吉木萨尔页岩油水平井大段多簇压裂技术

2021-09-03盛志民赵忠祥宋道海王丽峰

石油钻探技术 2021年4期

王磊，盛志民，赵忠祥，宋道海，王丽峰，王刚

（1.中国石油集团西部钻探工程有限公司井下作业公司，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油油气藏改造重点实验室页岩油储层改造分研究室，新疆克拉玛依 834000；3.中国石油新疆油田分公司工程技术处，新疆克拉玛依 834000；4.中国石油新疆油田分公司吉庆油田作业区，新疆克拉玛依 834000）

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层渗透率在0.01～0.80 mD（平均为0.08 mD），孔隙结构细小，覆压孔隙度在1.20%～20.40%（平均为7.34%），具有低孔、特低渗特征[1-3]；喉道半径集中分布在0.3 μm 以下，原油黏度由凹陷中部向东部凹陷边缘逐渐升高，地层原油流动性差，需要通过大规模水力压裂形成人工裂缝实现页岩油储层的有效开采。2016—2019 年吉木萨尔页岩油水平井采用段内 2～3 簇、簇间距15.0 m 左右进行分段压裂，一定程度上提高了单井产量。但是，压裂形成人工裂缝的复杂程度仍然相对较低，单井压裂效率低、成本高、产出低的矛盾突出，需要进一步增加裂缝复杂程度，形成适合吉木萨尔页岩油地质工程特征的压裂技术，实现吉木萨尔页岩油的效益开发。

为进一步提高裂缝复杂程度、提高开采效益，国内外学者通过研究多簇射孔分段压裂技术来实现充分改造井筒附近区域储集层的目的[4]。北美页岩气区块将水平井段内射孔簇增至15 簇，最小簇间距不足5.0 m，将段内多簇压裂技术与暂堵转向技术和限流射孔技术配合实现了页岩气储层的效益开发[5]。陈钊等人[6]在昭通页岩气示范区YS112HX 平台进行了“单段 5 簇射孔+投球暂堵转向”新工艺先导性试验，赵志恒等人[7]在川南页岩气区块300～400 m井间距下开展了段内射孔6～8 簇的压裂现场试验，均取得了较好的效果。上述实践虽可为吉木萨尔页岩油压裂技术的探索提供借鉴，但是考虑到吉木萨尔页岩油原油黏度高、储层非均质性强，上述技术无法直接适用。

因此，在缝控储量理论指导下[8-9]，采取了如下措施：适当增加段长，采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布；应用缝口暂堵和封内暂堵，提高净压力以形成复杂裂缝；优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂，提高簇间动用率，促进裂缝均匀起裂和扩展，达到“少段多簇”的压裂目的[10-11]。综合上述措施，形成了适用于吉木萨尔页岩油的水平井大段多簇压裂技术。现场应用结果表明，大段多簇压裂及配套技术提高了储层改造程度和生产效果，可以为吉木萨尔页岩油经济有效开发提供有力支撑。

1 设计思路

页岩油储层压裂改造主要以形成主裂缝和分支裂缝相互交织的复杂缝网、获得最大储集层改造体积为目标。采用分段多簇射孔压裂技术可形成多条裂缝，各裂缝之间受应力干扰影响，裂缝扩展延伸难度增大，裂缝延伸净压力升高，使微裂缝剪切开启，容易产生分支裂缝或次级裂缝，整体形成复杂缝网，充分改造储层[6]。

大段多簇压裂技术在射孔簇间距适当减小的情况下，在单段内进行多簇射孔（5～12 簇），适当缩短簇间距，增加段内人工裂缝数量（见图1），利用簇间诱导应力实现裂缝转向。通过优化射孔簇数和压裂参数、采用暂堵转向等技术手段，使产生人工裂缝的复杂程度进一步提高，增大裂缝表面与基质储层的接触面积，实现储层的体积改造，从而最大程度地改造储层。大段多簇射孔压裂中，单段施工压开多条裂缝，与常规分段压裂相比，可大幅缩短作业周期，降低作业成本，提高作业时效。

2 大段多簇压裂技术

射孔簇均衡起裂是保证段内多簇压裂效果的重要因素之一。生产测井结果表明，压裂改造时，如射孔簇不能全部开启或充分扩展，将会影响增产效果。为了提高射孔效率，配套采用了限流射孔技术和暂堵转向技术，同时优化了射孔簇数及施工参数，以改善段内各簇压裂液进液的分布，促进段内多簇裂缝均衡起裂。

2.1 限流射孔压裂技术

限流射孔压裂技术[12-13]，是通过控制射孔密度减少射孔数量，在井口压力和设备条件允许范围内，通过增大注入排量，增大孔眼摩阻，利用孔眼摩阻来提高井底压力，使压裂液分流，提高段内各簇进液的均匀程度。在压裂过程中，压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时产生孔眼摩阻，该摩阻随排量增大而增大，并使井底压力快速升高。一旦井底压力超过各射孔簇的破裂压力，各簇同时被压开，通过调节射孔孔眼数量，可同时改造不同破裂压力层段。

降低射孔密度，使其由常规的16 孔/簇降至3～7 孔/簇，在保持段内孔眼数量基本不变的情况下，通过差异化设计每一段自段底向段顶的每一射孔簇的孔眼数量（见表1），使相同排量下每孔流量提高2 倍以上，同时使单簇裂缝突破能力提高，单段总孔眼摩阻增大，段内各簇应力干扰增加，段内各簇的压裂液进液分布改善，每簇裂缝改造更充分。

表1 段内各簇射孔孔眼数量差异化设计结果Table 1 Differentiated design results of the number of perforations in each cluster in the section

2.2 暂堵转向压裂技术

压裂改造过程中，储层非均质性等因素导致应力小、易破裂的射孔簇优先破裂，并且裂缝总是沿着应力小的方向扩展，复杂程度不高。针对水平井多簇压裂时产生的多簇裂缝延伸不均衡的问题[14]，依据压裂液向阻力最小方向流动的原则，在多簇压裂施工中途投入大颗粒高强度可溶暂堵材料，对近井筒裂缝及射孔孔眼进行桥堵，使压裂液转入应力相对较高的射孔簇，促使新裂缝产生（如图2（a）所示）；投入不同粒径组合的暂堵材料封堵缝口或者主缝，提高缝内净压力，使裂缝沿其他方向扩展（如图2（b）所示）。采用缝口暂堵和缝内暂堵相结合的方式，封堵射孔孔眼和暂堵流动阻力较小的通道，压开之前未开启的簇，同时提高裂缝内净压力，促使新裂缝产生，形成复杂裂缝，增大人工裂缝波及体积，使压裂层段得到充分改造[15-17]。

图2 水平井暂堵转向压裂工艺原理Fig.2 Technical principle of temporary plugging and diverting fracturing for horizontal wells

大段多簇暂堵转向压裂技术的关键，是优选合适的可溶性暂堵剂及用量，优化施工工艺，提高射孔簇的开启效率，尽可能压开全部射孔簇并形成复杂裂缝。可溶暂堵材料主要采用不同粒径粉末和颗粒暂堵剂的组合、与孔眼匹配的暂堵球、暂堵剂和暂堵球的组合等。

根据储层温度、压力等特征，优选90 ℃的短效暂堵剂，该暂堵剂承压40 MPa 以上，降解率达99%以上，在压裂施工过程中，通过分析施工曲线，并结合射孔簇的开启情况（根据井下实时监测资料判断），将粒径3.0 mm 水溶性颗粒暂堵剂和20～60 目粉末暂堵剂的质量比优化为1∶1。根据储层物性、岩石力学参数、裂缝发育程度等情况，考虑近井地带污染、地层吸液能力、管柱摩阻等因素预测段内各簇起裂顺序，确定暂堵材料投入时机。根据压力、排量判断压开簇数优化暂堵剂加量。加入暂堵剂后，结合泵压升高情况（泵压升高3 MPa 以上），根据井下微地震监测结果等判断暂堵效果，若暂堵失败则补投暂堵剂。

2.3 压裂参数优化

1）分段分簇。选取合理的簇间距、射孔数量、射孔位置和施工排量，是保证压裂效果的关键。大段多簇压裂技术与限流射孔、暂堵压裂技术配合，在单段内尽量选择岩性及力学性质相近的井段，优选裂缝发育点进行分簇射孔，促进多条裂缝同时开启，保证簇间均匀进液、均衡改造。储层渗透率越低，原油在地层条件下的黏度越高，其流动能力越差，需要采用更小的簇间距，提高单井的产量、采收率等[18]。吉木萨尔页岩油地下原油黏度高，地层原油流度要比北美页岩油低1～2 个数量级，故试验井尝试将簇间距缩小至8.0 m 以下。

2）施工限压。吉木萨尔页岩油水平井压裂采用主通径180 mm、承压105 MPa 的大闸阀以及多通道压裂注入头。根据套管强度及井口装置的抗压强度测算施工限压，考虑保留井筒和井口装置的安全压力区间，将总体施工限压设置为90 MPa。

3）施工排量。吉木萨尔页岩油储层非均质性强，纵向变化快，需强化裂缝纵向扩展能力，提高改造效果。施工排量对储层改造的影响较明显，采用限流射孔压裂技术，优化非均匀布孔方式，同时减少段内射孔孔眼数量，在设备和井口压力允许范围内，优化压裂参数，增大注入排量，提高多簇射孔的均匀起裂程度和进液的均匀程度。根据预测的施工压力、邻井前期施工经验及裂缝形态控制需求，优化设计施工排量。优化后，井底层段施工排量为14.0 m3/min，施工压力为76～81 MPa；后部层段施工排量为16.0 m3/min，施工压力为60～65 MPa，在施工过程中，根据压力变化按设计排量上限实施。

4）液体配比。吉木萨尔页岩油试验井采用免配直混变黏滑溜水连续加砂压裂工艺，分为高黏滑溜水启缝、低黏滑溜水低砂比连续携砂、高黏滑溜水高砂比连续携砂3 个阶段。模拟显示，随高黏液体比例增加，裂缝扩展规律变化较小，为了降低压裂成本、提高综合经济效益，初步确定低黏滑溜水占65%左右，逐步将低黏滑溜水占比提高至

100%。

5）压裂参数。综合考虑低黏滑溜水连续携砂安全性、压裂成本及效果，采用70/140 目+40/70 目石英砂组合，使天然裂缝及人工裂缝均可得到有效支撑。加砂强度2.0 m3/m，在“控液增砂”思想指引下，将总液砂比降至10 m3/m3左右。

3 现场应用

吉木萨尔页岩油水平井分段多簇体积压裂改造主要经历了3 个阶段：1）2017—2019 年，3 簇/段，16 孔/簇，簇间距平均为15.0 m，采用大排量增大压裂改造波及体积；2）2019 年开始进行大段多簇试验，4～6 簇/段，8 孔/簇，簇间距为10～15 m，试用限流法压裂提高射孔簇开启效率；3）2020 年起以大段多簇压裂为主，5～12 簇/段，3～8 孔/簇，簇间距为8～12 m，或者更小（＜ 8 m），通过限流射孔和暂堵转向组合进行多簇改造，确保多簇有效开启。

2020 年，大段多簇压裂技术在吉木萨尔25 口页岩油水平井进行了应用，按照“一类油层重点改造、二三类油层选择性改造”的原则进行布缝，水平井分段段长为60～90 m，段内分5～12 簇射孔，簇间距为6.5 m～15.0 m。采用限流射孔技术射孔，适当优化减少单簇射孔数量，并投入暂堵剂或暂堵球进行暂堵转向，采用大段多簇暂堵压裂的同时，优化压裂参数，提高加砂强度和用液强度，平均加砂强度为2.0 m3/m，最高加砂强度达4.0 m3/m，平均用液强度30.4 m3/m，最高用液强度达48.7 m3/m。随着聚合物型免混配变黏滑溜水连续加砂工艺的全面推广，滑溜水占比由65%提高至100%，采用低黏滑溜水携砂尽可能地沟通天然裂缝。压裂排量由12～14 m3/min 提高至14～16 m3/min，大规模大排量进行压裂施工，促使裂缝均匀开启和延伸。

体积压裂改造后产量持续突破，25 口井的平均产量较2019 年提高20%以上，以生产效果相对稳定的下甜点压裂后生产情况看，压裂后投产180 d内平均日产油量约34.9 t，与下甜点前期常规分段多簇压裂井（日平均产油量26.7 t）相比，提高30.7%，增产效果显著。

为评价段内多簇压裂技术的改造效果，测试了“限流射孔+暂堵转向压裂”的D 井第5～15 段的产液剖面，结果显示段内各簇供液明显，80%的簇对产量有明显贡献（见图3），压裂后175 d 平均日产油量达到50.2 t，生产效果较好，其中4 口井的统计结果见表2。大段多簇压裂与常规单段2～3 簇压裂相比，不仅能够提高裂缝复杂程度和簇间储层动用率，压裂段数还可以减少一半以上，提高压裂效率、降低压裂成本。现场应用效果表明，大段多簇压裂可以有效提高射孔簇开启效率，说明大段多簇压裂技术可适用于页岩油储层水平井体积改造。

表2 吉木萨尔4 口页岩油水平井压后效果统计Table 2 Statistics of post-fracturing performance of 4 horizontal wells in the Jimsar shale oil reservoir

图3 D 井产液剖面测试段内供液簇数统计Fig.3 Statistics of the number of fluid supply clusters in the test sections of the fluid production profile of Well D

以页岩油区块X 平台为例，该平台部署层位为上甜点P2l22-2，采用大段多簇压裂技术，合理优化段、簇设计及压裂施工参数，以提高施工效率、降低作业成本。其中A 井、B 井采用“大排量+限流射孔”工艺提高簇开启和改造效率，C 井采用“大排量+限流射孔+暂堵转向”工艺，确保多簇裂缝均衡开启，具体设计结果见表3。

表3 X 平台试验井压裂工艺及参数对比Table 3 Comparison among fracturing technologies and parameters of test wells on Platform X

该平台微地震监测结果显示，相对于没有采用段内暂堵转向工艺的A 井和B 井，C 井采用11 m 簇间距、6 簇/段、3 孔/簇工艺参数，第2 级～第26 级（共25 段）压裂中期进行了一次暂堵作业。对比暂堵前后的人工裂缝，发现暂堵后人工裂缝的长、宽、高均有较为明显的增大，缝长平均增长20.96%，缝宽平均增大28.70%，缝高平均增大18.68%。SRV 增幅0～151.07%，平均增幅48.77%，SRV 增幅超过20.00%的共有19 段，占监测段数的76%。微地震事件更为密集、均匀，说明暂堵转向技术和限流射孔技术可有效提高射孔簇开启率，促进裂缝均匀扩展，使储层改造更为充分。

该平台3 口井压裂后67 d 平均日产油量35.4 t，采用“大段多簇+限流射孔+暂堵转向”工艺组合的井效果最佳，平均日产油量达到50.2 t，生产效果较好，验证了大段多簇压裂及配套技术在页岩油储层的适用性（见图4）。