松辽盆地致密砂岩气藏水平井多级压裂现场实践——以长深D平2井为例

张应安

中国石油吉林油田公司采油工艺研究院

松辽盆地致密砂岩气藏水平井多级压裂现场实践
——以长深D平2井为例

张应安

中国石油吉林油田公司采油工艺研究院

松辽盆地南部长岭气田下白垩统登娄库组致密砂岩气藏具有储层埋藏深、温度高、物性差、地应力高的特点，采用水平井开发和常规的直井压裂开发均难以实现稳产。为最大限度地增加泄油气面积、提高储层动用程度、提高单井产量，在长深D平2井开展了水平井多级压裂开发现场实践：采用裸眼封隔器滑套10级大规模压裂，优化应用压前小型压裂测试、井下微地震和地面电位法压裂监测技术，对10级人工裂缝方位及几何形态进行实时监测。目前，长深D平2裸眼井多级压裂工艺技术的突破，创造了水平井深层气井压裂级数最多、压裂规模最大、平均砂比最高等3项中石油压裂新纪录，并取得了“生产压力高、产量高”的良好效果。该井压裂施工的成功，表明了水平井应用裸眼完井套管压裂具有明显的技术优势，为类似长岭1号气田登娄库组致密砂岩气藏水平井压裂开发提供了有力的技术保障。

松辽盆地 长岭气田 早白垩世 致密砂岩气藏 水平井 多级压裂 实践

1 储层地质特征

松辽盆地长岭1号气田下白垩统登娄库组天然气分布主要受岩性和构造控制，气藏为构造控制下的岩性低孔特低渗气藏，边底水不发育。

1.1 沉积相特征

D3砂层组沉积期工区的南部发育两条由南东向北西展布并近于平行的分支河道，并在长深102井附近汇合，在中西部形成大范围的分支河道沉积，随后分支河道再次分叉，在中部形成分支河道的交汇叠合区。可以看出D3沉积期分支河道的沉积规模水流所控制的范围较大。

1.2 孔隙结构特征

登娄库组的孔隙结构具有排驱压力较高（平均2.67 MPa，最小2.04 MPa，最高3.16 MPa）、平均孔喉半径小（分布在0.11μm左右）、退汞效率低（一般介于28.5%～35%，平均30.7%）、孔隙度及渗透率均低（平均孔隙度为5.3%，平均渗透率为0.175 m D）。长岭1号气田登娄库组储层属于Ⅱ、Ⅲ类孔隙结构。

1.3 储层物性特征

登娄库组气藏的岩性主要为细砂岩、含粉砂细砂岩、粉砂质细砂岩和粉砂岩，储层岩性以细砂岩为主。该气藏岩心分析孔隙度一般介于2.7%～6.6%，平均为5.2%；渗透率介于0.04～0.242 mD，平均为0.174 mD，登娄库组储层整体上属于低孔、特低渗储层。

1.4 储层岩石力学特性

登娄库组致密砂岩储层的杨氏模量较高，而净压力与杨氏模量成正比，杨氏模量高时，净压力则较高，且施工时地面压力较高；缝宽与杨氏模量则成反比，杨氏模量越高，压裂时形成的裂缝宽度较窄，尤其是在近井摩阻较高时容易出现砂堵［1］。

2 长深D平2井压裂技术思路

通过对致密砂岩气藏多段大规模压裂改造，最大限度地增加水平井筒与地层接触面积，以提高储层动用程度，最大限度地减少储层污染，达到提高单井产量的目的［2－4］。①应用水平井分段压裂工艺技术进行多级压裂，增大储层平面上纵向接触面积；②以增加缝长为主导的大规模压裂，增加储层平面上横向接触面积；③在水平井趾部和跟部受多裂缝缝间干扰小、施工流动阻力影响较小的情况下，进一步提高规模，增加缝长，以获得对产能的最大贡献；④最大限度地降低储层伤害，保护气层。

3 长深D平2井压裂优化设计

长深D平2井压裂施工采用裸眼封隔器完井滑套多级压裂工艺技术，压裂设计重点针对施工压力高，压裂级数多、规模大，工具多、通过性差等难点进行了优化（图1）。结合4个流动单元的储层特征，采用横切裂缝以增加面积，优化每段压裂规模，重点提高端部和趾部压裂规模。优化施工参数（表1），重点提高压裂液效率，减少储层伤害。

1）压裂规模：10级分压，每段间距66～156 m。

2）压裂方式：套管注入、投球。

3）井口施工压力：39.0～45.0 MPa。

4）压裂井口：主要包括大四通、105 MPa采气井口（双控阀门）、压裂投球器3个部分。

5）裸眼封隔器工具尺寸： 139.7 mm。

6）工具技术指标：耐压差82.7 MPa，耐温218℃。

7）压裂液：水基冻胶压裂液。

8）压裂支撑剂：粒径0.3～0.6 mm 30～50目的105 MPa孚盛砂。

图1 长深D平2井压裂工艺设计图

表1 长深D平2井压裂施工参数设计表

4 长深D平2井多级压裂测试分析技术

1）应用压前小型压裂测试技术认识储层，调整主压裂施工参数（图2）。

第1、8、10级小型压裂测试表明，储层存在较少的天然裂缝特征，闭合应力为58.6 MPa，基质渗透率为0.15 mD，净压力为2 MPa，压裂液效率为38%，近井摩阻为1.48 MPa。

2）利用井下微地震裂缝实时监测技术认识人工裂缝的扩展规律、裂缝几何形态及裂缝方位。

图2 长深D平2井小型测试施工曲线图

井下微地震裂缝监测表明，滑套位置对裂缝起裂位置没有影响，裂缝两翼扩展不对称，每级裂缝并不是完全平行，存在倾角，封隔器存在不能有效封隔储层的可能性。

5 压裂施工及效果

5.1 10级大规模压裂施工

长深D平2井压裂施工历时3 d，创造了中国石油压裂史上的3项纪录：①水平井深层气井压裂级数最多（10段）；②单井总压裂规模最大（838 m3）；③单级压裂规模最大（116 m3）（图3）。

图3 长深D平2井压裂施工曲线图

1）单井累计加入支撑剂838 m3。

2）水平井单段最大压裂规模116 m3，总计有3段压裂规模超过100 m3。

3）单日最多加入支撑剂324.4 m3，最快一天施工4段。

4）平均砂比34.4%，最高加砂1.8 m3／min。

5）套管压裂降低4 000 m管程摩阻约20 MPa。

6）裸眼完井消除了固井完井近井摩阻，滑套压裂减少了射孔孔眼摩阻，共10 MPa。

5.2 10级大规模压裂效果

长深D平2井多级压裂获得了巨大突破和成功，取得了“生产压力高、产量高”的理想效果（表2）。

表2 长深D平2井排液求产数据表

6 结论及认识

1）该井水平井多级压裂取得3方面的技术突破：压裂级数最多、压裂规模最大、平均砂比最高。

2）水平井裸眼套管滑套分段压裂比直井固井射孔油管压裂具有较大优势：①井筒摩阻小，能实现高排量施工，在相同加砂规模及砂比条件下，缩短单级施工时间，同时提高了压裂液效率；②裸眼水平井套管分段压裂近井筒摩阻小，基本不存在近井裂缝扭曲，近井筒摩阻比常规直井固井射孔压裂相差5～7 MPa，同时裂缝复杂性小，净压力在整个施工过程中变化不大。

3）现场压裂实时监测能提供直观的裂缝扩展形态，为压裂设计调整提供依据；水平井裸眼滑套位置对裂缝起裂位置基本无影响，裸眼封隔器位置的选择是关键。

4）优质乳化压裂液体系和低密度孚盛砂有利于大规模压裂的顺利实施。

5）该水平井多级压裂成功进一步认识了致密气藏的产能，突破了产能关，为类似致密岩性气藏提高产能明确了技术方向。

［1］中国石油油气藏改造重点实验室.2008年低渗透油气藏压裂酸化技术新进展［M］.北京：石油工业出版社，2009.

［2］何冶，段国彬，付永强，等.四川盆地低渗透砂岩气藏大型水力加砂压裂配套技术［J］.天然气工业，2010，30（3）：48－51.

［3］谢建华，赵恩远.大庆油田水平井多段压裂技术［J］.石油钻采工艺，1998，20（4）：72－75.

［4］张怀文，张继春，胡新玉.水平井压裂工艺技术综述［J］.新疆石油科技，2005，15（4）：30－33.

Multi－stage frac treatment in horizontal wells of tight sandstone gas reservoirs in the Songliao Basin：A case history of the horizontal well Changshen D2

Zhang Ying＇an
（Research Institute of Oil Recovery Technology，Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin 138000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 6，pp.46－48，6／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The tight sand gas reservoirs in the Lower Cretaceous Denglouku Formation in the Changling Gas Field，southern Songliao Basin，are characterized by great burial depth，high temperature，bad petrophysical properties，and high in－situ stress，so steady production here is difficult to achieve by either horizontal well development or conventional vertical－well fracturing treatment.Therefore，in order to expand the oil／gas drainage area，improve the producing degree of pay zones，and enhance the per－well productivity，the multi－stage fracturing treatment was carried out on the horizontal well Changshen D2.Ten－stage large scale fracturing treatment was performed by use of external packer.The azimuth and geometry sizes of hydraulic fractures were real－time monitored through small pre－frac tests，downhole micro－seismic monitoring，and the electric potential.As a result，the horizontal well Changshen D2 has achieved good consequence with high productivity under high production pressure，by which three records have been set up in the PetroChina＇s history：the most multiple stages of deep fractured horizontal wells，the largest scale of per－well fracturing treatment，and the largest degree of single stage fracturing treatment.This achievement shows that this frac treatment by use of open－hole completion casings in horizontal wells has obviously comparable advantages，providing robust technical support for such frac treatment in the Denglouku Formation tight sand gas reservoirs in the Changling－1 Gas Field.

Songliao Basin，Changling Gas Field，Early Cretaceous，tight sand gas reservoir，horizontal well，multi－stage frac，practice

张应安，1964年生，高级工程师，博士研究生；现在吉林油田采油工艺研究院从事油气藏改造技术研究工作。地址：（138000）吉林省松原市长宁北街618号吉林油田采油工艺研究院。电话：（0438）6336591。E－mail：cyyzya＠yahoo.com.cn

张应安.松辽盆地致密砂岩气藏水平井多级压裂现场实践——以长深D平2井为例.天然气工业，2011，31（6）：46－48.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.008

2011－01－15 编辑 赵 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.008

Zhang Ying＇an，senior engineer，born in 1964，is studying for a Ph.D degree at the Daqing Petroleum Institute，being engaged in the research on fracturing technologies of hydrocarbon reservoirs.

Add：No.618，North Changning Street，Songyuan，Jilin 138000，P.R.China

Tel：＋86－438－6336 591 E－mail：zhangya－jl＠petrochina.com.cn