大庆低渗透水平井重复压裂技术及现场试验

顾明勇，夏跃海，王 维，张晓川，张 浩，裴咏梅



大庆低渗透水平井重复压裂技术及现场试验

顾明勇1，夏跃海2，王 维1，张晓川1，张 浩1，裴咏梅1

（1. 中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163000；2. 中国石油大庆钻探工程公司钻井三公司）

目前大庆外围低渗透水平井低产井比例高，急需通过重复压裂来提高单井产量。通过分析水平井低产原因，将其划分为四种类型潜力井，并确定了对应的重复压裂改造措施和工艺管柱。共开展了共33口水平井的重复压裂现场试验，试验结果表明，低渗透水平井重复压裂后增产效果显著，重复压裂后初期平均单井日产油量能达到初次压裂后的70%以上，水平井重复压裂技术可有效延长外围低渗透水平井的生产周期。

大庆油田；水平井；重复压裂；老缝压裂；暂堵转向

大庆外围葡萄花储层具有丰度低、低孔低渗、薄互发育等特点，常规射孔完井难以实现有效动用。前期采用水平井分段压裂投产取得了较好的效果，随着生产时间的延长，受储层物性、初次改造不充分及注采关系难以建立等因素影响，产量逐渐降低，目前低产井比例较高，急需通过重复压裂来提高单井产量[1–2]。

近年来，北美非常规油气田针对初次改造不充分的水平井开展了重复压裂探索试验，主要针对初次改造不充分的井段，通过缝间补孔，采用全井多级暂堵压裂工艺进行重复改造[3–4]，取得了较好的增产效果。北美非常规油气水平井与大庆低渗透水平井地质条件、完井工艺等存在较大差异，为此根据大庆低渗透水平井特点，分析低产原因，将其划分为四种类型潜力井，确定了针对性的重复压裂措施和工艺管柱，开展了不同类型潜力井的重复压裂现场试验。试验结果表明，水平井重复压裂措施合理有效，可为大庆外围低渗透储层的高效开发提供技术保障。

1 水平井重复压裂潜力分析

可能导致水平井低产的原因有很多，包含储层物性条件、压裂施工工艺、施工参数、裂缝导流能力、固井质量、生产制度、注采关系等。综合分析低产井的储层地质条件、初次压裂施工及生产资料等，将低产井重点划分为以下四种类型重复压裂潜力井。

1.1 规模偏小型

在水平井开发初期，部分水平井段设计施工规模较小，单段加砂量通常只有10~15 m3，裂缝所能控制的区域较小，未实现与砂体的充分匹配。随着长时间的生产，裂缝控制区域内原油被采出，裂缝逐渐闭合，难以形成有效的油气通道，导致水平井产能逐渐降低。

1.2 缝间距过大型

初次压裂时部分水平井段裂缝间距较大，缝间距达60～100 m，缝间有大段含油砂岩未充分改造，或者缝间由于钻井出层，导致缝间钻遇为泥岩段，但该泥岩段上下存在砂岩目的层，缝间剩余油未得到有效动用，导致水平井整体产能较低。

1.3 纵向裂缝型

部分水平井水平段井筒方向与最大水平主应力方向一致，人工裂缝与井筒方向夹角较小，往往不超过30°，从而导致裂缝所能控制的泄油面积较小。对于井网条件下的水平井，如果人工裂缝与井筒方向夹角较小，注采关系将难以形成，影响水平井开发。

1.4 固井质量差无法分段压裂型

水平井固井质量差，在初次压裂的时候发生窜槽，无法采用井下工具进行机械封隔，只能进行笼统改造，存在部分层段未充分改造，导致全井改造程度较低，影响水平井产能。

2 针对性的重复压裂措施

根据以上四种类型潜力井，以充分动用剩余油资源为目标，结合工程实际，采取以下四种针对性的重复压裂措施。

2.1 老缝加大规模压裂

针对规模偏小型重复压裂潜力井，为实现人工裂缝与砂体的匹配、充分动用储层，通过老缝加大规模重复改造，裂缝导流能力得到恢复，油气通道重新形成；同时老缝延长后有效增大了泄油面积，使裂缝远端的剩余油得到动用，提高单井产量。

2.2 补压新缝

针对缝间距过大型重复压裂潜力井，根据储层物性、固井质量、含油特征等优选射孔位置，补孔后压裂新缝，提升整体改造程度。如果缝间为钻井出层段，采用穿层压裂方式，纵向上沟通多个目的层，使缝间剩余油得到充分动用。

2.3 缝内暂堵转向重复压裂

针对纵向裂缝型重复压裂潜力井，由于人工裂缝方向与井筒夹角较小，单纯通过加大规模来延长老缝，其所增加的泄油面积有限。通过采取缝内暂堵转向压裂技术，在裂缝远端泵入高强度的暂堵剂，在井底憋起较高净压力，促使裂缝转向产生新缝[5–6]，沟通新的未被动用泄油区[7–8]。暂堵剂颗粒在施工完成后可完全溶解于水或原油，不会污染地层。

2.4 全井多级暂堵转向重复压裂

针对固井质量差无法分段压裂重复压裂潜力井，采用全井多级暂堵转向压裂技术，通过泵入不同粒径组合的高强度暂堵剂，大粒径用于架桥，小粒径用于充填，在裂缝近端和炮眼处形成桥堵，实现化学封隔。桥堵形成后，井筒内净压力提高，促使段内其余裂缝起裂，从而实现分段改造。

3 水平井重复压裂工艺管柱

为确保以上重复压裂措施的顺利实施，结合井筒完整性和固井质量，采取以下两种水平井重复压裂工艺管柱。

第一种为双封单卡分段压裂工艺管柱（图1），该工艺管柱适应于固井质量及井筒完整性良好的水平井。其中老缝加大规模压裂、补压新缝及缝内暂堵转向三种重复压裂措施均采用该工艺管柱。双封单卡分段压裂工艺管柱由两级K344压裂封隔器与配套安全接头、水力锚、导压喷砂器等组成。通过双封隔器单卡目的层，利用导压喷砂器产生的节流压差使封隔器坐封，压裂液和支撑剂通过喷砂器进入地层，完成单层压裂，然后返洗逐层上提实现全井压裂。该工艺具有针对性强，成熟度高等特点。为了满足低渗透水平井重复压裂大规模施工需求，研制了新型大规模导压喷砂器。通过优化喷嘴与喷砂口之间的距离，设计内、外防冲溅保护装置，增强工具抗冲蚀和反溅能力，加砂量提高至439 m3，满足压裂施工过程中安全、高效需求。

1.套管；2.油管；3.压控防喷阀；4.安全接头；5.扶正器；6.水力锚； 7.K344封隔器；8.扶正器；9.导压喷砂器；10.K344封隔器；11.导向丝堵

第二种为大规模单卡压裂工艺管柱（图2），通常与暂堵转向压裂相结合，特别适应于由于固井质量及井筒完整性较差无法采用双封单卡工艺管柱进行分段压裂的水平井。其中全井多级暂堵转向重复压裂措施主要采用该工艺管柱。该工艺管柱由高温高压封隔器、喷嘴、水力锚等组成。其施工步骤为：在直井段进行封隔，开始第一段压裂施工，压裂液自动寻找低应力位置裂缝，待第一段压裂施工完成后，投入高强度暂堵剂，暂堵剂在炮眼处形成化学封隔，暂时封堵裂缝缝口，然后再次泵入液体，寻找低应力位置裂缝，依次进行各段的压裂施工。

1.安全接头；2.水力锚；3.闷井循环阀； 4.Y344保护封隔器；5.Y344压裂封隔器；6.喷嘴

4 现场应用情况

采用以上针对性的重复压裂措施和工艺管柱在大庆外围低渗透水平井共开展了现场试验33口井，均取得了较好的增产效果。

4.1 老缝加大规模重复压裂现场试验

以N218–P335井为例，初期采用双封单卡分段压裂投产，共完成8段压裂施工，平均单段加砂11 m3，加液90.5 m3，压后产油6.4 t/d，投产8年后目前产油1.6 t/d，累积产油5 469 t。重复压裂时优选含油性及物性较好的6段老缝进行压裂，结合储层物性及砂体展布，加大改造规模，平均单段加砂28.3 m3，加液90.5 m3。重复压裂后产油7.5 t/d，压后30个月累计增油3 200 t。

共开展老缝加大规模重复压裂现场试验15口井，初次压裂施工平均单段加砂量15.8 m3，单段加液量157.1 m3，重复压裂时平均单段加砂量25 m3，达初次压裂的1.58倍，单段加液量达385.4 m3，达初次压裂的2.45倍。15口试验井初次压裂后平均单井日产油3.8 t，重复压裂前平均单井日产油0.4 t，重复压裂后初期平均单井日产油4.2 t，为初次压裂后产量的110%，有效提高了水平井单井产量。

4.2 补压新缝重复压裂现场试验

以N232–P255井为例，初期分段压裂4段，平均缝间距达到了178 m，且原老缝缝间储层以含油砂岩为主。初次压裂后日产油3 t，投产36个月后，目前产油1.4 t/d。综合考虑钻遇储层及固井质量，重复压裂时在缝间及水平井跟端进行补射新缝4段，同时对原4段老缝进行压裂，共完成压裂施工8段，重复压裂后N232–P255井产油提高到6.6 t/d，是初次压裂后日产油的2.2倍。

共开展补压新缝重复压裂现场试验13口井，初次压裂施工平均缝间距为177.4 m，重复压裂时平均缝间距为80.3 m，缝间距减小54.7%。13口试验井初次压裂后平均单井日产油6.5 t，重复压裂前平均单井日产油1.7 t，重复压裂后初期平均单井日产油4.6 t，为初次压裂后产量的70.8%。

4.3 缝内暂堵转向重复压裂现场试验

以N255–P338井为例，初次压裂采用分段压裂投产，根据区块微地震监测结果及井筒方位角判断井筒方向与人工裂缝夹角仅10°左右，为纵向缝，裂缝控制面积小。初次压裂共完成6段压裂施工，压后初期产油5 t/d。重复压裂时针对人工裂缝与井筒夹角小，采用缝内暂堵转向与老缝加大规模相结合的方式，老缝加大规模压裂3段，缝内暂堵转向压裂3段，在防止缝间沟通的情况下尽可能增大裂缝泄油面积。暂堵剂进入裂缝后，施工压力上涨了3～6 MPa，暂堵效果明显。重复压裂后N255–P338井产油由压前的1.6 t/d提高至6.6 t/d。

共开展缝内暂堵转向重复压裂现场试验3口井。暂堵转向施工时，地面施工压力平均上涨3.3 MPa，暂堵转向效果明显。暂堵转向施工后产量获得突破，3口试验井初次压裂后初期平均单井日产油3.16 t，重复压裂前平均单井日产油1.63 t，暂堵转向重复压裂后初期平均单井日产油5.33 t，为初次压裂后产量的168%。

4.4 全井多级暂堵转向重复压裂现场试验

以Y70–P2井为例，初次压裂时由于固井质量差发生套窜，先后采用双封单卡及水力喷射工艺均未能成功分段压裂，后采用笼统限流压裂对全井段进行改造。初次压裂后日产油3.7 t，投产20个月后，日产油0.9 t。重复压裂时采用全井多级暂堵转向压裂工艺，重复压裂6段老缝，进行5级转向。在1.5 m3/min排量条件下暂堵剂到达炮眼时，压力上涨了1.3～16.5 MPa，且各段主压裂的压力特征不一致，表明通过暂堵转向实现了分段改造。

共开展全井多级暂堵转向重复压裂现场试验2口井，初次压裂后平均单井日产油8.3 t，重复压裂前平均单井日产油1.5 t，重复压裂后初期平均单井日产油4.5 t。通过全井多级暂堵转向重复压裂工艺实现了该类井的有效改造，使单井产量得到显著提升。

5 结论

（1）从多个方面分析了大庆低渗透水平井低产原因，将其划分成规模偏小、缝间距过大、纵向裂缝及固井质量差无法分段压裂四种类型潜力井。

（2）针对四种类型潜力井，采取老缝加大规模、补压新缝、缝内暂堵转向及全井多级暂堵转向四种重复压裂措施。

（3）研制了双封单卡分段压裂工艺和大规模单卡压裂工艺两种重复压裂工艺管柱，可满足四种重复压裂措施施工需求。

（4）开展了四种类型潜力井重复压裂现场试验共33口井，试验结果表明：重复压裂措施合理有效，重复压裂后取得了较好的增产效果。

[1] 苏良银，白晓虎，陆红军，等. 长庆超低渗透油藏低产水平井重复改造技术研究及应用[J]. 石油钻采工艺，2017，39（4）：521–527.

[2] 刘雄，王磊，王方，邓晓梅，等. 致密油藏水平井体积压裂产能影响因素分析[J]. 特种油气藏，2016，23（2）：85–88.

[3] DIAKHATE M，GAZAWI A，ROBERT B，et al. Refracturing on horizontal wells in the Eagle Ford Shale in South Texas-one operator’s perspective[R]. SPE173333，2015.

[4] KRENGER J T，FRASER J，GIBSON A J，et al. Refracturing design for underperforming unconventional horizontal reservoirs[R]. SPE177306，2015.

[5] 谢新秋，邹鸿江，武龙，等. 暂堵压裂在低渗透油田的研究与应用[J]. 钻采工艺，2017，40（3）：65–67.

[6] 时玉燕，刘晓燕，赵伟，等. 裂缝暂堵转向重复压裂技术[J]. 海洋石油，2009，29（2）：60–64.

[7] 谢朝阳，尚立涛，唐鹏飞，等. 大规模缝内转向压裂技术研究与试验[J]. 大庆石油地质与开发，2016，35（2）：66–69.

[8] 达引鹏，李志航，姚百胜，等. 安塞油田中高含水期油井重复压裂技术研究与应用[J]. 石油地质与工程，2008，22（2）：74–76.

编辑：张 凡

2018–01–28

顾明勇，工程师，1981年生，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，主要从事压裂增产改造技术研究工作。

国家科技重大专项项目“大型油气田及煤层气开发”（2017ZX05071）。

1673–8217（2018）04–0095–04

TE357

A