玛北油田三叠系低渗砂砾岩储层压裂改造工艺技术

洪 扬，吴 涛

（1.中国石油集团渤海钻探工程公司第三钻井公司，天津 300280；2.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

近年来，针对三叠系砂砾岩的油气勘探持续推 进，相继发现了以玛北油田为代表的地层—岩性油气藏。后期的评价开发阶段，位于玛湖凹陷北斜坡区（简称玛北）的玛北油田三叠系砂砾岩低孔低渗储层的改造效果不理想。国内学者及科研人员对低孔低渗砂砾岩力学特征及对压裂改造的影响因素展开了研究［1-3］，对砂砾岩储层的开发技术也有所尝试，效果良好［4-10］。

砂砾岩储层改造工艺的文献多是针对厚度大、渗透率低和砾石抗压机理单一等特点的砂砾岩储层进行探索和实践。准噶尔盆地西北缘三叠系百口泉组为低孔低渗砂砾岩层，多套叠置。纵向油气显示跨度大且各套砂砾岩地层压力大等多种因素影响的复杂储层，粗粒碎屑岩储层压裂改造工艺的配套技术系列急需探索总结。结合准噶尔盆地三叠系百口泉组低孔低渗砂砾岩储层改造工艺的“一井一策”勘探开发实践，以玛北油田为例，系统总结了砂砾岩储层组合的特殊性和满足不同组合类型储层需要的压裂改造配套工艺技术系列。

1 储层特征及压裂改造难点

准噶尔盆地三叠纪已基本形成了统一的水体，早三叠世继承了二叠纪晚期干旱炎热的古气候，导致湖盆边缘粗碎屑沉积分布。盆地西北缘三叠系下统百口泉组发育扇三角洲沉积体系，储层主要为扇三角洲前缘水下分流河道的砂砾岩和少量砂岩。

已钻井的储层物性分析结果显示，三叠系百口泉组储层岩性以砂砾岩为主，其次为砾岩。砾石大小不等，最大砾径为45 mm，一般为2～40 mm，多呈次圆状，分选性差。砾石成分以凝灰岩和花岗岩为主，岩性致密。岩石成分成熟度和结构成熟度低。储层整体为典型的低孔、低渗砂砾岩储层，平均孔隙度为7.69%，渗透率平均为0.33×10-3μm2。

三叠系百口泉组沉积厚度为110～190 m，整体为向上变细的湖侵二级沉积层序。在湖平面整体上升的背景下曾发育多期的水体进退，水下分流河道亚相砂砾岩与滨浅湖相的细粒沉积形成多套垂向上的三级甚至四级沉积旋回，砂砾岩储层呈现纵向上的多套叠置特征。

依据砂砾岩层多套叠置、纵向油气显示跨度大且各套砂砾岩层的地层压力大的特点，储层压裂改造难点主要分为以下几点：①三叠系百口泉组砂层跨度60～80 m，上下两套砂层组之间存在2～6 m的泥岩夹层，砂层组内部存在1～4 m的薄泥岩夹层，为砂泥岩交互型储层；②储层物性较差，油气产量不高，地层压力较高，压力系数为1.60～1.74，射孔后会产出油气，影响后续压裂改造实施；③储层厚度大，主要油气层位于储层上部，水层距油层约4～6 m，其间发育2～6 m的泥岩隔层，而裂缝具有向下延伸的趋势，纵向上无高应力遮挡层，裂缝高度容易失控，有联通水层的风险。

针对砂泥交互型储层组合、围岩应力差大及易出水的特点，“一井一策”的压裂组合工艺能满足不同类型储层的需要。

2 直井压裂改造技术

2.1 常压分层压裂增产改造

针对砂泥交互型储层组合，首选分层压裂改造技术，其中封隔器解封和管柱工艺是关键技术［11］。分层压裂选层原则：油气显示、物性与纵向应力有机结合，射开油气显示好、物性好、应力小的单套砂体分别进行压裂改造。在玛北油田的开发实践中，各套储层的压力如果与围岩压力相近，那么分层压裂主要采用的是Y441-114型封隔器。

2.1.1 工作原理

Y441-114型封隔器采用液压座封、双向锚定、上提下放管柱逐级解封的方式工作。当封隔器下行至设计井深，从油管内加液压，液压力通过中心管传压孔传至液缸，推动下活塞下行，将卡瓦撑开并锚定在管套上，同时活塞上行，压缩封隔件密封油套环空。需要解封时，上提管柱，中心管随管柱上行，剪断解封剪钉，封隔件释放，再上行，卡瓦脱离套管，封隔器解封。

2.1.2 管柱结构

以4层压裂为例，分层压裂封隔器管柱自下而上由承接管+Y441压裂封隔器（带坐封球座）+一级压裂滑套+Y441压裂封隔器+二级压裂滑套+Y441压裂封隔器+三级压裂滑套+Y441压裂封隔器+水力锚+防磨安全接头+洗压井阀组成（图1）。

图1 分层压裂管柱示意图

2.1.3 工艺技术特点

（1）实现不动管柱压裂5层，压裂后可实现合采。

（2）封隔器采用液压坐封方式，压裂前可实现循环替液，有效防止储层污染。

2.1.4 施工流程

（1）工具入井：按设计要求连接工具下井到设计位置，并校准工具下入位置，坐井口，将油管内压井液替出。

（2）封隔器座封：从井口投25 mm钢球，等钢球到位，油管打压10，15，20，25，30 MPa，分别稳压3 min，继续打压到32～35 MPa时，将球座打掉至承接管内。

（3）压裂：采取投球打开压裂滑套的方式自下而上逐级压裂，承接管开口处投球后直接落至井底。

（4）解封：上提管柱80～110 kN，最上级压裂封隔器解封，然后压裂封隔器分级打捞、解封起出。

2.1.5 应用效果

开发实践中，现场试验15井次，最多分4层，单层最大进砂量70 m3，最高施工压力68 MPa，最大下深3 304 m，成功率100%。

2.2 套管桥塞分层压裂工艺

玛北油田三叠系百口泉组储层物性较差，常规试产时油气产量不高，个别区块地层压力较高，压力系数为1.60～1.74，射孔就能产出油气。地层连续产出油气时，提射孔枪、下压裂管柱均需要泥浆压井，会对油层产生污染。下入油管分层压裂封隔器后将无法替出井筒内泥浆，泥浆沉淀后，分层封隔器将会无法提出，导致工程事故。这类储层无法实现油管封隔器分层压裂改造的目的，需选用射孔桥塞工具实现分层压裂的目的。

套管桥塞分层压裂工艺原理：井口防喷设备可以实现电缆带压射孔，第一段射孔后若井筒内起压也可提出射孔枪。射孔后对第一段进行压裂改造，压裂结束后带压下入速钻桥塞，对第二段进行射孔，然后进行第二段的压裂改造。如此类推，理论上可以实现无数级射孔、压裂改造。玛北油田开发实践中，射孔、压裂改造最多是5段。桥塞带单流凡尔，压裂结束后可以实现合采。若井筒出砂，可以下连续油管钻掉井筒的桥塞，确保井筒内油气的畅通，实施生产测井等工艺以评价压裂效果。

压裂后，累计退液241.93 m3，4 d后采用2.0 mm油嘴试产，产油36.50 m3／d，累计产油593.32 m3，含油92.00%。

开发实践中，玛北油田共5井选用套管桥塞分层压裂工具，高效、安全实施了压裂施工作业，压裂后均获高产工业油气流，日产油量远高于邻井实施大段合压措施的产油量（图2）。

2.3 二次加砂改造工艺

玛北油田三叠系储层改造除前述的分层压裂工艺外，在改造储层提高产能过程中还面临两个难点：一是储层厚度大，主要油气层位于储层上部，而裂缝具有向下延伸的趋势，加之地层闭合时间长，支撑剂沉降，影响上部主要油气层的改造效果；二是纵向上无高应力遮挡层，裂缝高度容易失控，有沟通水层的风险。

针对三叠系砂砾岩储层的改造难点，提出了二次加砂的储层改造工艺。

二次加砂压裂是将设计的总砂量通过合理的二次泵注加入油层，第一次压裂完毕后停泵一段时间，等待支撑剂沉降，促使井筒周围应力重新分布。等裂缝闭合后，再进行第二次加砂压裂。第一次压裂形成的支撑剂砂堤，可为下一次压裂提供一定应力遮挡［12-13］。相比常规加砂压裂，二次加砂压裂能充填裂缝，提高裂缝导流能力，控制裂缝向下延伸。

第一次加砂后的支撑剂会向裂缝的底部沉降运移，在下部形成一个应力集中的稳定遮挡层，裂缝沿高度方向的延伸受阻，这与以往采用的下沉剂控缝高具有同样的效果。第一次加砂量远远大于常规采用的下沉剂用量，第一次加砂净压力控制得当，可以实现更好的控下缝高的效果，从而保证二次加砂时，裂缝不再向下延伸。

玛湖凹陷北斜坡区三叠系砂砾岩储层，二次加砂日产油量明显高于一次加砂邻井的日产油量，压裂增产效果明显（图3）。

图3 二次加砂与一次加砂压裂效果对比

3 水平井压裂改造

玛湖凹陷北斜坡三叠系砂砾岩储层的水平井改造工艺主要包括裸眼封隔器投球滑套压裂技术和套管桥塞多簇射孔联作压裂技术。

3.1 裸眼封隔器投球滑套压裂技术

针对裸眼封隔器完井的水平井，在采取投球打开压裂滑套的方式逐级压裂基础上，开展了纤维转向一级多缝技术的研发，在室内开展纤维转向压裂实验。第一次压裂，形成了两条近南北向的裂缝，压裂结束时添加高浓度纤维，停泵10 min后再次进行压裂。第二次压裂，形成了一条近南西向的裂缝，室内实验证实纤维缝内暂堵可提高缝内净压力，实现液体转向，进而形成转向裂缝。

纤维转向一级多缝技术是在同一级裸眼段内实施二次加砂，在第一级压裂加砂末端加入高浓度纤维携砂对裂缝端口实施暂堵，停泵60 min后在同一裸眼段实施第二次压裂，压裂液进入地层后将从裸眼段内应力相对薄弱处起裂。

水平井X91-H井水平段最小水平应力小于0.3 MPa。选用纤维转向一级多缝技术，加砂结束时加入高浓度纤维暂堵，纤维浓度由2～4 kg／m3增加至10～12 kg／m3，为减少砂堵的风险，砂浓度由600 kg／m3降至240 kg／m3。电法监测资料显示，12级压裂形成23条裂缝，基本达到了同一裸眼段内形成2条裂缝。

3.2 套管桥塞多簇射孔压裂配套技术

套管完井的水平井射孔后进行压裂改造，为保持水平段人工裂缝间距合理，需要控制人工裂缝的起裂点。射孔井段较短，大多为0.5～1.0 m，射孔孔眼的摩阻很大，施工泵压需增加30.0～40.0 MPa。开发实践中选用土酸酸化预处理可使施工泵压大幅下降。土酸配方组成：15.0%HCL+2.0%HF +2.0%缓蚀剂+0.3%降阻剂+1.0%助排剂+1.0%破乳剂+3.0%黏土稳定剂。X92-H井施工排量为3 m3／min，施工泵压为61.5～63.5 MPa，酸液进入地层后施工泵压降至25.9 MPa，压裂施工顺利实施（图4）。

图4 X92-H井第12级压裂施工曲线

水平井水力泵入式快钻桥塞压裂技术具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、裂缝布放位置精准等特点。套管桥塞射孔压裂工艺能够在压裂结束后利用连续油管钻掉井内桥塞，自主完成水平井油管钻磨桥塞，X92-H井完成12个桥塞的钻磨，每个桥塞钻磨时间平均为38 min，最快用时9 min。

现场共实施了水平井压裂改造3井次，其中裸眼封隔器投球滑套压裂2井次，桥塞射孔联作压裂1井次，开发效果良好（表1）。

表1 玛北油田三叠系百口泉组水平井压裂施工统计

4 结论

（1）对储层多套、有泥岩隔层且纵向油气显示跨度大的储层，实施油管封隔器分层压裂工艺。压裂前可实现循环替液，压裂后可实现合采。

（2）储层物性差且地层压力高，射孔即出油，无法实现油管封隔器分层压裂改造的储层，采用套管桥塞分层压裂工艺。该工艺可下连续油管钻掉井筒的桥塞，可确保井筒内油气的畅通实现合采，实施生产测井等工艺以评价压裂效果。

（3）油气层多位于厚砂层的上部且裂缝向下延伸易沟通水层的情况，实施二次加砂的储层改造工艺。该工艺可实现支撑剂向上铺置，提高油层上部裂缝导流能力，改变地应力状态，控制缝高扩展，增加裂缝长度。

（4）储层物性差，直井压裂改造后油气产量不高，或初期油气产量较高，但产量递减快，无法长期稳产的开发现状，实施水平井裸眼封隔器投球滑套压裂和桥塞射孔联作压裂的储层改造工艺。该工艺具有封隔可靠、分段压裂级数不受限制、裂缝布放位置精准的特点，同时能够在压裂结束后利用连续油管钻掉井内桥塞。