涇河致密油藏水平井速鉆橋塞分段改造實踐

王 越 陳付虎 高志軍 姚昌宇

（中石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006）

涇河油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，目前主要開發層位為延長組長8油層。儲層埋藏淺，裂縫發育，非均質性強，儲隔層應力差小，給壓裂改造帶來很大難度。前期水平井主要采用裸眼封隔器分段壓裂工藝，取得了較好的改造效果。但該工藝分段級數有限，無法實現壓后全通徑，在生產中逐漸暴露出不利于后期作業的問題，需引進新的壓裂工藝［1-2］。

速鉆橋塞壓裂是國外在頁巖氣水平井中發展起來的一種先進的分段壓裂工藝，本文以JH32P1井為例，對該工藝在致密油藏中的適用性進行了評價。JH32P1井完鉆垂深1 215 m，水平段長1 001 m，鉆遇砂巖817 m，采用?139.7 mm生產套管固井完井。儲層平均孔隙度7.6%，平均滲透率0.22 mD，屬特低孔、特低滲儲層。

1 速鉆橋塞分段壓裂工藝原理

速鉆橋塞分段壓裂工藝采用套管固井，通過下入分層橋塞對改造段進行分隔，可實現任意級數的分段壓裂。速鉆橋塞長度0.78 m，外徑111.5 mm，耐壓70 MPa，見圖1。橋塞采用特殊材質，易鉆，整體幾無金屬成分，鉆后可實現井筒的全通徑。采用壓裂液從油套環空注入方式施工，具有人工裂縫起裂位置確定、改造規模大的優點［3-4］。

圖1 速鉆橋塞

采用?139.7 mm套管作為壓裂管柱，根據鄰井涇河41井長81層壓裂施工情況，破裂壓力梯度為0.022 MPa/m，裂縫延伸壓力梯度0.014 MPa/m，結合采用的壓裂液摩阻系數，計算在不同施工排量下的地面施工壓力（表1）。

表1 不同施工排量下井口施工壓力預測結果

根據計算結果，在3.5 m3/min排量下，施工壓力最大為14.1 MPa。因橋塞最大外徑為111.5 mm，為保證橋塞順利下入，選用的大通徑井口為標準KQ130/65-70采氣井口。

2 壓裂液和支撐劑優選

根據涇河油田鄰井壓力溫度測試資料，地溫梯度預測為2.37 ℃/100 m，預測本井目的層溫度為46.7 ℃，地層溫度低，加入低溫激活劑，解決儲層低溫破膠難題。采用中低溫壓裂液體系：0.35%HPG（一級）+0.3%破乳助排劑+1.0%KCl+0.1%殺菌劑+0.3%低溫激活劑，活性水配方為：0.3%破乳助排劑+1%KCl。室內用PVS高溫高壓流變儀評價了壓裂液體系在60 ℃時的耐溫耐剪切性能。實驗壓力3.5 MPa，剪切速率 170 s–1，剪切 1.5 h 黏度仍保持在 150 mPa·s左右，體系耐溫耐剪切性能較好，可滿足施工要求。

根據鄰井施工資料，地層閉合壓力梯度約為0.013 MPa/m，地層有效閉合壓力在11.6 MPa左右，主加砂采用20～40目（0.425～0.85 mm）石英砂作為支撐劑，石英砂導流能力達到40μm2·cm以上，可滿足改造要求。支撐劑性能要求：28 MPa下破碎率≤ 14%，體積密度≤1.55 g/cm3。

3 壓裂參數優化設計

選取油氣顯示好、低自然伽馬、低泥質含量、高孔隙度段作為射孔段，對整個水平井分6段進行壓裂改造。第1段采取油管傳輸射孔，102 槍 、127 彈、孔密20 孔/m；第2～6段采取89 mm深穿透彈，每段射厚1 m，孔密16 孔/m，相位角60°，有利于集中改造目的層。根據水平段固井質量及射孔段選取橋塞坐封位置，保證層間的有效分隔和施工安全。

根據井區地應力方向與水平段方位分析，水平段方位約為159°，該區塊最大主應力方向75°，該井井身方向與裂縫方向的夾角為84°，壓裂裂縫近似呈橫向縫。

根據鄰井涇河41井長8層段測井巖性分析，目的層上下隔層遮擋能力差，下部緊鄰油水同層，若排量過高，易造成縱向上縫高失控并增大施工摩阻及泵壓，另考慮部分井段固井質量差，為避免壓竄，需對施工排量進行合理控制。綜合考慮支撐劑在水平段的沉降規律，優化施工排量為3.0～3.5 m3/min。前置液段加入40～70目粉陶段塞打磨炮眼和裂縫壁面，降低壓裂液濾失并減小彎曲摩阻，適當降低前置液比例，增大砂比，提高壓裂改造效果［5］（表 2）。

表2 JH32P1井6段壓裂設計參數

根據平面井網關系、儲層砂體厚度、垂向應力分布情況，優化裂縫長度100～120 m左右，結合各層段物性變化采取差異化設計，其中第1～4段物性較差，裂縫縫長110～120 m，第5～6段物性相對較好，裂縫縫長控制在100～110 m左右，每段加砂總規模29.0～32.0 m3。

4 現場應用

4.1 施工步驟

（1）通井刮管后，對第1段進行射孔，裝井口壓裂第1段。

（2）下入射孔—橋塞坐封聯作模擬工具串，泵送至設計位置后，確認無礙后提出井口。

（3）下入射孔—橋塞坐封聯作工具串，泵送至橋塞坐封位置下接箍位置以下約5 m，再上提管串至設計位置停車坐封橋塞。

（4）上提電纜至射孔位置進行射孔，上提射孔槍出井口檢查發射率。

（5）按設計完成第2段壓裂，循環以上步驟完成各段施工。

（6）放噴結束后，下入鉆塞工具串將橋塞鉆除。

4.2 施工參數

JH32P1井于2013年4月24日下入通井工具開始施工，整個施工期間共進行一次常規射孔作業，5次電纜下入橋塞—射孔聯作施工，使用活性水泵送橋塞，泵送排量為0.5～1.9 m3/m in，泵送壓力5.7～11.3 MPa，平均每個橋塞用時24.2 m in，平均泵送液量31.9 m3，橋塞下放速度約50 m/m in。

該井于2013年4月29日至5月3日完成壓裂施工，歷時4 d，純施工時間20.5 h。除第6段破裂壓力不明顯，其余施工一切正常（表3）。從施工情況來看，施工初期壓力較高，加入段塞后均有較大程度的下降，平均降低約3 MPa。原因可能為射孔不完善，近井筒摩阻過大，需進一步優化射孔參數。

表3 JH32P1井施工參數

4.3 壓后效果

該井壓后分別用3、5、8 mm油嘴控制放噴，2013年5月7日井口壓力降為0 MPa，組下鉆掃工具。下入5LZ90×3.5型螺桿鉆對橋塞進行鉆掃，至5月11日成功鉆除全部橋塞。純鉆塞時間7 h，平均單個橋塞鉆時1.4 h。

該井壓后25 d機抽見油，試油最高日產油14.2 t，與鄰井同層位采用裸眼管外封隔器工藝改造的JH17P55井對比，兩口井單段加砂量、平均砂比及施工排量接近，從錄井顯示及儲層物性來看，JH17P55井儲層地質條件明顯好于JH32P1井，而壓后JH32P1井產量高出JH17P55井一倍，增產效果顯著。

5 結論

（1）經過施工管柱、壓裂液、施工參數等一系列優化，速鉆橋塞分段壓裂工藝在涇河油田JH32P1井試驗取得成功，增產效果顯著。施工中暴露出射孔不完善的問題，需對射孔參數進一步優化。

（2）JH32P1井的成功壓裂驗證了套管完井、速鉆橋塞分段壓裂工藝的可行性，該工藝施工規模大，級數無限制，后期改造無障礙，改造效果顯著，未來可在涇河油田進一步推廣應用。

［1］ 楊富，鄒國曙，馬得華，等 . 蘇里格氣田蘇平 36-6-23 井裸眼完井分段壓裂技術［J］. 石油鉆采工藝，2010，32（4）：46-50.

［2］ 郭建春，趙志紅，趙金洲，等 . 水平井投球分段壓裂技術及現場應用［J］. 石油鉆采工藝，2009，31（6）：86-88.

［3］ 胡艾國，熊佩，姚昌宇，等. 大牛地氣田水平井壓裂技術現狀及展望［J］.鉆采工藝，2012, 35（5）： 59-62.

［4］ 何祖清，彭漢修，郭朝輝，等.可鉆泵送橋塞研制與試驗［J］.石油機械，2012，40（3）：20-23.

［5］ 溫慶志，張士誠，王雷，等 . 支撐劑嵌入對裂縫長期導流能力的影響研究［J］. 天然氣工業，2005，25（2）：65-68.