低渗透水平井暂堵转向重复压裂技术研究

张文康，阎亚杰，曹伟(川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司S00535队，陕西 西安 710000)

0 引言

长庆油田具有低渗、低压、低丰度特点，随着近些年的规模化生产，直井开发效益出现了逐年递减的趋势。水平井对于改善长庆油田储层条件和提高开发效益来说具有关键作用，但储物层的物理性质不太乐观，三叠系油藏水平井需要经过压裂才能达到产能要求。为提高低渗透油气田单井的产量，针对安塞和靖安等9口水平井进行试验，应用填砂+液体胶塞分段压裂技术，但施工效率难以提高且会对储层造成一定影响，只有塞平1及靖平1井等个别油井取得了显著效果。为改善这一问题，可以利用更完善的重复压裂技术来提高综合产量。重复压裂技术在北美很多油田中取得了良好的增产效果，但由于长庆油田和北美非常规油气田在完井工艺和地域因素方面存在很多不同，所以压裂方案也需要根据长庆油田的具体条件进行改进，经过暂堵剂和暂堵参数等方面的优化，暂堵转向重复压裂技术在长庆油田低渗透水平井中也取得了良好的应用效果。

1 压裂方案的改进

1.1 暂堵剂的选择

由于试验井的施工压力较大，为避免暂堵剂使用不合理而造成环境污染等问题，要求暂堵剂具备自降解特性，经过现场调查了解到，暂堵剂还要具备耐高压的特性，承压能力不低于70 MPa，在90 ℃的环境下24 d以内就要实现完全降解，从而达到环境保护的要求。还要具备缝口桥接暂堵的作用，根据裂缝的具体大小，选择0.38～2.5 mm之间多种粒径结合的抗高压自降解暂堵剂。试验井现场施工压力高，为防止暂堵剂污染环境，暂堵剂需具备自降解功能，经调查耐高压自降解暂堵剂，承受压力高于70 MPa，90 ℃下23 d后完全降解，满足环保要求，具备缝口桥接暂堵功能，按裂缝大小情况，优选了 0.38～2.50 mm 不同粒径组合的耐高压自降解暂堵剂。

1.2 暂堵剂用量的优化

暂堵剂的使用量需要结合地质层特性而定，按照试验地区的地层情况，选择公式(1)来计算每层压裂中暂堵剂的使用量，最终得出150 kg的结论。

式中：M堵为暂堵剂的使用量(kg)；K地为暂堵单个射孔时所需要的的暂堵剂用量(kg/孔)。

1.3 暂堵次数的优化

试验井射孔共288个，按照附近临井和试验地区的开孔率40～50%标准，改造射孔数量预定为120～140孔，单次转向暂孔数量为25～30孔，根据公式(2)的计算能够了解到，暂堵转向的次数为5次即可。

式中：N为暂堵次数；Nh为射孔数量；K为开孔率；Nt为单次转向暂堵孔的数量(孔/次)。

1.4 压裂液的优化

1.4.1 压裂液破胶性能的优化

首先在前置液中加入了破胶剂成分，前置液活性水中加入了浓度较高的破胶剂APS。排液期间，下渗到裂缝两边孔隙中的破胶剂和裂缝深部位置的破胶剂会与排出液一同进入裂缝，针对裂缝两侧的滤饼和破胶不完全的压裂液进行二次破胶；其次引进破胶剂的楔形工艺，在大砂量压裂井中，受入地液体和地层温度等因素的影响，在现场选择携砂液加入破胶剂的方式弥补其中的缺失，当加砂量达到一定后，地面混砂槽中可以加入固体的过硫酸铵，浓度根据现场情况而定，可以保证裂缝口位置的破胶剂浓度达到最高，从而避免补缝口位置压裂液在温度较低的状态下出现破胶不完全等问题。

1.4.2 低温破胶剂体系的研究

长庆油田陇东区的延安组与直罗组地层情况来看，温度一般在30～50 ℃之间，寻常的压裂液的破胶效果不太理想，可能会对压裂质量带来影响。对此可以研究低温压裂液体系，在原胶中加入一定量的还原剂，将亚硫酸钠作为催化剂，让破胶剂即便在温度不高的条件下依然能释放游离氧，顺利实现破胶水化的目标，而且还能控制胍胶的浓度，改善破胶剂的浓度等。

1.5 参数的优化

按照公式(3)来计算压裂液的施工排量，试验井选择3.5寸的油管，结合周围临井和长庆地区油田的施工经验，保证各个射孔的炮眼开启在0.3～0.5 m³/min之间，又经过计算可以了解到滑溜水施工的排量在5～8 m³/min之间，胶液施工排量在5 m³/min左右。

式中：V为压裂液的施工排量(m³/min)；K液为液体系数；V孔为维持射孔炮眼开启所需要的的流速(m³/min)；S管为油管的横截面积(m2)；S孔为射开炮眼的横截面积(m2)。试验井位置YI6层的砂体是水下分流河道沉积，平面砂体分布为从西南到东北的带状分布，砂体的宽度在300～1 000 m，试验井所在的河道砂体宽度为300 m上下，为保证提压之后的产量提升效果，需要尽可能保证泄油面积，根据砂体规模来把控缝长。根据公式(4)能够计算出支撑剂的使用量。

式中:V砂为支撑剂的用量；L缝为裂缝的半长；S缝为裂缝横截面积；K砂为支撑剂系数。

2 水平井暂堵转向重复压裂技术配套

2.1 暂堵剂挤注测试

缝中的暂堵剂转向施工前，通过低排量1～2 m³/min泵入少量的暂堵剂，观察暂堵剂在达到裂缝位置后的压力变化情况，结合压力变化进行暂堵剂使用剂量的控制。在暂堵剂到达裂缝位置却没有转向压力显示的情况下，可以适当提升泵入排量，并且检查裂缝是否张开，若不能确定转向响应则可以重新泵入暂堵剂，如果依然没有压力显示则可以适当提高暂堵剂的泵入量。如果出现较为强烈的压力反应，顶替暂堵剂，结合现场情况适当减少暂堵剂的使用剂量。在挤注测试过程中需要秉承着少量多次的方法，通过多次的剂量加入判断地层对于暂堵剂的敏感性。

2.2 升降排量测试

对于全井多级暂堵转向重复压裂来说，主压裂试工在开始之前需要做好升降排量的测试工作，结合施工过程的压力情况和沿程摩阻来计算各种施工排量状态下的有效吸液孔数量，并按照有效吸液孔的数量对暂堵剂的用量进行控制。孔缝摩阻的计算公式为以下：

式中：ΔPp为射孔炮眼的摩阻(MPa)；Pc为各排量情况下的测试泵压(MPa)；Pt与P1分别为停泵压力和沿程摩阻(MPa)。

2.3 配套管柱

对于缝内暂堵转向及全井多级暂堵转向来说，需要配套双封单卡压裂工艺管柱与大规模单卡压裂工艺管柱。缝内暂堵转向压裂需要配套双封单卡压裂工艺管柱，这种管柱的应用需要保证水平井段固井质量满足要求，从而避免窜槽问题的出现。双封单卡压裂工艺管柱的构成一般包括扩张式封隔器与水力锚和导压喷砂器等。压裂试工期间需要经由2个封隔器实现封隔，通过导压喷砂器形成的节流压差让封隔器坐封，确保目标层段可以正常压裂，缝内暂堵剂则可以利用油管进入主缝，当压裂施工完成后需要返洗，以规避井筒沉砂问题，之后上提以及完成下一段的封隔[1]。全井多级暂堵转向压裂技术需要配套大规模单卡压裂工艺管柱，如果水平井全井固井质量优秀，井身结构较为完善，则可以选择套管压裂的方式。水平井的井筒固井质量不足或具有露点，井身结构不够完善的情况下不可以利用套管压裂，可以选择大规模单卡压裂工艺管柱，这种管柱一般由压缩式封隔器、水力锚、喷嘴等结构构成。压裂液可以经过直井段油管进入预定位置，之后进入低应力位置裂缝，在加砂与替挤完成后可以进行下一环节的压裂施工，并根据既定的流程完成各段施工[2]。长庆油田该区块长6油藏物性差，随着生产时间的延长，裂缝导流能力的下降，生产曲线呈现逐渐递减特征，按照目前体积压裂改造思路来看，当年混合水压裂的规模和参数，未充分动用井控储量。通过“高排量、大液量、大砂量”体积复压，实现复杂裂缝缝网，扩大油藏改造体积，提高单井产量，主体工艺采用双封单卡重复压裂工艺。在体积复压工艺的基础上，通过应用压裂驱油剂，扩大压裂液与储层的渗吸作用，实现压裂驱油一体化，为了降本增效，全程采用低成本EM30S压裂液体系，采用小粒径(40/70目)的支撑剂(占比25%～30%)，利用小粒径支撑剂封堵并充填微裂缝，降低液体滤失，提高并保持缝内净压力，促使形成复杂缝。通过加入暂堵剂，增加多簇起裂有效性及裂缝复杂程度[3]。

3 结语

通过水平井暂堵转向重复压裂技术能够实现低渗透水平井的改造，利用小型压裂测试技术对参数设计进行指导，能够提高参数设计的精细性和可行性，试验井中的表现较为良好。在现场试验应用中，结果皆表明重复压裂措施科学可行，能取得理想的增产效果[4]。