吉木萨尔页岩油老井重复压裂技术研究与应用

谢俊辉 王成平 尹辉 唐晓川 韩慧玲 龙沙沙 李新民

1.中国石油新疆油田分公司准东采油厂 2.中国石油川庆钻探工程有限公司

吉木萨尔二叠系卢草沟组页岩油位于准噶尔盆地东部隆起吉木萨尔凹陷，平均储层厚度为41.5 m，平均孔隙度为11.62%，平均渗透率为0.01 ×10-3μm2，属典型的页岩油储层，储层潜在敏感性不强。水平井水平段长一般为1 200～1 800 m，平均储层温度86 ℃，平均黏度(地面50 ℃)49.47 mPa·s。

在开发井投产初期(2012年-2014年)，压裂以造复杂缝网为主，采取大规模裸眼封隔器分段压裂等措施。裸眼封隔器完井主要缺陷是封隔器带自动锁死装置，压裂施工以后无法提出，且井下有滑套、球座等工具，导致后续的分段压裂工具无法下入，难以进行重复压裂。

重复暂堵转向压裂技术在我国各大油田均有应用。近3年来，大庆油田致密油重复压裂主要有5种方式。暂堵转向压裂是效果最好的老缝压裂方式[1]；江汉油田采用粗颗粒+中颗粒+细颗粒相结合的方式，保证暂堵剂的架桥和颗粒的填充[2]；涪陵页岩气区块采用封堵球封堵炮眼的重复压裂思路[3]；玉门油田酒东油田还在暂堵剂中加入了纤维[4]。

虽然暂堵转向技术应用较多，但大多针对套管射孔完井施工，而对裸眼封隔器完井压裂后再措施的技术或实践少有报道。本研究针对先期裸眼滑套完井的水平井在施工前先钻磨球座，再暂堵转向。其中，压裂的核心主要是暂堵剂，与各大油田套管完井转向不同的是，裸眼封隔器转向暂堵剂需要较高的封堵强度、针对水平井的长时间低溶解率，以及针对裸眼封隔器水平井合理计算颗粒粒径、合理的暂堵剂加入设备等关键参数[5]。

1 暂堵剂评价实验

裸眼完井水平井具有裸眼封隔器无法取出，而水平段又无法有效机械分段、暂堵剂无法在射孔孔眼上(或喷砂孔)封堵等特点，因此，必须要进行暂堵转向压裂。对裸眼封隔器完井实现重复压裂，须考虑暂堵剂的封堵强度、针对水平井的长时间低溶解率等。3种暂堵剂的基本性能见表1。

表1 3种暂堵剂的外观及基本性能暂堵剂名称外观密度/(g·m-3)软化点温度/℃熔化点温度/℃暂堵剂A大米粒状白色晶体0.79220250暂堵剂B圆柱状白色半透明晶体0.81190200暂堵剂C深色不透明固体0.81190250

1.1 不同暂堵剂的溶解性

烘箱恒温至储层温度86 ℃，分别称取A、B、C 3种暂堵剂试样各 5 g，将试样置入不同丝口溶解瓶中，再分别加入 95 g现场压裂施工的不同介质(0.6%(w)纳米溶液、0.4%(w)低聚物压裂液、0.4%(w)胍胶液)中浸泡12天，每天记录暂堵剂溶解率变化情况。

从图1～图3可知，暂堵剂A在6天内溶解率最低，其他两种暂堵剂溶解时间较快，不能满足水平井施工周期(5天左右)的需求。因此，优选暂堵剂A作为暂堵材料。

1.2 暂堵剂的封堵性能

取适量暂堵剂A加入少量清水，置入烘箱热溶胀后填充至钢圈内(1 cm厚)并压实，通过岩心流动试验仪测定突破压力来确定试样的封堵强度(仪器提前升温至储层温度86 ℃左右)。准备完成后，先打围压至(7.0±0.2) MPa，然后开始正向注液。

从图4可看出，当压力在60 MPa以下时，随着压力的不断增加，暂堵剂强度始终保持稳定。说明其具备承受60 MPa以下压力的能力，具有较高强度。

2 暂堵剂用量计算

裸眼封隔器完井缝口暂堵剂的用量和常规套管完井的主要区别在于：套管完井暂堵剂用量主要取决于射孔炮眼，而裸眼封隔器的完井主要取决于储层的裂缝形态。如果采用传统的封堵思路，势必只能封堵住井筒，而管外会发生窜漏，无法实现封堵目的。

根据裸眼水平井压裂裂缝模型，结合室内超大型物模实验结果[6]，一般情况，暂堵剂用量用式(1)计算。

G=(2·h·w·Δd) ·ρ视·(1+k)·(1.3～1.5)/10

(1)

式中：G为暂堵剂质量，kg；h为动态裂缝高度，m；w为动态裂缝宽度，cm；Δd为滤饼厚度，Δd=2.3 cm；ρ视为暂堵剂视密度，ρ视=1.7 g/cm3；k为嵌入裂缝比例，k=60%。

可见，与传统封堵炮眼的暂堵剂用量计算方法不同，裸眼水平井暂堵剂用量主要取决于裂缝高度和宽度，并以此来计算需要封堵的裂缝所需要的暂堵剂质量。通过不同缝宽、缝高公式计算，结合现场经验统计，得出缝口暂堵剂的用量强度约为15～30 kg/m(m为对应缝高)，如表2所列。

考虑暂堵剂的溶解率，施工时间超出5天后，暂堵剂用量增加50 kg/段。实际现场施工应监测不同级数压力变化，如果发现暂堵剂转向效果不明显，需要在后面的级数及时追加用量。

3 重复压裂现场施工工艺

3.1 暂堵剂加入设备的研制及结构

针对暂堵剂硬度大、易沉淀、易卡泵、遇水膨胀黏结快等物理特性，设计出压裂暂堵剂快速加料装置。该装置由主机、搅拌罐、送料仓、液压柱塞泵送系统等组成，暂堵剂加入装置的结构见图5。

3.2 现场暂堵剂加注方法

压裂胍胶液和交联剂按设计比例加入搅拌罐，在减速机和搅拌器的作用下形成高黏冻胶，随后缓慢加入设计含量的暂堵剂进入搅拌罐，通过重力作用自动流入加料仓，在液压柱塞泵与S管分配阀配合下，暂堵剂被吸入1#柱塞泵，同时推动2#柱塞泵中的暂堵剂进入S管分配阀，S管分配阀在液压摆动连杆作用下在1#、2#柱塞泵之间来回切换，实现吸入与推送同步进行，最终配合完成将暂堵剂推送至高压管汇后倒换流程，在压裂车泵送下，将暂堵剂泵送入井筒，从而达到快速加入暂堵剂的目的(见图6)。

该工艺的主要优点是：暂堵剂的一次加入量远远高于传统的混砂车+低压尼龙软管、混砂车连续加入或油管预填充加入的量，节约了成本、降低了施工时间、提高了效率。同时，由于一次加入量大，暂堵剂能大量快速地进入暂堵位置，有利于提高暂堵转向工艺的成功率。

4 现场应用效果

选取裸眼滑套完井的吉XXX_H井进行重复压裂，该井水平段长1 022.8 m，裸眼完井高密度暂堵压裂共压裂25级次。现场实施情况如下。

暂堵剂加入装置连接现场的压裂高压管汇，通过压裂胍胶液和交联剂混合后的冻胶将暂堵剂加入搅拌罐，柱塞泵将暂堵剂推入高压管汇，从而进入井筒。采用第一级施工-转向-第二级施工-转向……循环方式，直至完成25级压裂，完成全井段1 022.8 m水平段的施工。

从图7的油压线(液添3为滑溜水对应的添加剂排量，液添4为冻胶压裂液对应的添加剂排量)可以看出，第一级施工中，在施工排量14.0 m3/min下，破裂压力在52 MPa，工作压力在48 MPa左右且一直比较平稳；泵入暂堵剂后，进入第二级的施工，在排量不变的情况下，第二级的破裂压力达到了59 MPa，且工作压力比较平稳(51～52 MPa)。泵入暂堵剂后，升压明显，反映暂堵剂成功地实现了转向，压裂压开了新的井段。虽然裸眼完井封隔器井无法再次实施机械封隔，但通过泵入合适的暂堵剂，达到了分层改造的目的。

吉XXX_H井压后焖井108天，于2019年3月1日开井。压裂初期自喷生产日排液量79.5 t、日产油量47.5 t、含水39.8%，效果较好。

5 结论与认识

(1) 吉木萨尔页岩油裸眼封隔器完井水平井重复压裂困难，传统观念认为此类井无法进行重复压裂。要分段压裂，需配合使用针对裸眼封隔器完井的适应性暂堵剂。暂堵剂A在溶解率、溶解时间、封堵强度等方面都具有较好的性能，能满足现场施工需求。

(2) 裸眼封隔器暂堵剂理论计算公式采用裂缝计算法，与传统套管完井压裂需通过射孔孔眼计算的有所区别。其用量根据现场施工压力进行调整，如果压力无变化，说明理论设计暂堵剂偏少，需要进行实时调整。

(3) 研制的暂堵剂加入装置操作方便、施工时间短、劳动强度低，有利于暂堵剂泵入，且提高了暂堵转向压裂效果。