蘇里格致密氣水平井完井壓裂技術(shù)對(duì)比研究

李憲文 李喆 肖元相 陳寶春 張燕明 史華

1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地，構(gòu)造上隸屬伊陜斜坡，主力產(chǎn)層為二疊系石盒子組，巖性以巖屑砂巖為主，壓力系數(shù)小于0.9，平均孔隙度小于10%，有效滲透率低于0.1×10?3μm2，為典型的致密砂巖氣藏。儲(chǔ)集層橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向多期疊置，有效厚度薄(5~8 m)，直井壓裂后產(chǎn)量低(平均日產(chǎn)氣低于1×104m3/d)。為了提高開發(fā)效果，長(zhǎng)慶油田2008年開展水平井壓裂技術(shù)探索試驗(yàn)，主體采用裸眼完井方式，并在此基礎(chǔ)上形成了裸眼封隔器分段壓裂工藝和多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝2大主體技術(shù)。開發(fā)早期主要在主砂帶進(jìn)行改造，整體物性相對(duì)較好，通過(guò)水平井裸眼完井分段壓裂技術(shù)提高了單井的泄流面積，水平井初期產(chǎn)量達(dá)到(3.0~5.0)×104m3/d，是鄰近直井的3倍左右，增產(chǎn)效果顯著，促進(jìn)了水平井的規(guī)模應(yīng)用［1-3］。

近年來(lái)，隨著盆地致密氣儲(chǔ)層品質(zhì)不斷下降，儲(chǔ)層條件日趨復(fù)雜，特別是以蘇里格氣田東區(qū)為代表的致密砂巖，對(duì)水平段的有效壓裂、裂縫體積的需求越來(lái)越大。水平井裸眼完井方式存在施工排量小、不能對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行有效封隔，實(shí)現(xiàn)多層段有效改造的問(wèn)題，水平井投產(chǎn)產(chǎn)量逐年降低。2015年以后隨著鉆井、固井技術(shù)的提升和儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)的深化，蘇里格氣田以提高段間封隔有效性、進(jìn)一步提高致密氣水平井單井產(chǎn)量為目標(biāo)，開展水平井固井完井橋塞分段壓裂工藝試驗(yàn)。通過(guò)完井方式的改變，試氣產(chǎn)量大幅提升，實(shí)現(xiàn)致密氣水平井鉆完井技術(shù)升級(jí)。

1 不同完井方式下的主體壓裂工藝對(duì)比

1.1 工藝原理

1.1.1 裸眼完井分段壓裂工藝

蘇里格氣田水平井水平段裸眼完井方式下主體采用多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝和裸眼封隔器分段壓裂工藝2大主體技術(shù)。由于裸眼封隔器管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜，對(duì)完井井眼軌跡要求高，工具下入風(fēng)險(xiǎn)大、事故率高，蘇里格致密氣水平井主體應(yīng)用不動(dòng)管柱多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝。

多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝通過(guò)油管注入液體，依據(jù)伯努利原理，采用一種特殊設(shè)計(jì)的高壓水力噴射工具，帶砂液體從噴射器的噴嘴中射出后流速相當(dāng)高，利用動(dòng)能和壓能的轉(zhuǎn)換原理，在幾分鐘內(nèi)便可擊穿套管，并在地層巖石上形成噴孔并壓開地層，如圖1所示。在裂縫形成后，依靠射流效應(yīng)，將泵注的流體導(dǎo)入裂縫［4-8］。由于氣井井控風(fēng)險(xiǎn)高，不能拖動(dòng)管柱施工，所以采用不動(dòng)管柱、多級(jí)滑套工具，實(shí)現(xiàn)多段壓裂。在壓裂完一段后通過(guò)投球打開下級(jí)噴砂滑套，并封堵下部管柱，利用管柱外環(huán)空內(nèi)的水力射流增壓原理，實(shí)現(xiàn)油套管環(huán)形空間的層內(nèi)軟封隔，壓開下級(jí)裂縫，最終實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱一井多段分段改造。

圖1 水力射孔射流壓裂原理示意圖Fig.1 Principle of hydraulic perforation and jet fracturing

1.1.2 固井完井分段壓裂工藝

國(guó)內(nèi)外致密氣田水平井水平段固井完井方式下壓裂工藝主體有橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂工藝和連續(xù)油管帶底封水力射孔環(huán)空壓裂工藝，但是以橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂工藝為主。蘇里格致密氣田水平井固井完井條件下的壓裂工藝主體也采用該種壓裂工藝。

橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂工藝是在水平段全井段固井完井條件下，采用連續(xù)油管傳輸射孔，通過(guò)套管注入泵注流體壓裂。壓裂施工結(jié)束后，用液體將帶射孔槍的橋塞工具串泵入水平段指定封隔位置，通過(guò)電纜實(shí)現(xiàn)多簇射孔與橋塞封堵聯(lián)作，進(jìn)行下級(jí)壓裂作業(yè)。逐級(jí)下入工具，逐級(jí)壓裂，改造后合層排液投產(chǎn)［9-11］。

1.2 技術(shù)特點(diǎn)

結(jié)合壓裂工藝原理、施工過(guò)程，總結(jié)2種不同壓裂工藝的技術(shù)特點(diǎn)見表1。

1.3 優(yōu)勢(shì)與不足

1.3.1 不動(dòng)管柱多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝

由于不動(dòng)管柱多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝采用?88.9 mm+?73 mm油管作為射孔、壓裂、生產(chǎn)一體化管柱，不需要下入封隔器，具有工藝簡(jiǎn)單、費(fèi)用低、投產(chǎn)速度快的優(yōu)點(diǎn)，但是同樣在使用過(guò)程中產(chǎn)生了一些不足：(1)非均質(zhì)儲(chǔ)層條件下，水力射流可實(shí)現(xiàn)1~5 MPa的增壓，從而實(shí)現(xiàn)段間的軟封隔。但是當(dāng)儲(chǔ)層破裂壓力與裂縫延伸壓力差值大時(shí)5 MPa時(shí)，就無(wú)法滿足封隔要求。(2)采用?88.9 mm+?73 mm油管注入壓裂，施工排量一般在3.0 m3/min以內(nèi)，不能滿足致密氣高排量壓裂需求。(3)后期采氣工藝受限。采用?88.9 mm+?73 mm壓裂管柱生產(chǎn)，井筒管柱復(fù)雜，不利于后期排水采氣作業(yè)。

表 1水平井不同壓裂工藝特點(diǎn)Table 1 Characteristics of different horizontal well fracturing technologies

1.3.2 橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂工藝

對(duì)比不動(dòng)管柱多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝，由于管柱結(jié)構(gòu)、封隔方式的不同，具有一定技術(shù)優(yōu)勢(shì)。(1)封隔可靠性高。通過(guò)橋塞實(shí)現(xiàn)下層封隔，通過(guò)試壓可判斷出是否存在竄層的可能性，在鉆塞過(guò)程中，通過(guò)實(shí)測(cè)橋塞位置，可判斷橋塞是否移位。(2)壓裂位置精確。通過(guò)射孔實(shí)現(xiàn)定點(diǎn)起裂，裂縫布放位置精準(zhǔn)。(3)壓后井筒完善程度高。橋塞由可鉆復(fù)合材料或者可溶材料組成，比重較小，可鉆橋塞鉆磨后的橋塞碎屑可隨油氣流排出井口，可溶橋塞在井底條件下7 d后自然溶解，為后續(xù)作業(yè)和生產(chǎn)留下全通徑井筒，滿足后期作業(yè)需求。

1.4 作業(yè)成本及施工效率

1.4.1 鉆完井費(fèi)用

根據(jù)工程造價(jià)體系，對(duì)鉆完井及壓裂改造費(fèi)用進(jìn)行了測(cè)算。以改造7段為例，水平井固井完井橋塞分段壓裂工藝由于水平段采取固井完井作業(yè)，單井費(fèi)用(含鉆井費(fèi)用、試氣壓裂費(fèi)用及其他費(fèi)用)為1 940萬(wàn)元，較水力噴射分段壓裂工藝費(fèi)用1 840萬(wàn)元增加100萬(wàn)元。但是現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，固井完井橋塞分段壓裂工藝較裸眼完井分段壓裂工藝增產(chǎn)效果明顯，完全可以彌補(bǔ)施工費(fèi)用的增加。同時(shí)隨著石英砂、低成本滑溜水等低成本材料的成熟應(yīng)用，2種完井方式下的壓裂作業(yè)成本進(jìn)一步降低。

1.4.2 施工效率

結(jié)合不同工藝的施工特點(diǎn)，以單段平均砂量40 m3、液量520 m3為標(biāo)準(zhǔn)，測(cè)算不同壓裂工藝的施工周期數(shù)據(jù)見表2。雖然橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂工藝施工排量高，但是受到氣井埋深大、壓力高的影響，壓裂作業(yè)中間采用電纜泵送射孔槍、橋塞進(jìn)行射孔、坐封作業(yè)時(shí)，泵送排量低(1.5 m3/min)，存在段間作業(yè)等待時(shí)間長(zhǎng)的問(wèn)題，單段施工時(shí)間要略高于水力噴射分段壓裂工藝，當(dāng)壓裂規(guī)模進(jìn)一步增大后，由于橋射聯(lián)作壓裂施工排量高，施工效率較水力噴射分段壓裂工藝增效明顯。

表2 不同壓裂工藝施工周期對(duì)比Table 2 Construction cycle comparison between different fracturing technologies

長(zhǎng)慶氣田通過(guò)開展工廠化作業(yè)，針對(duì)橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂工藝施工特點(diǎn)，形成大平臺(tái)拉鏈?zhǔn)焦S化作業(yè)模式，利用“1套壓裂機(jī)組+1套橋塞聯(lián)作作業(yè)機(jī)組+2口水平井”進(jìn)行交叉作業(yè)的模式，大幅減少作業(yè)等待時(shí)間，將壓裂效率由2~3段/d提高到6~8段/d，并創(chuàng)造單機(jī)組單日壓裂16段的國(guó)內(nèi)氣田作業(yè)記錄。

2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐對(duì)比

2.1 增產(chǎn)效果對(duì)比

長(zhǎng)慶氣田于2015—2019年開展水平井固井完井分段壓裂工藝攻關(guān)，固井完井橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂技術(shù)規(guī)模應(yīng)用376口井，與同期壓裂的水平井裸眼完井分段壓裂工藝對(duì)比結(jié)果見表3。在水平段長(zhǎng)度、有效儲(chǔ)層長(zhǎng)度相近的情況下，壓后試氣無(wú)阻流量由39.9×104m3/d提高到69.8×104m3/d，提高了75%，增產(chǎn)顯著；其中，2015—2016年壓裂的3口橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂水平井平均生產(chǎn)660 d，累產(chǎn)氣量3 117.1×104m3，對(duì)比鄰近裸眼井累產(chǎn)氣量2 415.9×104m3提高了30%左右，增產(chǎn)效果明顯，并具有較強(qiáng)的穩(wěn)產(chǎn)能力。

表 3不同完井方式下不同壓裂工藝試氣效果對(duì)比Table 3 Well test result comparison between different fracturing technologies under different completion modes

2.2 原因分析

2.2.1 儲(chǔ)層壓裂地質(zhì)特征

對(duì)近5年長(zhǎng)慶蘇里格致密砂巖儲(chǔ)層水平井壓裂施工數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，最高施工壓力(破裂壓力)與裂縫閉合壓力(裂縫閉合壓力=停泵壓力+井筒靜液柱壓力)差值大于5 MPa的施工段占比達(dá)到43%，部分段的差值大于10 MPa。采用多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂工藝時(shí)，水力射流的增壓值通過(guò)長(zhǎng)慶氣田的多年實(shí)踐及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證為3~5 MPa，數(shù)據(jù)表明43%的水平井壓裂施工段若采用水力噴射分段壓裂工藝會(huì)出現(xiàn)無(wú)法有效封隔的可能。

2.2.2 井下微地震監(jiān)測(cè)

采用井下微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)，對(duì)裸眼完井分段壓裂的蘇東X-H1井壓裂過(guò)程進(jìn)行人工裂縫監(jiān)測(cè)(圖2)。圖中不同顏色表示不同壓裂段數(shù)地震監(jiān)測(cè)響應(yīng)點(diǎn)，從監(jiān)測(cè)結(jié)果可以看到，第3、4段，第6、7段之間竄層嚴(yán)重，封隔有效性差；第5段因?yàn)閮?chǔ)層致密，施工排量小(2.6 m3/min)，壓裂裂縫體積小(圖3)。整體壓裂效果較差，壓后試氣無(wú)阻流量不足10×104m3。對(duì)3口裸眼完鉆井的壓裂井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果進(jìn)行分析，26.1%的改造段封隔差。監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，裸眼完鉆壓裂井的段間封隔有效性差(表4)。

圖2 蘇東X-H1井井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果Fig.2 Downhole microseismic monitoring result of Well Sudong X-H1

圖3 蘇東X-H1井壓裂后裂縫形態(tài)示意圖Fig.3 Fracture morphology after the fracturing of Well Sudong X-H1

表4 裸眼完鉆壓裂井井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果Table 4 Downhole microseismic monitoring result of open hole completion and fracturing well

2.2.3 裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果

為了對(duì)水平井固井完井橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂井封隔有效性進(jìn)行監(jiān)測(cè)、評(píng)價(jià)，長(zhǎng)慶氣田對(duì)試驗(yàn)井開展了連續(xù)油管、化學(xué)示蹤劑產(chǎn)氣剖面測(cè)試等多種測(cè)試方式對(duì)各段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)情況進(jìn)行對(duì)比分析(表5、表6)。分析結(jié)果表明各段均有產(chǎn)氣貢獻(xiàn)，即橋塞段間封隔可靠，各段均得到有效改造(圖4)。

2.2.4 壓裂體積對(duì)比

在蘇里格東區(qū)進(jìn)行了4口目的層物性相近水平井的壓裂對(duì)比試驗(yàn)，通過(guò)井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)分析注入壓裂排量對(duì)改造體積的影響。對(duì)比研究表明(圖5)，在砂量和注入液量相同的情況下，隨著排量的增加，儲(chǔ)集層改造體積增加，當(dāng)壓裂排量為6~10 m3/min時(shí)，儲(chǔ)集層改造體積是常規(guī)壓裂工藝(3~4 m3/min)改造體積的2倍多。分析認(rèn)為水力壓裂裂縫擴(kuò)展幾何形態(tài)受控于縫內(nèi)凈壓力，隨著施工排量的提高，裂縫內(nèi)的凈壓力升高，裂縫可以有效突破隔夾層，獲得更大的裂縫體積。所以，提高施工排量可以有效地增加儲(chǔ)集層改造體積［12］。

表5 靖X-H1井連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測(cè)試Table 5 Coiled-tubing gas production profile test of Well Jing X-H1

表6 靖X-H2井化學(xué)示蹤劑產(chǎn)氣剖面測(cè)試Table 6 Chemical-tracer gas production profile test of Well Jing X-H2

圖4 靖X-H2井壓后裂縫形態(tài)示意圖Fig.4 Fracture morphology after the fracturing of Jing X-H2

從表1中可以看出，固井條件下橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂的施工排量達(dá)到8 m3/min以上，不動(dòng)管柱多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂的排量為3 m3/min，結(jié)合井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果，預(yù)測(cè)固井條件下水平井壓裂體積可達(dá)裸眼完井條件下的壓裂體積的2倍以上，也是造成試氣效果不同的原因之一。

圖5 壓裂排量與改造體積關(guān)系圖Fig.5 Relationship between fracturing displacement and stimulated reservoir volume

2.3 分析與討論

結(jié)合2種工藝壓裂裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果，裸眼完井分段壓裂工藝段間封隔有效性隨著儲(chǔ)層致密、破裂壓力與裂縫延伸壓力差值大，無(wú)法滿足封隔要求，封隔有效性差，部分段無(wú)法有效改造，影響壓裂效果。固井完井橋塞分段壓裂工藝可以實(shí)現(xiàn)段間有效封隔，各段均能實(shí)現(xiàn)有效改造(見表5、表6)，滿足了對(duì)水平段有效壓裂的需求。另一方面，固井條件下橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂的施工排量為8.0 m3/min，不動(dòng)管柱多級(jí)滑套水力噴射分段壓裂的排量為3.0 m3/min，固井條件下水平井壓裂體積也達(dá)到了裸眼完井條件下的壓裂體積的2倍以上，可以有效提升致密儲(chǔ)層壓裂體積。

對(duì)前期試驗(yàn)井的長(zhǎng)期投產(chǎn)效果進(jìn)行跟蹤研究可知，固井條件下橋射聯(lián)作多簇射孔分段壓裂試驗(yàn)井對(duì)比鄰井裸眼完井分段壓裂工藝井增產(chǎn)30%左右。另外從前期的試氣、投產(chǎn)對(duì)比結(jié)果(表3)可以看出，固井完井分段壓裂水平井可以滿足水平段大排量、大規(guī)模的壓裂模式，可以形成更大的裂縫體積，增產(chǎn)效果顯著，但是投產(chǎn)增產(chǎn)幅度小于試氣增產(chǎn)幅度。分析認(rèn)為受蘇里格氣田目前水平井井網(wǎng)規(guī)模(600 m×2 300 m)的限制，需要控制水平井水平段裂縫長(zhǎng)度，減少井間干擾的影響。井網(wǎng)大小限制了水平井的提產(chǎn)空間，增產(chǎn)效果有限。后期可以通過(guò)進(jìn)一步優(yōu)化井網(wǎng)，提高單井控制面積，有望獲得更好的增產(chǎn)效果。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)與水平井裸眼完井分段壓裂工藝相比，固井完井分段壓裂工藝的井筒結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，后期作業(yè)難度小，能夠保障蘇里格致密氣水平井長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)。

(2)固井完井分段壓裂工藝封隔有效度高，可以滿足大排量混合壓裂設(shè)計(jì)需求，對(duì)比裸眼完井分段壓裂工藝實(shí)現(xiàn)了試氣產(chǎn)量的大幅提高，部分長(zhǎng)期投產(chǎn)井增產(chǎn)達(dá)到30%左右，是長(zhǎng)慶致密氣提高單井產(chǎn)量的技術(shù)方向。

(3)固井完井分段壓裂技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)水平段壓裂段數(shù)、施工規(guī)模的不受限制，為致密氣水平井的進(jìn)一步提產(chǎn)提供了條件。