红河油田水平井分段压裂技术研究

2014-05-30陈付虎张永春王迁伟姚昌宇

延安大学学报（自然科学版） 2014年1期

王越，陈付虎，张永春，王迁伟，姚昌宇

(中石化华北分公司工程技术研究院增产测试所，河南郑州 450006)

红河油田构造位置位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部，为一平缓西倾单斜。储层为辫状河三角洲沉积［1］，目前主要开发三叠系延长组长8，长9油层组，埋深约1500～2000 m，平均孔隙度11.9%，平均渗透率0.85×10－3μm2，为特低孔，特低渗透油藏。自2005年开发以来，先后经历直井天然能量开发，注水开发试验，生产现场暴露出产量递减快，注水困难且易发生暴性水淹等问题，并且平均单井稳定产量不到2 t，储层一直未得到有效动用。

2010年始探索试验水平井分段压裂工艺，采用天然能量开发，2012年水平井比例达到97.1%，截至2012年12月底，共施工水平井216口，平均稳产能力约为相邻直井的5倍以上，得益于水平井压裂改造技术的突破，红河油田年产量由5万吨上升至18万吨，得到了规模化开发。

1 水平井分段压裂设计优化

1.1 压裂液及支撑剂优化

红河油田地层温度平均为65.3℃，平均温度系数2.37℃/100 m，储层具有较强的酸敏性，速敏性、水敏性和碱敏性，而应力敏感性均较弱。根据储层工程地质特征，采用中低温的羟丙基瓜胶压裂液体系，具体配方为0.4%HPG(一级)+0.3%破乳助排剂+1.0%粘土稳定剂+0.1%杀菌剂。从室内耐温耐剪切性能实验来看，体系在70℃条件下，剪切速率170 s－1，90 min 后粘度依然在 180 MPa·s以上(图1)，各项指标破胶性能、残渣含量、破乳性能、与地层水配伍性等均够满足施工要求。

图1 70℃条件下流变性曲线，剪切速率170 s－1

支撑剂选择:根据实际施工资料，红河油田地层闭合压力在8.9～43.5 MPa，延伸压力系数在0.017～0.019 MPa/m之间，采用20～40目陶粒作为支撑剂，耐压52 MPa，满足施工要求。

1.2 裂缝及施工参数优化

裂缝参数优化:红河油田水平最大主应力方向75°，布置水平段方向与水平最大主应力垂直，压后形成近似正交缝，最大限度提升改造范围。考虑储层渗流能力及施工成本，优化井距为500 m，水平段长1000 m左右，裂缝为交错式布局。根据软件模拟和前期施工经验，生产初期裂缝条数越多，日产油量增加幅度显著增加，相同生产时间，累计产油量增加幅度随着裂缝条数的增加有先快速增加而后减缓的趋势，综合各个生产阶段，裂缝条数的最优值范围为9～11条(图2);随着裂缝半长的增加，累计产油量增加幅度有先快速增加后增速变缓的趋势，裂缝越长对后期的产能贡献越大，优化裂缝半长取值范围为130～190 m(图3);导流能力对累计产量增加幅度在投产一年内影响幅度较大，一年后影响不明显，推荐的裂缝导流能力取值范围为30～40 μm2·cm。

图2 累计产油量增加幅度与裂缝条数的关系

图3 累计产油量增加幅度与裂缝半长的关系

施工参数优化:对于隔层较好的储层，优化排量3～4 m3/min，对于要求控制缝高的压裂储层，选用较低的排量(图4);前置液比例为30% ～35%，对裂缝较发育，滤失较严重储层，为要达到设计缝长，适当提高前置液比例;优化平均砂比在22% ～25%之间(图5)，段加砂量30 m3左右，在天然裂缝比较发育储层中，在满足裂缝导流能力的条件下，可适当的降低平均砂比，便于压裂施工的顺利进行。

图4 不同排量下动态缝长、支撑缝长及导流能力的变化

图5 导流能力与平均砂比的关系

2 水平井分段压裂改造工艺

2.1 水力喷射分段压裂工艺

水力喷射压裂原理为根据伯努利方程将压力能转化为动能，先打开环空，进行水力喷砂射孔，完成后，关闭环空，油套同注完成加砂压裂。入井工具由盲堵、花管、下球座、下扶正器、喷射工具、上扶正器、丢手工具总成等组成。

自2011年至2012年底，红河油田共采用水力喷射技术施工水平井12口76段，施工成功率93.8%，平均入地净液量2057.1 m3，单井加砂量144.8 m3，压后初期平均日产油5.4 t，取得了一定的改造效果。

从实际施工情况来看，共有3口井5段在上提或者下管柱时砂卡遇阻，原因在于拖动管柱水力喷射技术受喷嘴直径限制，排量一般较低，在高砂比阶段水平段易发生沉砂而导致管柱被埋，如A井第三段在下压裂管柱期间，在下至2198.53 m处遇阻，上提负荷25～33 T活动解卡无效，后用原胶液25 m3反洗井后，下压裂管柱到设计位置。

应用水力喷射分段压裂工艺施工成本较低，起裂位置可控，无需机械封隔装置，但每压完一段均需放喷后才可上提管柱施工下一段，施工周期偏长且该工艺受喷嘴限制，施工规模偏小，目前已施工井平均单段加砂量仅为15.6 m3，排量一般低于2 m3·min－1，规模明显低于采用多级管外封隔器分段压裂施工，故在2012年后该工艺逐渐减少使用，仅在井径扩径或缩径严重，预置管柱无法卡封时，才用拖动管柱水力喷射工艺压裂。

2.2 多级管外封隔器分段压裂工艺

多级管外封隔器分段压裂工艺在裸眼井段预置多级封隔器，在目的起裂位置布多级投球滑套，施工时投入不同外径的小球依次打开滑套进行压裂［2］(图6)。截止2012年底，红河油田共采用管外封隔器压裂工艺施工200口1959段，其中砂堵放弃29段，施工成功率达98.5%，平均入地净液量1671 m3，单井加砂量221.9 m3，平均投产初期平均日产油8.3 t，取得了较好的改造效果。该工艺压裂完一段无需停泵放喷，投入堵塞球即可施工下一段，施工周期大大缩短且施工规模高，因而成为红河油2012年田应用的主要压裂工艺。

图6 多级管外封隔器压裂工艺完井管柱结构

部分井施工中出现滑套打不开或者打开不明显的现象。由于此工艺压裂某一井段的判断基于该级堵塞球投入后的滑套打开显示，若显示不明显，则一般泵入更多的送球液，若无效则投入备用球。此时井内的送球液会造成上一级压裂段明显的过顶替现象，若备用球依然没有打开滑套的显示，则直接进行本段加砂压裂施工，如B井，第5段施工结束后，投球打第6级滑套，没有滑套开启压力显示，经工具服务方确认井口球已入井，决定投入备用球，送球液量达20 m3(设计送球液量为16.8 m3)仍没有滑套开启显示，后决定直接加粉陶段塞施工第6段，而事实上无法判断此时压裂的是上一级井段还是本级井段。

2.3 可打捞、可开关滑套分段压裂工艺

该工艺施工原理与裸眼管外封隔器压裂工艺相似，通过下入预置管柱，投球打开滑套进行压裂。其主要差别在于:球座可以打捞或推至井底，之后井筒为全通径状态，在以后的生产过程中，采用连续油管可对高含水层、负压层等进行关闭滑套封隔，实现分层开采，并可进行重复压裂。从而可以克服常规多级管外封隔器压裂工艺不利于后期改造的缺点。

2012年红河油田共试验该工艺4口井21段，砂堵1段，施工成功率95.3%，平均入地净液量984.6 m3，平均加砂量139 m3，压后初期最高日产油6.3 t。其中有两口井球座全部成功打捞，一口井6级球座仅打捞出2级，另一口井累计打捞56次，7级球座均未捞出，总体球座打捞成功率50%。该工艺的缺点在于对井眼清洁要求较高，井筒沉砂对球座移除作业影响较大，压后不放喷直接进行球座打捞作业，作业时间偏长，影响压裂液的及时返排，且打捞过程复杂，成功率偏低，需下入连续油管，成本较高等。

2.4 速钻桥塞分段压裂工艺

速钻桥塞分段压裂技术采用套管固井快钻桥塞配合射孔联作，第一段射孔后套管压裂，第二段电缆泵送桥塞及下一段的射孔枪到预定井深，点火坐封桥塞，上提射孔枪至预定井深射孔，起出射孔电缆及射孔枪后，进行套管压裂施工。重复上过程至所有分段压裂结束后返排［3，4］。

速钻桥塞分段压裂工艺目前在红河油田处于探索实验阶段，如C井应用该工艺分5段压裂。单段加砂量26.4 m3，入地净液量1306 m3，压后日产油18.4 m3，改造效果良好。桥塞钻除工用时295 min，单个桥塞平均用时73.8 min。

该工艺的优势在于套管注入，施工规模大，可实现任意级数的分段压裂，桥塞采用特殊材质，整体几无金属成分，易钻，可降低长时间钻塞对套管的伤害，钻后可实现井筒的全通径(图7)。其缺点在于其应用多簇分段压裂，无法保证各簇射孔段均压开以及均衡改造，加大规模时，如无法实现各簇均衡进液，易导致压裂沟通上下水层或邻井。另外，受本身泵送桥塞工艺限制，存在过顶替问题。从C井实际施工状况来看，近井筒摩阻大，初期施工压力高(图8)，在注入断塞对炮眼进行打磨后，施工压裂便明显降低，前置液阶段与加砂中后期施工压裂相差约8 MPa左右，需进一步优化射孔参数，降低孔眼摩阻。