水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术在AP959井的应用

2015-07-02逄仁德高健明崔莎莎

石油地质与工程 2015年4期

关键词：桥塞泵送射孔

逄仁德，高健明，崔莎莎

(1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石化中原油田分公司井下特种作业处)

水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术在AP959井的应用

逄仁德1，高健明2，崔莎莎1

(1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石化中原油田分公司井下特种作业处)

为了解决鄂尔多斯盆地致密油藏水平井压裂改造过程中单层改造规模小、压后裂缝形态单一、作业周期长等问题，提出了水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术。该技术利用水力泵送的方式将封隔桥塞推放到预定位置，通过多级点火装置进行多簇定位射孔，裂缝起裂位置准确，施工排量大，而且分段压裂级数不受限制。AP959井压裂微地震检测表明，分段多簇射孔、多簇同时起裂方式比单段射孔、单段起裂方式更利于利用应力干扰，形成复杂裂缝，与相同储层条件下的邻井相比，加砂总量增加1.5倍，单井产量提高50%，达到“体积压裂”的效果。

鄂尔多斯盆地;致密油藏；水平井压裂；泵送桥塞；分段多簇体积压裂

近年来，随着页岩气、致密油藏水平井的大规模开发，大排量、大液量的混合水体积压裂工艺成为致密油水平井压裂改造下一步的主攻方向，常规的分段压裂改造工艺已不能完全满足生产的需求，“水平井+体积压裂”的开发模式已经得到了国内外广泛认可[1-2]，实现这种开发模式的主体技术就是水力泵送桥塞分段多簇体积压裂技术。

1 水力泵送桥塞压裂技术

1.1 工艺技术原理

采用水力喷砂射孔压裂联作一体化工具进行第1段改造，第1段完成后，后续各段采用泵送桥塞多簇射孔+压裂联作的方式进行分段改造，每段设计4～5簇。首先，用电缆传输的方式将电缆桥塞+多级分簇射孔枪下放至水平段，如图1所示，开泵将桥塞推至预定位置，点火坐封桥塞，然后上提射孔枪至预定位置射孔，起出射孔枪及桥塞下入工具，最后进行光套管压裂，如图2所示。用同样方式，根据下入段数要求，依次下入桥塞、射孔、压裂；分段压裂结束后，采用连续油管钻除桥塞，恢复井筒畅通。

1.2 技术特点

(1)通过簇式射孔实现定点、多点起裂，裂缝布放位置精准，更容易增加缝网的改造体积。

(2)采用光套管加砂，大排量注入，可实现多簇裂缝同时起裂，增大裂缝宽度，使裂缝系统更复杂。

(3)投放桥塞、多簇射孔无需放喷，压完一级直接带压作业，降低安全风险，缩短压裂周期。

图1 水力泵送桥塞示意

图2 分段多簇射孔示意

1.3 桥塞处理工艺过程

连续油管钻磨复合桥塞技术以压后钻除井内复合桥塞恢复井筒畅通和方便后续作业为目的，通过连续油管携带井底钻具组合、螺杆钻提供动力、磨鞋高速旋转切削来实现钻磨复合桥塞工艺[3]，具有带压、连续、快速的特点。主要采用φ50.8 mm连续油管+螺杆钻进行作业，将连续油管钻磨工具下至预定钻塞位置，通过地面泵车提供动力，调整排量、钻压进行钻磨作业。钻塞结束后，保持井内循环至磨屑返出地面，重复上述过程，直至剩余桥塞全部钻完。

其钻具组合为：φ50.8 mm连续油管+单流阀+液压震击器+液压丢手+螺杆钻+磨鞋。

钻磨排量是连续管钻磨复合桥塞作业过程中最重要的参数，不仅关系到螺杆钻的最佳工作状态和钻磨效率，而且关系到环空返液流速和携屑效果。在钻屑上返过程中，斜井段是最关键的一个阶段，在这个阶段钻屑会因为环空返速不足而逐渐向井眼下侧沉聚，形成一定厚度的钻屑床，在重力的作用下，钻屑床会逐渐下移，造成井眼堵塞，因此理论上设计的环空返速必须达到环空止动返速[4]。

2 分段多簇体积压裂机理

根据岩石破裂准则和弹性力学理论，裂缝一般沿最大主应力方向起裂。对于发育有天然裂缝的储层，由于天然裂缝的力学性质及强度与储层本体岩石显著不同，如果地层应力场中的最大和最小主应力差值很小，裂缝的起裂方向就会受地层中天然裂缝影响，在多个方向起裂，沿无规则天然裂缝向各个方向延伸，延伸过程中产生多(分支)裂缝，扩展路径曲折，从而形成形态复杂的网状裂缝。“分段多簇”射孔利用缝间干扰实现裂缝的转向，压裂段内的每簇裂缝同时起裂后，在延伸过程中都会相互干扰，在缝间干扰的作用下，在主裂缝侧向强制形成次生缝，次生裂缝又发生分叉或者转向形成二级次生缝，主裂缝与各级次生缝、天然裂缝及岩石层理之间相互沟通，形成复杂的裂缝网络[5]。研究表明[6]，先压裂缝对后压裂缝也存在影响，延伸后的裂缝对下一压裂层段内即将起裂的裂缝形成缝网创造了条件。相邻层段的裂缝网络在一定程度上又能相互沟通，形成更为复杂的体积裂缝系统。

3 现场应用

AP959井是位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平井，井深2 916 m，完钻层位长7段，属于致密砂岩地层，水平段长度546 m，共设计8段压裂，采用水力泵送桥塞压裂工艺。该井长7储层致密、天然裂缝发育，两相水平主应力相差不大，为形成复杂的裂缝形态提供了有利条件；钻井方向沿最小主应力方向，水力压裂会形成垂直于井筒方向的裂缝，有利于增大裂缝与储层的接触面积。

3.1 压裂液体系优选

采用“滑溜水+基液+交联液”的混合压裂液体系，前期采用低黏度滑溜水压裂液，利用低黏液的穿透性充分扩大裂缝网络，通过注入小粒径支撑剂来支撑趾端天然裂缝，可以起到降低滤失的作用，提高液体效率及造缝能力，并可降低对储层的伤害；后期采用交联液，通过提高砂比来增强液体的携砂能力，并利用大粒径支撑剂来提高主裂缝导流能力。混合水压裂液体系配方如表1所示。

表1 混合水压裂液体系配方

支撑剂采用多粒径组合模式，前期采用40/70目低密度陶粒充填、支撑微裂缝，后期采用20/40目陶粒打磨裂缝面降低弯曲摩阻，支撑人工主裂缝。

3.2 裂缝参数优化

以数值模拟手段、同时以油藏体积改造为依据优化裂缝参数。根据前期矿场试验及井下微地震测试结果，优化段间距为30 m，将整个水平段分为8段；根据水平段的物性及分布、油藏模拟结果、地应力分布状态等，进行分段方案和射孔位置选择，各段的射孔簇应处于其最小主应力且物性较好的位置，便于裂缝的开启和延伸；从充分利用缝间应力干扰形成复杂裂缝出发，单段设计4簇。AP959井区水平井部署采用直井注水-水平井采油、水平段垂直于裂缝方向的七点井网形式，井距500 m，排距150 m，纺锤形中间裂缝半缝长240 m，纺锤形两端裂缝由于距离注水井连线近，优化裂缝半长160 m。

3.3 压裂参数优化

利用PT三维模拟压裂软件对该井进行模拟压裂。针对该井各段的压裂施工规模，优化设计出各段的施工排量、加砂量、含砂浓度、前置液比例以及入地总液量等施工参数，确保压裂过程中多缝一次起裂。根据裂缝长度以及入地砂量要求，最终优化出压裂参数和对应的裂缝参数，如表2、表3所示。

3.4 压裂实施过程和压后效果

第1段采用连续油管射孔后直接压裂，压裂完成之后，用活性水将电缆桥塞及多级射孔枪泵送至预定位置，然后进行多级点火射孔，射孔完毕后，以2.0 m3/min排量将球送入球座，进行第二段压裂，当压力上升至21 MPa时，地层成功压开，期间共加入陶粒54.3 m3﹙40/70目23.4 m3、20/40目30.9 m3﹚，施工排量8.0 m3/min，最高砂比11.6%，注入前置液180 m3，入地总液量602 m3。后续各段施工过程与该段相似，均顺利压开。

表2 AP959井裂缝模拟参数

表3 AP959井压裂后裂缝参数

从图3中可以看出，AP959井采用多簇射孔压裂方式，压裂微地震事件覆盖了整个水平段，改造充分；压后形成的复杂网状裂缝系统，最大限度地扩大了与储层的接触面积，从而达到了“体积压裂”的效果。与相同储层条件下的临井相比，加砂总量增加了1.5倍，单井产量由原来的平均日产原油46.1 m3提高到69.2 m3，压裂改造增产效果明显。