玉探1井致密油藏超深井壓裂工藝

張佩玉 何海波 蔣明 王波 向洪 劉劍輝

中國石油吐哈油田分公司工程技術研究院

玉探1井是吐哈盆地玉北西構造帶上的一口預探直井，勘探部署的主要目的是落實二疊系梧桐溝組砂體的含油性，拓展玉北西扇體鹽下斜坡區方向P3w油藏規模。該井一旦獲得高產，油田將實現在臺北凹陷勘探的重大突破，開啟油氣勘探的新紀元。但由于儲層致密，物性差，該井完鉆試油后無自然產能，決定實施壓裂求產措施。

壓裂目的層與其上下兩層都屬于二疊系致密砂巖，巖性一致，應力差小于3 MPa，無明顯的隔層。套管多段強狗腿度，水泥返高4 412 m，其以上套管未固井,自由段長。塞面6 109.5 m，距離目的層僅45 m，口袋淺。這些特征都使得該井壓裂面臨諸多技術難題［1］。

該井首次壓裂時，采用150 ℃超高溫有機硼延遲交聯壓裂液、控排量、套管雙平衡壓力保護、段塞式加砂的方式進行壓裂改造。但由于施工時井口壓力太高，只能采用備用加砂程序，累計加砂僅40 m3，未完成設計加砂量(70 m3)，壓后初期產液11.1 m3/d，日產油0.67 t/d。為確保精準評價二疊系梧桐溝組P3w1砂體的含油性，決定進行重復壓裂。在首次壓裂技術的基礎上重復壓裂采用密度為1.12 g/cm3超高溫延遲加重壓裂液，使井口壓力降低7～9 MPa，順利完成設計加砂量。壓后初期產液11.56 m3/d，日產油1.5 t/d。

1 玉探1井壓裂難點

(1)超深、超高溫。井深超過6 000 m，管柱長，摩阻高，對壓裂液延遲交聯性能要求高；目的層中部溫度為150 ℃，高溫下壓裂液凝膠容易降解致使攜砂性能變差。

(2)儲層超高壓。儲層壓力系數1.26，最小主應力118～124 MPa。抗張強度大，壓裂施工時會面臨異常高壓。

(3)壓裂目的層上下無明顯的隔層。上下層與目的層都屬于二疊系致密砂巖，巖性一致，應力差小于3 MPa，無明顯的隔層，壓裂時縫高容易失控，有壓竄風險。

(4)固井質量差。套管多段強狗腿度，水泥返高4 412 m，以上套管未固井，自由段長，限制了封隔器的使用，套管承壓容易出現鼓脹、挫斷風險。

(5)井筒容積大、口袋淺。塞面6 109.5 m，距離目的層僅45 m，井筒容積大、口袋淺，沉砂和砂埋風險高。

2 關鍵技術對策

優選低摩阻耐高溫壓裂液體系解決超深、高溫環境下壓裂液耐溫及延遲交聯問題［2］；篩選并采用加重壓裂液體系［3］，降低施工時的井口壓力，采用高強度支撐劑解決壓裂施工異常高壓問題；采用人工隔層技術［4］，同時優化施工排量，防止壓裂時縫高失控、壓竄，提高措施成功率；針對固井質量差，套管承壓容易鼓脹、挫斷，采用施加環空平衡壓的方式保護套管［5］，降低套管損壞風險；采用小臺階段塞式頂替加砂方式，應對井筒容積大、口袋淺問題，降低沉砂和砂埋風險，提高縫內加砂強度，造長縫從而最大限度解放儲層潛力，提高單井產量。

2.1 超高溫延遲壓裂液

針對儲層超高溫及工藝措施要求和高溫深井壓裂液優選原則［6］，優選150 ℃超高溫延遲壓裂液體系，基液配方：0.55%瓜膠+0.5%黏土穩定劑+0.5%助排劑+0.5%防膨劑+0.5%高溫調理劑。基液pH值10～11，黏度56.7～69.5 mPa · s。該體系耐溫性能、延遲交聯性能好，摩阻低，濾失量小等特點。

采用0.6%有機硼交聯劑，根據壓裂液可隨pH值的變化來控制交聯時間的特性，優選高效pH值調節劑(一種有機堿、三乙醇胺、純堿反應的產物)來達到延遲交聯的目的。延遲交聯性能良好，交聯時間2～6 min可調，可有效降低壓裂液在井筒和孔眼的摩阻，剪切速率為2 000 s?1時，150 ℃超高溫延遲壓裂液的降阻率為52.1%。

該超高溫壓裂液體系具有良好的耐溫耐剪切性能。在150 ℃高溫下，170 s?1剪切速率下剪切40 min黏度保持在200 mPa · s以上，剪切120 min后黏度保持70 mPa · s以上，具有良好的流變性能和攜砂、造縫的能力，可滿足高溫深井壓裂的需求。

2.2 高壓儲層加重壓裂液、高強度陶粒支撐劑

根據小型壓裂測試數據，利用G函數分析法［7］，模擬玉探1井壓力梯度0.019 3～0.021 0 MPa/m，取105 MPa井口額定壓力90%，預測施工壓力76～82 MPa，施工限壓88 MPa。但首次壓裂時，施工壓力接近限壓，只能采用備用加砂程序，降低砂比，導致未能完成設計加砂量。

玉探1井重復壓裂時，優選氯化鉀作為加重劑形成超高溫加重壓裂液體系，有效降低了壓裂時的井口壓力。實驗室測定了氯化鉀溶液不同濃度下密度，并模擬了相應密度的液柱在目的井深6 050 m時的壓降，為避免因濃度過大氯化鉀晶體超飽和析出，影響加重壓裂液性能，重復壓裂設計壓裂液密度1.12～1.14 g/cm3，氯化鉀濃度18%～20%。相應的比首次壓裂時井口壓力下降7～9 MPa，確保了加砂時壓力安全窗口。

支撐劑是保證壓后裂縫導流能力的關鍵［8］。小型壓裂測試顯示裂縫閉合壓力為119.32 MPa。石英砂抗破碎強度低，易壓碎嵌入并堵塞孔喉，同時儲層彈性模量在 30～40 GPa，泊松比 0.20～0.24，人工裂縫延伸困難，縫寬較窄。為保證壓后裂縫導流能力，采用高強度陶粒支撐裂縫，優選70～140目高強度陶粒+40～70目高強度陶粒+30～50目高強度陶粒組合支撐。

2.3 控縫高人工隔層技術

施工排量是壓裂設計的關鍵參數，它影響施工泵壓和裂縫的幾何尺寸。由于儲層上下無隔層，易形成寬縫造成縫高失控，根據小型壓裂測試G函數模擬的破裂壓力梯度0.019 3～0.021 0 MPa/m，取105 MPa井口額定壓力90%，進行施工排量模擬。模擬結果結合利于攜砂，又要控制裂縫高度的延伸要求，適當控制施工排量，優化本井施工排量為4.0～5.5 m3/min。既保證縫寬和加砂安全性，又可有效控制縫高的縱向延伸。

玉探1井重復壓裂時使用了粉陶注入人工隔層技術。粉陶注入人工隔層的技術是通過低排量弱交聯壓裂液攜帶粉陶注入，張開并進入初次壓裂形成的裂縫，停泵，待其沉降鋪置在裂縫下部形成人工遮擋層后再進行主壓裂，利用粉陶沉降遮擋層避免裂縫縱向過度延伸。粉陶注入人工隔層技術的粉陶用量確定是根據模擬遮擋層裂縫幾何形態計算得出。玉探1井模擬支撐縫長111 m、縫寬3.2 mm，裂縫向儲層下方延伸4 m。

遮擋層粉陶用量=支撐縫長×支撐縫寬×裂縫向儲層下方延伸高度×2，計算得出本次人工遮擋層所需70～140目粉陶用量2.84 m3。

2.4 套管雙平衡壓力保護技術

套管雙平衡壓力保護是根據壓裂施工壓力和套管承壓強度，在壓裂施工時分別同時在油套環空和技套環空施加一定的平衡壓力，以避免套管單向承壓導致的臌脹、變形、挫斷等風險。

依據《護套壓裂管柱注入工況下套管強度校核》的要求，確保壓裂時套管內外壓差不超過工具及管柱抗壓強度的80%。玉探1井油套管掛密封額定承壓105 MPa，技套懸掛密封額定承壓35 MPa。推算壓裂排量4.0～5.5 m3/min時油套環空打平衡壓30～35 MPa，技套環空打平衡壓15～20 MPa可滿足套管保護的要求。

2.5 段塞式交替注入防沉砂技術

井筒容積大，砂量較大，如果出現復雜情況，易造成沉砂，處理難度大，因此設計采用段塞式頂替加砂，即泵注程序為一段攜砂壓裂液，一段壓裂液交替注入，用壓裂液將攜砂壓裂液及時頂替入地層，以降低井筒中的沉砂風險。段塞打磨還可降低加砂階段施工壓力。加砂壓裂注入程序見表1。

表1 加砂壓裂泵注程序Table 1 Pumping process of sand fracturing

2.6 低砂比、長步長連續加砂防砂埋技術

玉探1井塞面6 109.5 m，距壓裂目的層僅45 m，口袋淺，油層套管內徑118.62 mm，只要沉砂量大于0.5 m3，即可能造成砂堵和砂埋。

針對玉探1井裂縫縫寬較窄、進砂困難問題，前置液比例由50%提高至55%，進一步增大造縫體積。3%低砂比起步，2%臺階遞增，最高砂比15%，加砂步長1.0～1.5個井筒，保證每個砂比段進地層后都能觀察壓力變化，確保安全加砂。

3 壓裂施工過程

3.1 小型壓裂測試

正式壓裂前先對玉探1井進行小型壓裂測試，依據小型壓裂短時間壓降數據，快速獲取致密儲層原始地層縫內凈壓力、裂縫閉合壓力、延伸壓力、滲透率高低以及摩阻等參數，為正式壓裂施工中的壓力異常處理方案提供指導［9］。

第1階段：以0.3 m3/min的排量注入活性水，分別在30、45、55、65 MPa下穩定排量，進行穩壓停泵，65 MPa以上逐級提升排量至3 m3/min，壓力升至72.64 MPa，穩定注入4 min，由3 m3/min逐級降排量至0.3 m3/min穩定注入80 m3活性水，觀察地層濾失情況，基本無濾失。

第2階段：0.3 m3/min排量逐級提升至6 m3/min，井筒活性水頂替干凈，開始逐級降排量，排量降至0，階梯降排量過程中壓力擴散緩慢，說明儲層致密，壓降速率為0.067 MPa/min。

停泵壓力63.1 MPa，停泵后測試壓降，1 h壓力降落4 MPa，說明滲透率低，基本無濾失。

3.2 首次壓裂現場試驗

2019年11月5日玉探1井采用多段塞打磨、段塞式加砂、超高溫延遲壓裂液、4.5～5.5 m3/min的排量、套管雙平衡壓力保護的方式進行壓裂改造。施工過程中，按10%砂比注入時，壓力由75 MPa上升至88 MPa，壓力達到施工限壓，遂調整砂比，改按8%砂比注入，導致無法完成主加砂泵注程序。因此采用了備用加砂泵注程序，累計入井液量1 720 m3，累計加砂40 m3，未完成設計加砂量(70 m3)。為確保精準評價二疊系梧桐溝組P3w1砂體的含油性，決定進行重復壓裂。重復壓裂屬于破碎性地層的壓裂問題［10］。目的層各向異性使得難度更大。

3.3 重復壓裂現場試驗

2020年4月3日對該井進行同層重復壓裂，在首次壓裂的基礎上采用了人工隔層技術［11］控制裂縫在高度方向的增長。考慮到現有條件，玉探1井選擇用粉陶作為封隔材料，并采用密度為1.12 g/cm3超高溫加重壓裂液體系進行壓裂改造。累計注入液量781 m3，順利完成設計加砂量40 m3，停泵壓力64.1 MPa。壓后采用 2級 (?2 mm+?4 mm)油嘴控制放噴。4月22日該井見油花，初期日產液11.56 m3，日產油1.5 t，自噴返排率118.7%。

4 結論與建議

(1)對于超深井，有效降低井口施工壓力是保證施工成功的先決條件。采用延遲交聯耐高溫加重壓裂液體系、控排量、套管雙平衡壓力保護、低砂比、小臺階連續段塞式加砂的方式可達到超深井壓裂改造的目的。

(2)氯化鉀加重壓裂液體系，因加重劑用量大，成本較高，難以實現效益開發，建議研究應用超高溫、低摩阻、低成本加重壓裂液體系，降低超深井壓裂成本。