量。吉木薩爾頁巖油儲層非均質(zhì)性強，縱向變化快，需強化裂縫縱向擴展能力，提高改造效果。施工排量對儲層改造的影響較明顯，采用限流射孔壓裂技術(shù)，優(yōu)化非均勻布孔方式，同時減少段內(nèi)射孔孔眼數(shù)量，在設(shè)備和井口壓力允許范圍內(nèi)，優(yōu)化壓裂參數(shù)，增大注入排量，提高多簇射孔的均勻起裂程度和進液的均勻程度。根據(jù)預(yù)測的施工壓力、鄰井前期施工經(jīng)驗及裂縫形態(tài)控制需求，優(yōu)化設(shè)計施工排量。優(yōu)化后，井底層段施工排量為14.0 m3/min，施工壓力為76～81 MPa；后部層段施工排量為16.0 m3/min，施工壓力為60～65 MPa，在施工過程中，根據(jù)壓力變化按設(shè)計排量上限實施。

4）液體配比。吉木薩爾頁巖油試驗井采用免配直混變黏滑溜水連續(xù)加砂壓裂工藝，分為高黏滑溜水啟縫、低黏滑溜水低砂比連續(xù)攜砂、高黏滑溜水高砂比連續(xù)攜砂3 個階段。模擬顯示，隨高黏液體比例增加，裂縫擴展規(guī)律變化較小，為了降低壓裂成本、提高綜合經(jīng)濟效益，初步確定低黏滑溜水占65%左右，逐步將低黏滑溜水占比提高至

100%。

5）壓裂參數(shù)。綜合考慮低黏滑溜水連續(xù)攜砂安全性、壓裂成本及效果，采用70/140 目+40/70 目石英砂組合，使天然裂縫及人工裂縫均可得到有效支撐。加砂強度2.0 m3/m，在“控液增砂”思想指引下，將總液砂比降至10 m3/m3左右。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

吉木薩爾頁巖油水平井分段多簇體積壓裂改造主要經(jīng)歷了3 個階段：1）2017—2019 年，3 簇/段，16 孔/簇，簇間距平均為15.0 m，采用大排量增大壓裂改造波及體積；2）2019 年開始進行大段多簇試驗，4～6 簇/段，8 孔/簇，簇間距為10～15 m，試用限流法壓裂提高射孔簇開啟效率；3）2020 年起以大段多簇壓裂為主，5～12 簇/段，3～8 孔/簇，簇間距為8～12 m，或者更?。ǎ?8 m），通過限流射孔和暫堵轉(zhuǎn)向組合進行多簇改造，確保多簇有效開啟。

2020 年，大段多簇壓裂技術(shù)在吉木薩爾25 口頁巖油水平井進行了應(yīng)用，按照“一類油層重點改造、二三類油層選擇性改造”的原則進行布縫，水平井分段段長為60～90 m，段內(nèi)分5～12 簇射孔，簇間距為6.5 m～15.0 m。采用限流射孔技術(shù)射孔，適當優(yōu)化減少單簇射孔數(shù)量，并投入暫堵劑或暫堵球進行暫堵轉(zhuǎn)向，采用大段多簇暫堵壓裂的同時，優(yōu)化壓裂參數(shù)，提高加砂強度和用液強度，平均加砂強度為2.0 m3/m，最高加砂強度達4.0 m3/m，平均用液強度30.4 m3/m，最高用液強度達48.7 m3/m。隨著聚合物型免混配變黏滑溜水連續(xù)加砂工藝的全面推廣，滑溜水占比由65%提高至100%，采用低黏滑溜水攜砂盡可能地溝通天然裂縫。壓裂排量由12～14 m3/min 提高至14～16 m3/min，大規(guī)模大排量進行壓裂施工，促使裂縫均勻開啟和延伸。

體積壓裂改造后產(chǎn)量持續(xù)突破，25 口井的平均產(chǎn)量較2019 年提高20%以上，以生產(chǎn)效果相對穩(wěn)定的下甜點壓裂后生產(chǎn)情況看，壓裂后投產(chǎn)180 d內(nèi)平均日產(chǎn)油量約34.9 t，與下甜點前期常規(guī)分段多簇壓裂井（日平均產(chǎn)油量26.7 t）相比，提高30.7%，增產(chǎn)效果顯著。

為評價段內(nèi)多簇壓裂技術(shù)的改造效果，測試了“限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向壓裂”的D 井第5～15 段的產(chǎn)液剖面，結(jié)果顯示段內(nèi)各簇供液明顯，80%的簇對產(chǎn)量有明顯貢獻（見圖3），壓裂后175 d 平均日產(chǎn)油量達到50.2 t，生產(chǎn)效果較好，其中4 口井的統(tǒng)計結(jié)果見表2。大段多簇壓裂與常規(guī)單段2～3 簇壓裂相比，不僅能夠提高裂縫復(fù)雜程度和簇間儲層動用率，壓裂段數(shù)還可以減少一半以上，提高壓裂效率、降低壓裂成本?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，大段多簇壓裂可以有效提高射孔簇開啟效率，說明大段多簇壓裂技術(shù)可適用于頁巖油儲層水平井體積改造。

表2 吉木薩爾4 口頁巖油水平井壓后效果統(tǒng)計Table 2 Statistics of post-fracturing performance of 4 horizontal wells in the Jimsar shale oil reservoir

圖3 D 井產(chǎn)液剖面測試段內(nèi)供液簇數(shù)統(tǒng)計Fig.3 Statistics of the number of fluid supply clusters in the test sections of the fluid production profile of Well D

以頁巖油區(qū)塊X 平臺為例，該平臺部署層位為上甜點P2l22-2，采用大段多簇壓裂技術(shù)，合理優(yōu)化段、簇設(shè)計及壓裂施工參數(shù)，以提高施工效率、降低作業(yè)成本。其中A 井、B 井采用“大排量+限流射孔”工藝提高簇開啟和改造效率，C 井采用“大排量+限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向”工藝，確保多簇裂縫均衡開啟，具體設(shè)計結(jié)果見表3。

表3 X 平臺試驗井壓裂工藝及參數(shù)對比Table 3 Comparison among fracturing technologies and parameters of test wells on Platform X

該平臺微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，相對于沒有采用段內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向工藝的A 井和B 井，C 井采用11 m 簇間距、6 簇/段、3 孔/簇工藝參數(shù)，第2 級～第26 級（共25 段）壓裂中期進行了一次暫堵作業(yè)。對比暫堵前后的人工裂縫，發(fā)現(xiàn)暫堵后人工裂縫的長、寬、高均有較為明顯的增大，縫長平均增長20.96%，縫寬平均增大28.70%，縫高平均增大18.68%。SRV 增幅0～151.07%，平均增幅48.77%，SRV 增幅超過20.00%的共有19 段，占監(jiān)測段數(shù)的76%。微地震事件更為密集、均勻，說明暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)和限流射孔技術(shù)可有效提高射孔簇開啟率，促進裂縫均勻擴展，使儲層改造更為充分。

該平臺3 口井壓裂后67 d 平均日產(chǎn)油量35.4 t，采用“大段多簇+限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向”工藝組合的井效果最佳，平均日產(chǎn)油量達到50.2 t，生產(chǎn)效果較好，驗證了大段多簇壓裂及配套技術(shù)在頁巖油儲層的適用性（見圖4）。

圖4 X 平臺壓裂后生產(chǎn)生產(chǎn)曲線Fig.4 Production curves of Platform X after fracturing

4 結(jié)論與認識

1）針對吉木薩爾頁巖油儲層改造壓裂段數(shù)多導(dǎo)致的作業(yè)效率低、壓裂成本高等問題，通過采用限流射孔技術(shù)、暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)和優(yōu)化壓裂參數(shù)，形成了吉木薩爾頁巖油水平井大段多簇壓裂技術(shù)。

2）采用大段多簇壓裂技術(shù)的頁巖油水平井生產(chǎn)效果較好，說明該技術(shù)能夠有效提高射孔簇開啟率，同時驗證了大段多簇壓裂技術(shù)在頁巖油儲層改造中的適用性。

3）吉木薩爾頁巖油儲層厘米級薄互層發(fā)育，目前壓裂監(jiān)測技術(shù)手段不能精準評價段內(nèi)多簇射孔的每一簇的開啟、吸液量和進砂程度，需要探索研究新的監(jiān)測技術(shù)手段。