多層段壓裂技術在長井段致密凝析氣藏的應用

謝勇軍 ，楊玲杰 ，陶金山 ，湛玉玲，張 惠

1.中國石化中原油田分公司技術監測中心 （河南 濮陽 457001）

2.中國石化中原油田分公司采油三廠 （河南 濮陽 457001）

3.中國石化中原油田分公司采油五廠 （河南 濮陽 457001）

中國石化中原油田分公司（以下簡稱中原油田）東濮凹陷凝析氣藏，探明天然氣儲量462.05×108m3，凝析油儲量579.77×104t。儲層主要為大段砂泥巖互層、單層厚砂體型，具有埋藏深、巖性致密、物性差、含氣層段長、層間矛盾突出的特點。油藏部署單層厚砂體采用長井段水平井，大段砂泥巖互層采用直井開發。受非均質、反凝析等影響，動用難度大、開發效果差，為此開展多層段壓裂技術研究。

1 分段工具研制

1.1 工具研制

中原油田由于井深、溫度高、壓力高，工具設計有3個難點：一是多級懸掛封隔器要求內通徑大常規卡瓦設計尺寸受限；二是國內膠筒材料承壓差45MPa左右；三是投球滑套的球密封錐面沖蝕。

針對上述問題，懸掛封隔器采用特殊的分瓣式卡瓦結構，實現卡瓦均勻分布，并具有防轉功能，便于封隔器丟手，滿足內通徑大的要求；采用充填式肩部保護，提高封隔器的承高壓能力；采用特殊處理工藝，提高球座密封可靠性[1]。

以國內現有材料、機械加工水平為基礎，研制出懸掛、壓裂封隔器（圖1），壓差、投球滑套，隔絕閥及浮鞋等6種工具，耐溫150℃、耐壓70MPa，139.7cm井眼內具有10段分段能力。

圖1 壓裂封隔器

1.2 壓裂管柱設計

上部：BG150-Φ89mm油管；下部：頂部懸掛器系統+頂部回接密封筒+頂部懸掛封隔器+油管+裸眼封隔器+投球打開滑套+壓力打開滑套+井筒隔離閥+浮鞋。套管抗內壓大于最高施工壓力，采用光油管壓裂，不需回接插入密封，光油管下到S3頂部懸掛器上端2～4m。裸眼井上部技術套管抗內壓小于施工壓力，回接插入密封保護技術套管。

2 壓裂優化設計技術

壓裂設計是影響水力壓裂成功的關鍵因素之一。直井優化目標是裂縫長度、導流能力；水平井水平段優化目標是裂縫條數、長度、導流能力、間距[2]。如何有效地利用壓裂技術來提高產能，需要從裂縫和施工參數等方面進行深入研究。

2.1 水平段鉆井軌跡優化

采用人工巖心開展水力裂縫擴展物模試驗，研究水平井井眼與最小水平主應力不同夾角時的裂縫形態[3]：σmin與水平段垂直形成縱向縫、平行形成橫向縫、呈一定的夾角形成斜交縫。數值模擬表明：橫向縫產能最高，縱向縫產能最低，當裂縫與σmax夾角>50°對產能的影響較小。因此在水平井設計時，水平段與σmax方位盡可能垂直。

2.2 裂縫、施工參數優化

2.2.1 裂縫優化技術

裂縫參數是影響水平井產能的一個重要因素，對于特定的油藏存在一個最佳值[3]。水平井合理的裂縫間距應考慮儲量動用程度和保證具有較高的產能，裂縫間距過大造成裂縫間儲量損失，間距過小裂縫相互干擾。利用油藏數值模擬技術，計算出極限供油半徑，裂縫間距等于2倍極限供油半徑，壓裂段數等于水平段長度及裂縫間距。建立壓裂井產量預測數值模擬模型，進行裂縫長度、導流能力與產量關系，生產壓差與產量關系研究，分別以產量、采油速度、采氣速度、采氣率為目標優化，模擬計算出最佳裂縫半長 120～200m，縫導流能力 30μm2·cm。

2.2.2 泵注程序優化

前置液加入不同粒徑、砂比陶粒，填充在不同寬度的裂縫內,既達到了降濾目的，還有防治多裂縫[4]、消除近井筒效應的作用，確保主縫延伸。攜砂液采用斜坡式加砂，采取“低砂比、造長縫”及“低起步、小臺階加砂”技術，降低人工裂縫對砂濃度的敏感性。

2.3 支撐劑優選

支撐劑的粒徑、密度、濃度對沉降速度影響較大，致密油氣藏物性差，壓裂過程中支撐劑易沉降、施工壓力高、裂縫寬度窄。模擬計算得出支撐劑顆粒對裂縫最小寬度要求（表1）。小粒徑、低密度支撐劑性能評價結果表明：當地層閉合壓力大于60MPa后，小粒徑、低密度支撐劑與425～850μm中密度支撐劑導流能力接近。為此優選了小粒徑陶粒、低密度支撐劑，用于壓裂改造，防止支撐劑沉降，降低支撐劑進入裂縫中的難度，減少砂堵幾率，提高施工成功率和增產效果。

表1 支撐劑進入裂縫最小寬度要求

3 壓裂配套技術

3.1 優化射孔技術

試驗表明：沿著最大主應力射孔破裂壓力最低，孔方位角的增加破裂壓力升高，0～30°范圍內增加不明顯，孔密超過16孔/m后破裂壓力降低不明顯[5]，因此孔密優化為16孔/m。針對射孔層位分散、井段長的特點，采取長井段環空加壓延遲射孔工藝，提高射孔成功率。

3.2 儲層保護技術

3.2.1 高活性復合表面活性劑

外來流體對地層孔隙喉道造成的水鎖、賈敏效應使得排液阻力增加傷害地層[5]。FC-3B有機氟表面活性劑具有一般活性劑難以達到的效果，但其憎水基同時帶有憎油性，為此將FC-3B與普通活性劑復配，成本降低90%以上，界面張力由5.17mN/m降低到0.054mN/m。高活性液體流速比是地層水的2.76倍，減小地層毛細管阻力使液體順利返排。

3.2.2 復合型粘土穩定劑

凝析氣藏粘土礦物含量高，在防止粘土膨脹與運移上應采取措施。室內研制復合粘土穩定劑：短期防膨率93.4%、長期期防膨率91.5%，當自來水通過人造巖芯并反應24h傷害率38.46%，而含有3.0%的復合粘土穩定劑水溶液在相同條件下的傷害率1.35%。

3.2.3 自生氣熱劑

自生氣熱劑可在地層條件下通過化學反應釋放出大量的熱量和氣體，使地層保持在一定的溫度范圍內，同時增加地層生產能量，提高液體排液速度、返排率和降低凝析氣藏傷害。常用的自生氣體劑有碳酸氫鈉、碳酸氫氨、碳酸氨等化合物，在水溶液中和一定溫度下分解產生CO2和 （或）NH3，在15～20min使10℃的水溫度升高105℃，壓裂液黏度保留率僅下降2.8%，可有效防止形成凝析液對地層造成傷害。

3.3 壓后排液技術

壓裂液返排控制是否合理是影響施工效果和凝析氣藏增產的一個重要因素。由連續性方程及非活塞式驅油理論建立了凝析氣藏壓裂返排模型，計算任一時刻地層壓力分布，根據多孔介質凝析氣藏相態試驗，得出凝析氣藏的露點壓力，得到任意時刻地層壓力低于露點壓力的位置。根據凝析油與凝析氣相滲曲線和返排速度與儲層傷害關系確定合理返排速度。

4 現場試驗與效果分析

4.1 現場試驗

在單層厚砂體水平井試驗2口井，大段砂泥巖互層直井擴展應用2口井，成功率100%。最大斜深5 374m、垂深4 224m，壓裂段數5～9段，最高破裂壓力 88.9MPa，單段最大加砂 84.1m3，平均砂比24.2%，最高砂比27.2%。平均單井日增油10.9t、氣3.16×104m3，累增油 5 352.4t、氣 1 971.09×104m3。 如表2所示。

4.2 試驗效果分析

多層段壓裂技術在凝析氣藏的成功實施，并獲得較高的產能，標志著中原油田致密凝析氣藏開發工藝技術取得突破，探索出了有效動用致密凝析氣藏的新途徑。

表2 多層段壓裂效果統計表

多層段壓裂井生產壓力高，氣油比低。平均油壓18.7MPa，高于分壓2段、合壓的6.8MPa，且下降緩慢。壓力高、氣油比相對較低，解決因積液造成的產量快速下降的難題。

多層段壓裂能獲得較高產能且遞減緩慢，長期保持高產穩產。平均單井日增油10.9t、氣3.16×104m3，累增油 5 352.4t、氣 1 971.09×104m3，水平井多段壓裂增產量是周圍直井壓裂的3～6倍，直井多層壓裂增產量是常規壓裂2～4倍。

凝析氣藏采取逐段壓裂上返的開發模式無法動用，應用多層段壓裂技術日產氣增加25.67×104m3，日產油增加32.4t，采氣速度提高2.1%。多層段壓裂改變了逐段壓裂上返的開發模式，實現了深層致密凝析氣藏有效動，同時也為其他同類儲層有效動用提供了技術借鑒。

5 結論

1）致密凝析氣藏埋藏深、層多、井段長、非均質嚴重，應用常規壓裂技術不能有效動用。

2）研究壓裂優化設計、儲層保護技術，研制分段壓裂工具，多段多層壓裂技術取得突破。

3）多層段壓裂技術在階梯水平井的試驗成功、直井的拓展應用，改變了深層致密凝析氣藏逐段壓裂上返的開發模式，為深層凝析氣藏有效動用提供了技術支撐。

[1]韓永亮,劉志斌,程智遠,等.水平井分段壓裂滑套的研制與應用[J].石油機械,2011,39（2）:64-65

[2]郎兆新,張麗華.壓裂水平井產能研究[J].石油大學學報，1994,18（2）：43-46

[3]姜晶,李春蘭,楊敏.低滲透油藏壓裂水平井裂縫優化研究[J].石油鉆采工藝，2008,30（4）：50-52.

[4]王 松，楊兆中，盧 華，等.水力壓裂中支撐劑輸送的數值模擬研究[J].石油天然氣學報，2009，31（5）：380-383

[5]虞建業,沈飛,顧慶宏,等.水平井射孔參數對壓裂起裂壓力的影響[J].油氣鉆采工程，2011，18（1）：105-110.