致密儲層水平井改造技術研究與應用

于 波，周長順，胡克儉，曹永強，李昆鵬

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

我國的致密油藏與頁巖油藏主要分布在鄂爾多斯盆地和松遼盆地。最新資料評價結果表明，鄂爾多斯盆地致密油砂巖油藏資源量達20×108t。長慶油田豐富的致密油資源已成為油田上產的重要資源基礎，其經濟有效開發是建成“西部大慶”戰略目標的重要保障。由于致密儲層定向井開發產量低、效益差，通過常規技術手段無法得到有效動用。水平井作為油田開發的革命性技術，是提高致密儲層單井產量的有效手段。因此，致密儲層水平井改造技術是實現致密儲層高效開發的關鍵。

1 水平井開發現狀

1.1 長慶油田水平井改造工藝技術進展

水平井作為油氣田開發的革命性技術，是提高低滲油藏單井產量的有效手段。長慶低滲透油田水平井開發經歷了早期探索、研究攻關、提高完善三個階段。主體改造工藝也由早期的填砂分段壓裂工藝逐步完善發展至目前的分段多簇大規模體積壓裂工藝（見圖1）。

隨著水平井壓裂技術的進步，增產倍數逐年增加，2012 年水平井增產倍數突破了4 倍（見圖2）。

圖1 長慶油田水平井不同階段技術發展圖

圖2 長慶油田歷年水平井單井產量增產倍數柱狀圖

1.2 采油三廠水平井改造現狀

（1）水平井開發工藝現狀：2010 年以前主體工藝為水力噴射分段壓裂，2011 年應用了多級分段壓裂、定向射孔+雙封單卡壓裂以及扇形定向射孔等多種改造方式（見表1）。

表1 采油三廠水平井主體改造工藝表

（2）水平井生產現狀：2013 年以前，采油三廠共有水平井73 口，開井61 口，單井日產油3.87 t，含水62.2%。高含水關井12 口。與鄰井產量相比，水平井增產效果不顯著。

2 致密儲層水平井開發技術及應用

國外石油公司針對儲層物性差導致的直井常規壓裂單井產量低的問題，經過多年的探索研究，在體積壓裂理論基礎上，掌握了水平井+多級分段壓裂技術，實現了致密油藏的高效開發。隨著國外致密油的成功開發，我國也加快了致密油的勘探開發和研究步伐。長慶油田先后在安83、西233 開展長7 致密油試驗攻關取得突破，單井產量達到10.0 t/d 以上，最高超過20 t/d，致密儲層的開發走在了全國前列。

2013 年以來，采油三廠在黃X、鹽X、吳X 三個致密油區塊開展水平井+體積壓裂試驗，主要應用了水力噴射多級分段、水力噴射分段多簇、水力噴射分段多簇環空加砂及水力泵送橋塞壓裂技術。

2.1 多級水力噴砂分段壓裂技術

（1）工藝特點：水力噴砂分段壓裂技術是通過高速水射流射開套管和地層并形成一定深度的噴孔，流體動能轉化為壓能，當壓能達到一定值時，噴孔不斷擴大，并在噴孔附近產生微裂縫，同時通過環空擠壓使產生的微裂縫延伸，實現水力射孔壓裂。

針對水平井改造段數多、但改造規模小、施工效率低的特點，研發了滑套式封隔器、過球式噴射器等工具，形成了多級水力噴砂分段壓裂工藝。多級水力噴砂壓裂的技術可用于裸眼、套管完井等多種完井方式；實現了射孔壓裂一體化；在一定條件下，可以實現水力自動封隔；一趟管柱可以進行多段壓裂，施工周期短，有利于降低儲層傷害；工藝具有降破壓功能，儲層易壓開。

（2）現場應用：YPXX-XX 井應用多級水力噴砂分段壓裂技術，該井水平段長450 m，改造7 段，排量3.8 m3/min，砂量178.7 m3，入地液量1 744 m3，壓裂作業時間3 天（提高效率30 %），試油周期23 天（比同區域減少3 天），初期產量8.2 t/d（比周圍定向井產量高3倍）（見圖3）。

圖3 多級水力噴砂分段壓裂工具

2.2 水力噴砂分段多簇壓裂技術

（1）工藝特點：針對華慶長6 等超低滲油層，自2010 年起自主研發形成了水力噴砂分段多簇壓裂技術，通過多“簇”裂縫組成“段”，以增加裂縫擴展過程中應力干擾，溝通天然微裂縫，促使“縫網”形成，與油藏的接觸體積，從而實現體積壓裂的目的，水平井壓后增產倍數達到直井4 倍以上。

（2）現場應用：HPXX-XX 應用水力噴砂分段多簇壓裂技術，水平段長874 m，改造9 段18 簇，排量3.8 m3/min，砂量378 m3，入地液量2 900 m3，試油周期34 d，初期產量8.6 t/d（比周圍定向井產量高3 倍）（見圖4）。

圖4 水力噴砂分段多簇壓裂工具示意圖

2013 年黃X、鹽X 兩個區塊實施分段多簇壓裂工藝8 口，初期日產液14.4 m3，日產油6.25 t（見表2）。

表2 2013 年采油三廠致密儲層改造工藝統計表

2.3 水力噴砂分段多簇環空加砂壓裂技術

（1）工藝特點：水力噴砂分段多簇環空加砂壓裂技術是針對水力噴砂分段多簇壓裂技術改造排量的局限性，創新形成了“環空加砂”水力噴砂體積壓裂工藝，實現了水平井“十方排量、千方砂量、萬方液量”體積壓裂。該工藝一是采用多噴射器同時噴砂，根據儲層優化射孔數目，布放噴射器，實現多簇射孔；二是采用環空加砂、油管補液的注入方式，大幅度提高了壓裂排量，施工排量達到4 m3/min 以上；三是通過環空加砂，減少噴射器過砂量，延長噴射器使用壽命。

（2）現場應用：HPXX-XX 應用水力噴砂分段多簇環空加砂壓裂技術，水平段長900 m，改造12 段24簇，排量5.0 m3/min，砂量617 m3，入地液量6 282 m3，試油周期56 d，初期產量23.1 t/d（比周圍定向井產量高10 倍）（見圖5）。

圖5 水力噴砂分段多簇環空加砂壓裂示意圖

2013 年黃X、鹽X、吳X 三個區塊實施環空加砂工藝6 口，初期日產液15.5 m3，日產油10.6 t（見表3）。

表3 2013 年分段多簇環空加砂工藝統計表

2.4 水力泵送橋塞分段壓裂技術

（1）工藝特點：水力泵送橋塞分段壓裂技術水平段采用套管固井完井的一種不限制壓裂級數的改造技術，在北美頁巖氣、致密油開發中被廣泛應用，是國外水平井壓裂主體工藝。主要原理是每一段壓裂結束后，用液體將帶射孔槍的橋塞泵入水平段指定封隔位置，射孔與橋塞封堵聯作，逐級壓裂，改造后用連續油管鉆磨橋塞，合層排液求產。該技術具有多級點火射孔、橋塞座封一體化，對壓裂級數無限制，裂縫參數可靈活調整，可根據儲層情況調整級數和簇數，適合大排量施工，排量6 m3/min 以上，改造體積進一步增大。該工藝通過密集布縫和大排量注入實現裂縫帶覆蓋整個油層，流態由“基質滲流＋裂縫滲流”轉變為“裂縫滲流”，大大降低了流體的滲流阻力，將油層內流體全部“解放”。

（2）現場應用：HPXX-XX 應用水力泵送橋塞分段壓裂技術，水平段長568 m，改造5 段20 簇，每簇2.4 m，排量8.0 m3/min，砂量308 m3，入地液量3 204 m3，試油周期26 d，初期產量7.9 t/d（比周圍定向井產量高3倍）（見圖6）。

采油三廠試驗水力泵送橋塞工藝3 口井，環空加砂工藝2 口井，對比兩種工藝水力泵送橋塞工藝在排量提高了2.1 m3/min 的情況下，施工壓力下降了8.9 MPa，試油周期縮短了近20 d（見圖7）。

圖6 水力泵送橋塞工藝示意圖

圖7 環空加砂與水力泵送橋塞工藝對比圖

3 致密儲層改造關鍵技術攻關

3.1 工具升級

水平井體積壓裂井底壓力高、多段壓裂作業時間長，對壓裂工具性能要求較高，常規的封隔器、水力噴砂器壽命較短。在黃X 區平均單套壓裂工具使用壽命僅有1.3 段。

針對封隔器及水力噴砂器壽命短，對封隔器與水力噴砂器進行分析改進：（1）封隔器由短膠筒升級為長膠筒，由鋼絲式升級為鋼帶式，提高了封隔器抗損傷能力，實現大液量、長時間體積壓裂作業下的有效封隔；（2）將水力噴砂器噴嘴壓帽由普通式升級為合金式，提高水力噴砂器外表面抗反濺能力及噴砂器的耐磨性，大幅增加水力噴砂器壽命。在黃X 區平均單套壓裂工具的壽命提高到了2.6 段，與改進前相比性能提高了1倍。

3.2 施工優化

采油三廠水平井開發區儲層致密，改造難度大，地層破壓高，施工加砂難。針對這一現狀，從施工程序出發，通過優化施工，提升致密儲層水平井改造質量，確保單井產量的提高。（1）在噴砂射孔階段，通過優化噴射排量，使用EM30 減阻滑溜水替代0.08 %胍膠滑溜水作為噴砂射孔液體與壓裂前置液，能有效降低施工壓力5～10 MPa，確保噴射排量提高到2.8 m3/min 以上，并延長噴射時間，由以前12 min 延長到20 min，從而提升噴射效果。（2）在預壓階段，使用前置酸，對致密儲層進行酸蝕“摳縫”。（3）在前置階段，利用粉陶小砂比段塞，打磨孔眼，促進主裂縫延伸。2013 年以來，采油三廠在致密儲層區塊改造水平井18 口，壓裂159段，僅放棄6 段，一次壓裂成功率達96.2 %（見圖8，圖9）。

圖8 HPXX-XX 第8 段施工曲線

圖9 HPXX-XX 第9 段施工曲線

3.3 參數研究

通過礦場試驗，對投產滿1 個月的14 口致密儲層水平井產量與水平段長、壓裂排量、入地液量、布縫密度進行統計分析：水平井產量與水平段長、壓裂排量、入地液量、布縫密度均呈正相關系，且當水平段長度≥800 m、壓裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布縫密度≥1 段/100 m，水平井初期產量達到8 噸以上（見圖10，圖11，圖12，圖13）。

4 工廠化作業探索

圖10 初期產量與水平段長相關性

圖11 初期產量與排量相關性

圖12 初期產量與入地液量相關性

圖13 初期產量與布縫密度相關性

“工廠化”作業起源于北美非常規油氣藏，是指應用系統工程的思想和方法，集中配置人力、物力、投資、組織等要素，以現代科學技術、信息技術和管理手段，用于傳統石油開發施工和生產作業?！肮S化”作業具有“集群化”叢式水平井組布井、工廠化鉆井、工廠化壓裂等特點，能夠大幅度提高施工效率，降低開發成本。

2013 年，長慶油田借鑒國外工廠化作業的先進理念，大力開展關鍵技術攻關，在高效水平井壓裂工藝、壓裂液回收處理再利用、高性能壓裂工具等多項關鍵技術上取得重要突破。在此基礎上開展了適應采油三廠水平井試油“工廠化”作業道路的探索。

4.1 雙機組試油+交替壓裂

按照“集群化”叢式水平井組布井思路，2013 年采油三廠致密儲層水平井布井18 口，其中雙水平井井場5 個10 口井，占總井數的55.6 %。為減少水平井試油壓裂占井時間，采用了“雙機組試油+交替壓裂”模式，通過優化壓裂施工組織各環節，壓裂管匯標準化連接+壓裂機組一站式布放：低壓管匯一趟連接，高壓管匯通過旋塞控制，A 井壓完無需重新連接管匯，可快速施工B 井，提高作業效率，同時降低施工安全風險。A 井壓完后放噴、備水配料與B 井壓裂同時進行，循環往復，實現井間交替壓裂，減少等停時間，提高井組作業效率。實施“雙機組試油+交替壓裂”后，相比單機組試油平均單井早投11.2 天（見圖14）。

圖14 雙機組交替壓裂示意圖

4.2 壓裂返排液再利用

致密儲層水平井采用大排量、大液量體積壓裂技術進行改造，壓裂后返排液量大，處理困難，給油田生產和環境保護造成了極大的壓力。為此開展壓裂返排液再利用試驗。針對水平井壓裂返排液大液量、高粘度、高懸浮物等特點，以“混凝沉淀+過濾殺菌+水質軟化+絡合掩蔽”為主體處理技術，通過現場工藝與設備配套、井場布置優化，實現水平井壓裂液回收再利用；將壓裂返排液處理后再利用可節省大量的淡水資源，減少備水時間，提高壓裂施工效率。壓裂返排液處理與再利用裝置現場試驗1 口井4 段，污水處理能力80 m3/h，共回收污水1 600 m3，回收再利用率達到68 %（見圖15）。

圖15 壓裂返排液處理與再利用裝置示意圖

4.3 多元供水

由于水平井用水量大，單段用水量在600 m3以上，單純以傳統罐車拉水的方式難以滿足生產用水需求。為此，一是根據水平井布井情況，提前布置好水源井，將供水管線從水源井或供水站將直接鋪設到作業井場；二是深入應用壓裂返排液回收再利用技術，實現壓裂返排液的回收；三是在采用前兩種方式后，仍有不足的部分輔以罐車拉水。通過建立“水源直供、回收再利用、罐車拉運”模式，實現了供水全面提速。通過現場統計對比，采用多元供水后平均單井節約備水4.5 d。

4.4 螺桿泵試采一體化

水平井壓裂后入地液量大，抽汲排液時間長。而螺桿泵排量在30～50 m3/d 范圍內可控，能夠滿足水平井壓裂后排液需求，同時又能實現叢式水平井井場“邊試邊投”，提高采油時率，因此在現場推廣應用了螺桿泵試采一體化工藝。應用該工藝后減少抽汲時間5～8 d。

5 總結與認識

（1）2013 年采油三廠三個致密油水平井規模示范區共投產水平井18 口，平均單井產量8.2 t/d，為普通定向井的4 倍；平均試油周期34.8 d，與致密儲層水平井開發初期（HPXX-XX 試油周期56 d）相比縮短了21 d。

（2）水力噴砂分段多簇環空加砂與水力泵送橋塞壓裂技術都具有改造排量大的特點，都能有效解放致密儲層內的油流，是目前致密儲層改造的主體技術。

（3）水力泵送橋塞分段壓裂技術有效降低施工壓力，減少起下鉆次數，縮短試油周期，但是國外水力泵送橋塞分段壓裂技術相對施工費用較高，國內水力泵送橋塞技術現雖然已經試驗成功，但對井身結構要求較高，還有待進一步完善提高。

（4）壓裂工具改進后有效提高了工具使用壽命得到了大幅提高，但存在易卡鉆、斷裂的風險，且斷裂后沒辦法處理，只能遺留在井底。建議下步對壓裂工具的強度與結構上作進一步改進，減少卡鉆現象，避免斷裂事故的發生。

（5）提高噴射效果、使用前置酸、增加小砂比段塞能有效解決地層壓不開的現象。對于上述三種手段仍不能壓開的地層還可以微調噴點，優選儲層物性較好處進行噴射，提高壓裂成功率。

（6）“工廠化”作業能有效提高試油周期，但“工廠化”作業之路還有待進一步探索，進一步向標準化程序、流水化作業方面發展。

［1］ 殷桂琴，李建山.致密儲層水平井層內定向壓裂技術研究［J］.中國石油和化工標準與質量，2013，（3）：116-117.

［2］ 文小林，李春芹，陳炳申，文自娟.特低滲透油藏長井段多級分段壓裂水平井開發技術探索［J］.內江科技，2012，（7）：108.

［3］ 楊東蘭，王培義，張傲霜，孫慶閣.中原油田水平井水力噴射壓裂技術研究及應用［J］.石油天然氣學報，2011，33（9）：134-136.

［4］ 謝建華，趙恩遠，李平，張偉臣.大慶油田水平井多段壓裂技術［J］.石油鉆采工藝，1998，20（4）：72-75.

［5］ 陳海龍，李曉平，李其正.水平井段最優長度的確定方法研究［J］.西南石油學院學報，2003，25（1）：47-48.