瑪北油田三疊系低滲砂礫巖儲層壓裂改造工藝技術

洪 揚，吳 濤

（1.中國石油集團渤海鉆探工程公司第三鉆井公司，天津 300280；2.中國石油新疆油田分公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

近年來，針對三疊系砂礫巖的油氣勘探持續推 進，相繼發現了以瑪北油田為代表的地層—巖性油氣藏。后期的評價開發階段，位于瑪湖凹陷北斜坡區（簡稱瑪北）的瑪北油田三疊系砂礫巖低孔低滲儲層的改造效果不理想。國內學者及科研人員對低孔低滲砂礫巖力學特征及對壓裂改造的影響因素展開了研究［1-3］，對砂礫巖儲層的開發技術也有所嘗試，效果良好［4-10］。

砂礫巖儲層改造工藝的文獻多是針對厚度大、滲透率低和礫石抗壓機理單一等特點的砂礫巖儲層進行探索和實踐。準噶爾盆地西北緣三疊系百口泉組為低孔低滲砂礫巖層，多套疊置。縱向油氣顯示跨度大且各套砂礫巖地層壓力大等多種因素影響的復雜儲層，粗粒碎屑巖儲層壓裂改造工藝的配套技術系列急需探索總結。結合準噶爾盆地三疊系百口泉組低孔低滲砂礫巖儲層改造工藝的“一井一策”勘探開發實踐，以瑪北油田為例，系統總結了砂礫巖儲層組合的特殊性和滿足不同組合類型儲層需要的壓裂改造配套工藝技術系列。

1 儲層特征及壓裂改造難點

準噶爾盆地三疊紀已基本形成了統一的水體，早三疊世繼承了二疊紀晚期干旱炎熱的古氣候，導致湖盆邊緣粗碎屑沉積分布。盆地西北緣三疊系下統百口泉組發育扇三角洲沉積體系，儲層主要為扇三角洲前緣水下分流河道的砂礫巖和少量砂巖。

已鉆井的儲層物性分析結果顯示，三疊系百口泉組儲層巖性以砂礫巖為主，其次為礫巖。礫石大小不等，最大礫徑為45 mm，一般為2～40 mm，多呈次圓狀，分選性差。礫石成分以凝灰巖和花崗巖為主，巖性致密。巖石成分成熟度和結構成熟度低。儲層整體為典型的低孔、低滲砂礫巖儲層，平均孔隙度為7.69%，滲透率平均為0.33×10-3μm2。

三疊系百口泉組沉積厚度為110～190 m，整體為向上變細的湖侵二級沉積層序。在湖平面整體上升的背景下曾發育多期的水體進退，水下分流河道亞相砂礫巖與濱淺湖相的細粒沉積形成多套垂向上的三級甚至四級沉積旋回，砂礫巖儲層呈現縱向上的多套疊置特征。

依據砂礫巖層多套疊置、縱向油氣顯示跨度大且各套砂礫巖層的地層壓力大的特點，儲層壓裂改造難點主要分為以下幾點：①三疊系百口泉組砂層跨度60～80 m，上下兩套砂層組之間存在2～6 m的泥巖夾層，砂層組內部存在1～4 m的薄泥巖夾層，為砂泥巖交互型儲層；②儲層物性較差，油氣產量不高，地層壓力較高，壓力系數為1.60～1.74，射孔后會產出油氣，影響后續壓裂改造實施；③儲層厚度大，主要油氣層位于儲層上部，水層距油層約4～6 m，其間發育2～6 m的泥巖隔層，而裂縫具有向下延伸的趨勢，縱向上無高應力遮擋層，裂縫高度容易失控，有聯通水層的風險。

針對砂泥交互型儲層組合、圍巖應力差大及易出水的特點，“一井一策”的壓裂組合工藝能滿足不同類型儲層的需要。

2 直井壓裂改造技術

2.1 常壓分層壓裂增產改造

針對砂泥交互型儲層組合，首選分層壓裂改造技術，其中封隔器解封和管柱工藝是關鍵技術［11］。分層壓裂選層原則：油氣顯示、物性與縱向應力有機結合，射開油氣顯示好、物性好、應力小的單套砂體分別進行壓裂改造。在瑪北油田的開發實踐中，各套儲層的壓力如果與圍巖壓力相近，那么分層壓裂主要采用的是Y441-114型封隔器。

2.1.1 工作原理

Y441-114型封隔器采用液壓座封、雙向錨定、上提下放管柱逐級解封的方式工作。當封隔器下行至設計井深，從油管內加液壓，液壓力通過中心管傳壓孔傳至液缸，推動下活塞下行，將卡瓦撐開并錨定在管套上，同時活塞上行，壓縮封隔件密封油套環空。需要解封時，上提管柱，中心管隨管柱上行，剪斷解封剪釘，封隔件釋放，再上行，卡瓦脫離套管，封隔器解封。

2.1.2 管柱結構

以4層壓裂為例，分層壓裂封隔器管柱自下而上由承接管+Y441壓裂封隔器（帶坐封球座）+一級壓裂滑套+Y441壓裂封隔器+二級壓裂滑套+Y441壓裂封隔器+三級壓裂滑套+Y441壓裂封隔器+水力錨+防磨安全接頭+洗壓井閥組成（圖1）。

圖1 分層壓裂管柱示意圖

2.1.3 工藝技術特點

（1）實現不動管柱壓裂5層，壓裂后可實現合采。

（2）封隔器采用液壓坐封方式，壓裂前可實現循環替液，有效防止儲層污染。

2.1.4 施工流程

（1）工具入井：按設計要求連接工具下井到設計位置，并校準工具下入位置，坐井口，將油管內壓井液替出。

（2）封隔器座封：從井口投25 mm鋼球，等鋼球到位，油管打壓10，15，20，25，30 MPa，分別穩壓3 min，繼續打壓到32～35 MPa時，將球座打掉至承接管內。

（3）壓裂：采取投球打開壓裂滑套的方式自下而上逐級壓裂，承接管開口處投球后直接落至井底。

（4）解封：上提管柱80～110 kN，最上級壓裂封隔器解封，然后壓裂封隔器分級打撈、解封起出。

2.1.5 應用效果

開發實踐中，現場試驗15井次，最多分4層，單層最大進砂量70 m3，最高施工壓力68 MPa，最大下深3 304 m，成功率100%。

2.2 套管橋塞分層壓裂工藝

瑪北油田三疊系百口泉組儲層物性較差，常規試產時油氣產量不高，個別區塊地層壓力較高，壓力系數為1.60～1.74，射孔就能產出油氣。地層連續產出油氣時，提射孔槍、下壓裂管柱均需要泥漿壓井，會對油層產生污染。下入油管分層壓裂封隔器后將無法替出井筒內泥漿，泥漿沉淀后，分層封隔器將會無法提出，導致工程事故。這類儲層無法實現油管封隔器分層壓裂改造的目的，需選用射孔橋塞工具實現分層壓裂的目的。

套管橋塞分層壓裂工藝原理：井口防噴設備可以實現電纜帶壓射孔，第一段射孔后若井筒內起壓也可提出射孔槍。射孔后對第一段進行壓裂改造，壓裂結束后帶壓下入速鉆橋塞，對第二段進行射孔，然后進行第二段的壓裂改造。如此類推，理論上可以實現無數級射孔、壓裂改造。瑪北油田開發實踐中，射孔、壓裂改造最多是5段。橋塞帶單流凡爾，壓裂結束后可以實現合采。若井筒出砂，可以下連續油管鉆掉井筒的橋塞，確保井筒內油氣的暢通，實施生產測井等工藝以評價壓裂效果。

壓裂后，累計退液241.93 m3，4 d后采用2.0 mm油嘴試產，產油36.50 m3／d，累計產油593.32 m3，含油92.00%。

開發實踐中，瑪北油田共5井選用套管橋塞分層壓裂工具，高效、安全實施了壓裂施工作業，壓裂后均獲高產工業油氣流，日產油量遠高于鄰井實施大段合壓措施的產油量（圖2）。

2.3 二次加砂改造工藝

瑪北油田三疊系儲層改造除前述的分層壓裂工藝外，在改造儲層提高產能過程中還面臨兩個難點：一是儲層厚度大，主要油氣層位于儲層上部，而裂縫具有向下延伸的趨勢，加之地層閉合時間長，支撐劑沉降，影響上部主要油氣層的改造效果；二是縱向上無高應力遮擋層，裂縫高度容易失控，有溝通水層的風險。

針對三疊系砂礫巖儲層的改造難點，提出了二次加砂的儲層改造工藝。

二次加砂壓裂是將設計的總砂量通過合理的二次泵注加入油層，第一次壓裂完畢后停泵一段時間，等待支撐劑沉降，促使井筒周圍應力重新分布。等裂縫閉合后，再進行第二次加砂壓裂。第一次壓裂形成的支撐劑砂堤，可為下一次壓裂提供一定應力遮擋［12-13］。相比常規加砂壓裂，二次加砂壓裂能充填裂縫，提高裂縫導流能力，控制裂縫向下延伸。

第一次加砂后的支撐劑會向裂縫的底部沉降運移，在下部形成一個應力集中的穩定遮擋層，裂縫沿高度方向的延伸受阻，這與以往采用的下沉劑控縫高具有同樣的效果。第一次加砂量遠遠大于常規采用的下沉劑用量，第一次加砂凈壓力控制得當，可以實現更好的控下縫高的效果，從而保證二次加砂時，裂縫不再向下延伸。

瑪湖凹陷北斜坡區三疊系砂礫巖儲層，二次加砂日產油量明顯高于一次加砂鄰井的日產油量，壓裂增產效果明顯（圖3）。

圖3 二次加砂與一次加砂壓裂效果對比

3 水平井壓裂改造

瑪湖凹陷北斜坡三疊系砂礫巖儲層的水平井改造工藝主要包括裸眼封隔器投球滑套壓裂技術和套管橋塞多簇射孔聯作壓裂技術。

3.1 裸眼封隔器投球滑套壓裂技術

針對裸眼封隔器完井的水平井，在采取投球打開壓裂滑套的方式逐級壓裂基礎上，開展了纖維轉向一級多縫技術的研發，在室內開展纖維轉向壓裂實驗。第一次壓裂，形成了兩條近南北向的裂縫，壓裂結束時添加高濃度纖維，停泵10 min后再次進行壓裂。第二次壓裂，形成了一條近南西向的裂縫，室內實驗證實纖維縫內暫堵可提高縫內凈壓力，實現液體轉向，進而形成轉向裂縫。

纖維轉向一級多縫技術是在同一級裸眼段內實施二次加砂，在第一級壓裂加砂末端加入高濃度纖維攜砂對裂縫端口實施暫堵，停泵60 min后在同一裸眼段實施第二次壓裂，壓裂液進入地層后將從裸眼段內應力相對薄弱處起裂。

水平井X91-H井水平段最小水平應力小于0.3 MPa。選用纖維轉向一級多縫技術，加砂結束時加入高濃度纖維暫堵，纖維濃度由2～4 kg／m3增加至10～12 kg／m3，為減少砂堵的風險，砂濃度由600 kg／m3降至240 kg／m3。電法監測資料顯示，12級壓裂形成23條裂縫，基本達到了同一裸眼段內形成2條裂縫。

3.2 套管橋塞多簇射孔壓裂配套技術

套管完井的水平井射孔后進行壓裂改造，為保持水平段人工裂縫間距合理，需要控制人工裂縫的起裂點。射孔井段較短，大多為0.5～1.0 m，射孔孔眼的摩阻很大，施工泵壓需增加30.0～40.0 MPa。開發實踐中選用土酸酸化預處理可使施工泵壓大幅下降。土酸配方組成：15.0%HCL+2.0%HF +2.0%緩蝕劑+0.3%降阻劑+1.0%助排劑+1.0%破乳劑+3.0%黏土穩定劑。X92-H井施工排量為3 m3／min，施工泵壓為61.5～63.5 MPa，酸液進入地層后施工泵壓降至25.9 MPa，壓裂施工順利實施（圖4）。

圖4 X92-H井第12級壓裂施工曲線

水平井水力泵入式快鉆橋塞壓裂技術具有封隔可靠、分段壓裂級數不受限制、裂縫布放位置精準等特點。套管橋塞射孔壓裂工藝能夠在壓裂結束后利用連續油管鉆掉井內橋塞，自主完成水平井油管鉆磨橋塞，X92-H井完成12個橋塞的鉆磨，每個橋塞鉆磨時間平均為38 min，最快用時9 min。

現場共實施了水平井壓裂改造3井次，其中裸眼封隔器投球滑套壓裂2井次，橋塞射孔聯作壓裂1井次，開發效果良好（表1）。

表1 瑪北油田三疊系百口泉組水平井壓裂施工統計

4 結論

（1）對儲層多套、有泥巖隔層且縱向油氣顯示跨度大的儲層，實施油管封隔器分層壓裂工藝。壓裂前可實現循環替液，壓裂后可實現合采。

（2）儲層物性差且地層壓力高，射孔即出油，無法實現油管封隔器分層壓裂改造的儲層，采用套管橋塞分層壓裂工藝。該工藝可下連續油管鉆掉井筒的橋塞，可確保井筒內油氣的暢通實現合采，實施生產測井等工藝以評價壓裂效果。

（3）油氣層多位于厚砂層的上部且裂縫向下延伸易溝通水層的情況，實施二次加砂的儲層改造工藝。該工藝可實現支撐劑向上鋪置，提高油層上部裂縫導流能力，改變地應力狀態，控制縫高擴展，增加裂縫長度。

（4）儲層物性差，直井壓裂改造后油氣產量不高，或初期油氣產量較高，但產量遞減快，無法長期穩產的開發現狀，實施水平井裸眼封隔器投球滑套壓裂和橋塞射孔聯作壓裂的儲層改造工藝。該工藝具有封隔可靠、分段壓裂級數不受限制、裂縫布放位置精準的特點，同時能夠在壓裂結束后利用連續油管鉆掉井內橋塞。