苏10区块侧钻水平井压裂工艺现状与优化建议

苑秀发，董德忠

长城钻探工程有限公司压裂公司，辽宁盘锦，124000

0 引言

苏10区块位于苏里格气田的西北部，具有低孔、低渗、低压的特点，大片分布、连续性差、非均质性强，开发难度大，基本上无法实现自然建产，是典型的致密砂岩储层。沉积类型为辫状河和曲流河，受南北向展布的砂体控制，河道内部结构复杂，隔夹层发育，连续性较差。孔隙度为5%～10%，渗透率多在0.1md以下。气藏压力系数在0.771～0.914之间，平均值0.87，属低压储层[1-2]。

早期以600m×1200m不规则菱形井网、一套层系降压式开发，经历多期井间接替形成600m×600m井网。目前气田已进入中后期开发阶段，维持稳产高产的难度增加：主要表现为新井向非富气区、低饱和度区部署，压后投产效果不理想，部分井甚至无法投产；老井投产时间较长，涌现出大量间开井、停产井[3-4]。

大量数据表明，气井的生产效果在地质上主要受钻遇砂岩段长度、动用有效气层厚度、含气饱和度、控制储量等因素影响，而工程上主要依赖压裂改造技术的进步。相比于普通直井，侧钻水平井压裂技术可在单井单层位中形成多条裂缝，倍数级增加储层泄气面积。多年的应用效果表明，侧钻水平井技术能有效降低开发成本，完善开发井网，成为动用井间剩余储量以及提高单井产能的有效方法。

1 苏10区块侧钻水平井压裂工艺现状

苏10区块侧钻水平井压裂工艺主要是裸眼水平井压裂工艺的发展历程，可以划分为先期试验阶段、快速发展阶段以及规模应用阶段，目前仍在广泛应用。得益于小井眼钻井、固井等技术的突破，2022年以来部分井中试验配套了小套管桥塞分段压裂工艺。

1.1 裸眼封隔器分段压裂工艺原理

裸眼水平井分段压裂技术是利用滑套和裸眼封隔器，通过逐级打开滑套实现从水平段完钻点向入靶点压裂的工艺。苏10区块施工井一般采用双封隔器封隔，与单封隔器分段相比，大幅减少了裸眼段造成的压裂液滤失。首段选用压差滑套，其他段为级差投球滑套。施工阶段，首先憋压打开第一级压差滑套，然后压裂。首层压裂后，按顺序依次打开滑套工具，压裂第二层、第三层等，压裂液和支撑剂从滑套喷砂孔进入地层，压裂管柱可直接用于合层生产[5-7]。

1.2 发展历程

至2021年底，苏10区块共实施侧钻水平井压裂改造31井次，累计增产6.7亿方。

（1）探索试验阶段：2011年，苏10区块第1口侧钻水平井苏10-34-XXCH井实施。压裂3段，排量3.5m3/min，累计注入地层总液量1580m3，加砂量180m3。初期日产2.4万方/天，较原直井苏10-34-XX井提升4.8倍，累计增产905万方，拉开了苏10区块侧钻水平井压裂工艺试验的序幕。

（2）发展阶段：2012年，第2口侧钻水平井苏10-32-XXCH井实施。压裂7段，排量3.5m3/min，累计注入地层总液量2880m3，加砂量280m3。初期日产2.8万方/天，较原直井苏10-32-XX井提升2倍，并实现了连续生产，累计增产3700万方。侧钻水平井试验取得重要进展，形成了“700m水平段，7段压裂”压裂模式。

（3）推广应用阶段：伴随钻井技术水平提高，完钻井水平段长度、砂岩钻遇率达、有效储集层钻遇率和动用有效厚度稳步提升。至2021年底，苏10区块陆续实施了29口侧钻水平井压裂，平均单井初期日产达3.4万方，该技术在苏里格气田实现规模应用。

1.3 工艺参数现状

基于储层地质特征、开发井网与产能建设规划，优化形成了苏10区块所特有的侧钻水平井压裂技术指标。

1.3.1 裂缝条数

早期侧钻水平井水平段长度为700m，2021年探索长水平段改造技术，水平段长度增加至1000m。裂缝间距由100～150m降低至80～120m，裂缝数由5～7条提高到8～10条。

1.3.2 施工参数

根据储层砂体厚度、展布特征、邻井生产及空间位置关系等，结合数值模拟优化结果，目前侧钻水平井裸眼封隔器分段压裂施工参数（表1）：

表1 施工参数表

①根据砂体厚度，优化对应裂缝长度所需提供的加砂强度，优化加砂比等；

②基于本井钻遇，结合邻井钻遇，优化砂体展布剖面图，调整加砂规模；

③考虑邻井改造规模及生产现状，对低压区和生产井影响层段，重新优化规模。

1.3.3 压裂液

早期采用羟丙基胍胶压裂液体系，添加剂种类多且配制要求较严格。目前苏10区块主要采用速溶胍胶压裂液，该体系即配即用，低排量条件下满足高砂比携砂要求，体系交联剂在返排液配液时影响较小，在返排液重复再利用方面优势明显。

1.3.4 支撑剂

苏10区块山1、盒8层位埋深3200～3500m，根据大量的压力监测数据来看，闭合应力普遍达到50MPa以上，主体采用低密度中强度陶粒。为提供足够的裂缝导流，以20～40目陶粒为主，辅助应用小粒径陶粒处理天然裂缝段、高GR段等特殊层段。由于石英砂承压能力远低于陶粒，区块内尚未开展石英砂替代陶粒相关工作。

1.3.5 液氮伴注

液氮伴注是苏10区块压裂改造中的主要增能返排措施之一[8-9]。目前侧钻水平井压裂过程中隔段伴氮，压后半小时到一小时开井，采用4～10mm油嘴控制放喷排液，部分井返排一段时间后无气无液，需辅助进行其他助排措施。

2 压裂工艺优化建议

2.1 分段方案优化

细化分段有利于沟通含气砂体，扩大气层渗流面积，提高储层导流能力，从而提高单井贡献率，达到持续稳产的目的。从2021年分段结果来看，单段长度100～136m，单段有效储层长度36～85m。

数模结果显示，考虑缝间干扰对于单缝压裂效果的影响，一般缝间距应大于缝高1.5倍以上。参考工区内微地震监测结果，压裂裂缝缝高通常为20～30m，单段有效储层长度进一步细化到40～60m，单井6-10段（表2）。

表2 2021年苏10区块侧钻水平井钻遇情况统计表

2.2 施工排量优化

排量设计要确保人工裂缝在优势储层延伸、击穿目的层内隔夹层、足够缝宽与导流等。首先要考虑地质动用需求，在隔层能够有效遮挡的条件下，施工排量越大，人工裂缝的波及体积越大；同时为了保障施工安全，测算的施工压力要与压裂管柱与井口限压等相匹配。模拟结果显示，砂体厚度相同的储层，排量越大，可突破泥岩隔层的厚度越大。相同排量的条件下，砂体厚度越大可突破的隔层厚度越小（表3）。

表3 井口压力预测

2.3 压裂液体系优化

为探索更低伤害、更低成本、更环保的压裂液体系，2019年以来一种生物复合乳液压裂液在苏10区块直井开发中得到应用并推广。该体系一剂多成，在线配制无需复杂的配液设备及程序，破胶彻底无残渣。为了解决水平井用液量大、返排液利用需求大的难题，通过组织攻关形成一种新型耐盐生物复合乳液，该体系抗盐性及携砂性能有了新的突破，耐盐、耐温、耐剪切，可直接利用返排液重复配液。

2.4 辅助暂堵工艺

裸眼封隔器机械封隔可靠，但受限于工具组合长、井眼轨迹复杂，实现更多分段的风险高、成本大，导致段内大量储层未被有效动用，剩余储量较大。优选复合暂堵材料，辅助一次或多次暂堵施工，利用粉末和颗粒组合粒径暂堵剂，可迫使压裂液转向，可在硬分段的基础上增加裂缝条数，提高储层的整体动用。

2.5 伴氮方式优化

考虑已生产老井地层泄压，利用数模软件分析邻井的生产数据，获取储层目前压力系数。结合压裂规模优化结果，利用井网模型识别出低压区影响层段，在隔段伴氮的基础上全程伴氮，并向重点层段加大伴氮量，提高针对性，改善后期返排。

3 应用案例

苏10-34-XCH井水平段长700m，A点斜深3440m，B点斜深4140m（表4）。

表4 苏10-34-XCH井分段优化表

（1）分段优化：裸眼封隔器压裂生产一体化管柱提前198m遇阻，压裂段由原设计8段减少至6段。资料显示，首段实际段长238.63m，3880.43～4140m多处显示气测异常，为提高水平段利用率，对第一段进行1次暂堵。

（2）排量优化：根据区块延伸压力、目的层垂深、压裂管柱尺寸与长度、压裂液摩阻、孔眼摩阻等测算，井口限压条件下允许的最大排量3.6～4.2m3/min。

（3）伴氮优化：根据邻井影响优化各段伴氮量，伴氮比2.5%～3.5%。

（4）压后效果：该井压后初期获3.3329万方日产气量。

4 结语

通过总结研究，明确了侧钻水平井压裂技术是苏10区块稳产高产的重要保证。针对目前工艺参数进行了优化，并在实践中取得了初步效果，待继续深入实施跟踪。

（1）水平段钻遇有效储层长度受构造、沉积成因等影响，连续性差，进一步细化分段、提高水平段的利用率是实现增产的重要保证。

（2）地质与工程结合，优化施工排量，促使裂缝在优势储层延伸，优化支撑剂剖面。

（3）新型可耐盐的生物复合乳液压裂液体系，可作为侧钻水平井高效实施的保障。

（4）复合暂堵工艺可辅助增加裂缝，在机械封隔的基础上实现更多分段。

（5）液氮伴注由隔段伴氮、全程伴氮，向重点层段强化伴注，针对性更强。