苏里格气田水平井段内精细分簇压裂技术研究与应用

武月荣，高 岗，谷向东

1中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3中国石油长庆油田分公司第一采气厂

0 引言

经过了近30年的发展，暂堵转向压裂技术已成为油田增产措施的一项重要手段，结合储层特点及改造需求形成了缝口转向、缝内转向、层间转向、多缝压裂、复合缝网压裂等系列技术[1-4]，取得了较好的改造效果。但作为一项动用侧向剩余油区的“短、平、快”的技术手段，目前大范围应用在油田老井，普遍压后增产能够达到0.8～1.2 t/d，是老油田稳产的重要措施。

暂堵转向压裂在油田的成功应用也进一步带动了技术的升级，目前在国内外页岩气、水平井老井重复压裂的应用也较为普遍，能够有效解决例如页岩气长水平段套管变形导致无法进行机械方式分段压裂以及水平井老井井下无工具分段压裂等问题[5-7]，也取得了较为显著的效果。但由于气井的储层条件限制，该技术目前在气井直井、定向井及水平井上应用较少，如何将该技术与目前气井增产措施手段有机结合，利用该技术优势，实现提高单井产量目标是目前亟需解决的问题。

1 地质特征

1.1 长庆苏里格气田储层物性特征

对苏里格气田盒8和山1两个主力层位的764块岩心样品分析得出：盒8砂岩孔隙度主要分布于5%～12%之间，平均8.95%；渗透率主要分布在0.06～2.00 mD之间，平均0.73 mD。山1砂岩孔隙度一般在5%～11%之间，平均8.5%；渗透率一般在0.06～1.0 mD之间，平均0.59 mD，均为低孔低渗储层。

1.2 构造应力场特征

苏里格气田储层杨氏模量为(1.84～3.42)×104，泊松比为0.20～0.35，井间参数数值变化大，储层非均质性强。通过古地磁、差应变分析等方法研究表明，苏里格地区压裂裂缝延伸方位为NE72.5°～81.3°，与砂体走向近似垂直(见表1)。

表1 室内岩心地应力测试结果表

2 存在的问题

水平井固井完井桥塞分段压裂技术可实现段间的有效分隔，满足现场大排量施工的技术特点，现已在长庆气田大面积推广。目前，水平井固井完井桥塞分段压裂技术在苏里格气田水平井分段压裂中普遍在10段以内，每段分为2～3簇，每段笼统泵注。但由于储层条件的差异(岩心、物性)、应力阴影及射孔孔眼的分布等影响，往往造成部分射孔簇改造程度低或未得到改造，单段改造未实现多缝的目的，压后改造效果难以达到预期目标。

3 水平井转向压裂可行性分析

3.1 缝内转向的可行性条件

3.1.1 岩石力学的可行性分析

要实现裂缝产生分支缝需具备裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和[8-10]。针对形成网络裂缝系统所需的净压力要求，利用压裂模拟软件模拟计算了井深3 200 m不同排量、不同压裂液类型下的缝内净压力数值。

结果表明：随着注入排量、液体黏度的增加，裂缝内净压力逐渐增加，当滑溜水在注入排量大于14 m3/min时，才可保证缝内净压力达到12 MPa以上,见表2。

表2 不同注入排量下缝内净压力模拟计算结果

苏里格气田目的层砂泥岩层间应力差普遍在8～10 MPa，过高的缝内净压力很可能首先突破的是隔层而非形成新的裂缝。因此，从储层应力条件来看，通过转向压裂的方式形成新裂缝、扩大气流体积是难以实现的。

3.1.2 工艺配套的可行性分析

暂堵压裂过程中通常采用的施工方式是低排量加入暂堵剂，使得暂堵剂在人工裂缝中更容易遇阻而形成堵塞带，而目前水平井水力泵送桥塞分段压裂较大的施工排量难以满足暂堵剂在人工裂缝中形成屏障带的目的；而较低的施工排量又难以实现10～12 MPa以上裂缝转向所需的净压力，因此，从工艺的配套性来考虑，缝内转向难以实现。

3.2 簇间转向的可行性条件

3.2.1 实现簇间暂堵的力学条件

实现簇间暂堵的条件是通过暂堵剂的加入，对已压裂簇射孔孔眼及近井地带进行暂时性封堵，能够使井筒实现暂时的完整，当井筒内压力超过未开启簇的破裂压力时，则可改变液体的流通通道，新缝开启，见图1。

图1 水平井段内簇间暂堵压裂技术示意图

3.2.2 岩石力学的可行性分析

以苏里格气田某直井为例，通过其测井参数计算储层某一段地应力及破裂压力，簇间最小主应力极差1.07 MP，普遍在1～2 MPa左右(见表3)，且考虑苏里格气田储层微裂缝不发育，储层抗张强度4～6 MPa。

表3 苏里格气田某井应力剖面计算结果

若改造初始阶段仅开启一簇裂缝，则通过暂堵转向开启新簇所需的压力升幅为5～8 MPa左右，远小于缝内转向压裂所需的10～12 MPa压力升幅。若改造初期阶段多簇起裂，则改变液流方向至改造程度较低的簇仅需1～2 MPa。因此，无论从哪种方式的新缝开启难以程度来看，簇间暂堵的可行性远大于缝内暂堵。

3.2.3 工艺配套的可行性分析

配合水力泵送桥塞分段压裂工艺，假设每段内为2簇，第一级压裂液会进入更容易破裂的某簇，待已压开簇完成加砂压裂施工后，等待裂缝闭合,裂缝闭合后小排量注入暂堵剂。当暂堵剂在已压开簇近井地带及射孔孔眼处逐渐堆积形成桥堵后压力升高，待压力升高达到未改造簇的破裂压力后，则新缝开启。从工艺配套方面来看，簇间暂堵泵送暂堵剂无需采用大排量施工，具有较好的施工可行性。

3.2.4 增产的可行性分析

水平井簇间暂堵可实现段内无工具对各簇的精细改造，较单纯的桥塞分段压裂减少了分段工具的入井数量，降低了施工风险和成本投入，且工艺实现的难易程度远小于缝内转向压裂。段内各簇的精细改造可有效增加水平段裂缝条数，加大段内裂缝的改造规模和动用程度，进一步提高水平井一次动用，增加油气井初期产量，有利于长期稳产，实现区域体积改造，大幅度提高气井产量。

4 水平井段内无工具精细分簇压裂技术研究

4.1 暂堵剂的性能指标

针对水平井段内精细分簇压裂工艺技术需求，结合研究区储层的岩石物理特征及现场压裂技术条件，室内研发了在压裂施工过程中持续封堵，压后快速降解的暂堵转向产品。

暂堵剂颗粒接近透明状白色，颗粒的硬度较高，在95 ℃之下时不软化，颗粒形状和大小可控。根据工艺要求生产了0.8 mm以下、0.8～1.5 mm、1.5～2.0 mm及2.0～3.0 mm等4种不同粒径的暂堵剂。

4.1.1 暂堵剂降解性测试

对暂堵材料在不同温度下的降解性进行了测试,见图2。实验结果显示暂堵剂在胍胶基液和纤维携带下几乎可以完全降解，暂堵剂初期降解率低，10 h内降解率<10%，一定时间后完全溶解(96 h后降解率>99%),满足现场暂堵转向压裂的技术需求。

图2 混合样+纤维在不同温度下的降解率

4.1.2 岩心伤害性能测试

室内将5%暂堵剂在100 ℃下完全溶解于水，待冷却后，配制压裂液，破胶后，取其滤液进行压裂伤害测试。

从表4实验结果可知，加入可降解暂堵剂溶解后的压裂液对岩心伤害率为23.01%，与常规压裂伤害率24.42%相当，没有额外增加压裂液对岩心伤害。

表4 暂堵剂溶解后对岩心伤害测试结果

4.2 暂堵剂加入方式优选

考虑到目前暂堵剂加入方式存在的问题，为提高暂堵施工过程的标准化程度，提升改造效果，结合国外公司现场施工经验，采用专用批混设备及泵车进行暂堵剂的加入，该装置共有2个4.5 m3容积的搅拌罐，可实现不同类型暂堵剂的单独加入，最大排出排量为3.0 m3/min。现场对暂堵剂按照压裂工程设计在搅拌罐中提前预置，通过批混设备直接排出至混砂车，为防止暂堵剂颗粒对混砂车吸入泵段的上液效率影响，批混设备的排出管线直接放置在混砂车搅拌罐处,再经混砂车排出至暂堵剂专用泵车进入高压管线(图3)。

图3 现场施工流程示意图

4.3 暂堵剂加入施工参数

4.3.1 暂堵剂泵注排量

参考国外水平井暂堵技术施工参数，结合长庆气田储层实际情况，考虑到研究区目的层储层渗透率低、非均质性较强、微裂缝不发育、多簇改造过程中簇开启程度低、压裂液滤失相对较小、裂缝宽度较大，提出第一级施工结束后停泵15 min，待裂缝闭合或裂缝宽度较窄时开始泵注暂堵剂，泵注排量控制在1.5～1.2 m3/min，待暂堵剂到达水平段后降低顶替排量至1.2 m3/min，观察压力变化，当压力升幅达到簇间应力差值2.0 MPa左右时，增大施工排量，提高暂堵剂在孔眼及缝口处的压实，并开始正常施工第二级。

4.3.2 暂堵剂加入量及加入浓度

国外在水平井段内暂堵压裂施工过程中，根据井况、射孔数量以及工艺目标的差异，暂堵剂用量多在100～200 kg/次，暂堵剂加入浓度约为60～120 kg/m3左右。此次改造旨在对改造程度较大的射孔簇其孔眼及近井地带进行临时性封堵，且封堵过程泵注排量较小，因此裂缝宽度较窄，封堵的有效性与裂缝宽度和孔眼数关系较大。由于暂堵剂泵注前采用停泵降低裂缝宽度的处理方式提高封堵有效性，那么孔眼数量是另外一个关键参数。参考长庆油田致密油水平井暂堵压裂，单段平均射开6簇，每簇长0.4～0.6 m，孔密16孔/m，总孔数38～58孔，暂堵剂用量20～25 kg即可。对比长庆气田普遍单段为3簇，每簇2 m，孔密16孔/m，总孔数96孔。考虑到极限情况，致密油水平井段内改造第一阶段施工仅仅只开启1簇裂缝，需要封堵的射孔孔眼数量6～10个，对比气井1簇裂缝需要封堵32孔，对应的暂堵剂用量为50～133 kg。因此，此次设计气井单段暂堵剂用量100～140 kg，具体各段用量的差异化取决于簇间最大与最小应力差值。

暂堵剂加入浓度通常在60～120 kg/m3，本方案确定暂堵剂加入浓度取较高值，在100～140 kg/m3之间，与加入量相同，浓度的大小考虑各簇之间应力差，应力差越大用量越大，加入浓度越大。

4.3.3 保持井筒暂堵剂有效浓度的技术手段

为提高暂堵剂在井筒中的浓度保持程度，提出纤维复制暂堵颗粒进行近井地带及孔眼处的封堵。通过加入可降解颗粒，克服了暂堵剂在泵注过程中的沉降，减少暂堵颗粒在携带液中的分散，能够保持暂堵颗粒的高浓度。

5 现场应用效果

水平井段内无工具精细分簇压裂技术在现场试验2口水平井，分别获得无阻流量150.0×104m3/d、162.0×104m3/d高产工业气流，是直井、定向井的9倍以上，是水平井平均无阻流量的2倍以上，增产效果显著。

试验的2口水平井在暂堵剂加入后到达预定位置，地面施工压力有明显上升，平均压力升幅分别为4.4 MPa和2.2 MPa。以JXH2井第2段为例，第一级施工后期与第二级加入暂堵剂后的前期施工压力差11.1 MPa，停泵压力差6.5 MPa,见图4，转向特征明显，效果显著。试验井统计结果见表5。

图4 JXH2井第2段段内无工具精细分簇压裂

表5 JXH2井暂堵剂加入后地面压力升幅统计表

6 结论

(1)结合苏里格气田储层特点、地应力特征，分析得出簇间暂堵技术在工艺实现和增产方面可行性较高。

(2)基于苏里格气田储层条件的差异(岩心、物性)以及应力阴影的影响，无法实现单段有效改造，需要增加段内簇数，逐簇改造，以确保储层段的有效动用。

(3)水平井簇间暂堵段内无工具精细改造，结合桥塞分段压裂可减少分段工具的入井数量，降低了施工风险和成本投入。

(4)形成了水平井段内无工具精细分簇压裂技术，确定了施工参数及施工模式，实现了段内储层段的有效改造，效果明显。

(5)现场试验2口井，转向特征明显，平均无阻流量156×104m3/d ，是该区域直井、定向井的9倍以上，增产效果显著。