涇河致密油藏水平井速鉆橋塞分段改造實踐

王 越 陳付虎 高志軍 姚昌宇

（中石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006）

涇河油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，目前主要開發(fā)層位為延長組長8油層。儲層埋藏淺，裂縫發(fā)育，非均質性強，儲隔層應力差小，給壓裂改造帶來很大難度。前期水平井主要采用裸眼封隔器分段壓裂工藝，取得了較好的改造效果。但該工藝分段級數有限，無法實現壓后全通徑，在生產中逐漸暴露出不利于后期作業(yè)的問題，需引進新的壓裂工藝［1-2］。

速鉆橋塞壓裂是國外在頁巖氣水平井中發(fā)展起來的一種先進的分段壓裂工藝，本文以JH32P1井為例，對該工藝在致密油藏中的適用性進行了評價。JH32P1井完鉆垂深1 215 m，水平段長1 001 m，鉆遇砂巖817 m，采用?139.7 mm生產套管固井完井。儲層平均孔隙度7.6%，平均滲透率0.22 mD，屬特低孔、特低滲儲層。

1 速鉆橋塞分段壓裂工藝原理

速鉆橋塞分段壓裂工藝采用套管固井，通過下入分層橋塞對改造段進行分隔，可實現任意級數的分段壓裂。速鉆橋塞長度0.78 m，外徑111.5 mm，耐壓70 MPa，見圖1。橋塞采用特殊材質，易鉆，整體幾無金屬成分，鉆后可實現井筒的全通徑。采用壓裂液從油套環(huán)空注入方式施工，具有人工裂縫起裂位置確定、改造規(guī)模大的優(yōu)點［3-4］。

圖1 速鉆橋塞

采用?139.7 mm套管作為壓裂管柱，根據鄰井涇河41井長81層壓裂施工情況，破裂壓力梯度為0.022 MPa/m，裂縫延伸壓力梯度0.014 MPa/m，結合采用的壓裂液摩阻系數，計算在不同施工排量下的地面施工壓力（表1）。

表1 不同施工排量下井口施工壓力預測結果

根據計算結果，在3.5 m3/min排量下，施工壓力最大為14.1 MPa。因橋塞最大外徑為111.5 mm，為保證橋塞順利下入，選用的大通徑井口為標準KQ130/65-70采氣井口。

2 壓裂液和支撐劑優(yōu)選

根據涇河油田鄰井壓力溫度測試資料，地溫梯度預測為2.37 ℃/100 m，預測本井目的層溫度為46.7 ℃，地層溫度低，加入低溫激活劑，解決儲層低溫破膠難題。采用中低溫壓裂液體系：0.35%HPG（一級）+0.3%破乳助排劑+1.0%KCl+0.1%殺菌劑+0.3%低溫激活劑，活性水配方為：0.3%破乳助排劑+1%KCl。室內用PVS高溫高壓流變儀評價了壓裂液體系在60 ℃時的耐溫耐剪切性能。實驗壓力3.5 MPa，剪切速率 170 s–1，剪切 1.5 h 黏度仍保持在 150 mPa·s左右，體系耐溫耐剪切性能較好，可滿足施工要求。

根據鄰井施工資料，地層閉合壓力梯度約為0.013 MPa/m，地層有效閉合壓力在11.6 MPa左右，主加砂采用20～40目（0.425～0.85 mm）石英砂作為支撐劑，石英砂導流能力達到40μm2·cm以上，可滿足改造要求。支撐劑性能要求：28 MPa下破碎率≤ 14%，體積密度≤1.55 g/cm3。

3 壓裂參數優(yōu)化設計

選取油氣顯示好、低自然伽馬、低泥質含量、高孔隙度段作為射孔段，對整個水平井分6段進行壓裂改造。第1段采取油管傳輸射孔，102 槍 、127 彈、孔密20 孔/m；第2～6段采取89 mm深穿透彈，每段射厚1 m，孔密16 孔/m，相位角60°，有利于集中改造目的層。根據水平段固井質量及射孔段選取橋塞坐封位置，保證層間的有效分隔和施工安全。

根據井區(qū)地應力方向與水平段方位分析，水平段方位約為159°，該區(qū)塊最大主應力方向75°，該井井身方向與裂縫方向的夾角為84°，壓裂裂縫近似呈橫向縫。

根據鄰井涇河41井長8層段測井巖性分析，目的層上下隔層遮擋能力差，下部緊鄰油水同層，若排量過高，易造成縱向上縫高失控并增大施工摩阻及泵壓，另考慮部分井段固井質量差，為避免壓竄，需對施工排量進行合理控制。綜合考慮支撐劑在水平段的沉降規(guī)律，優(yōu)化施工排量為3.0～3.5 m3/min。前置液段加入40～70目粉陶段塞打磨炮眼和裂縫壁面，降低壓裂液濾失并減小彎曲摩阻，適當降低前置液比例，增大砂比，提高壓裂改造效果［5］（表 2）。

表2 JH32P1井6段壓裂設計參數

根據平面井網關系、儲層砂體厚度、垂向應力分布情況，優(yōu)化裂縫長度100～120 m左右，結合各層段物性變化采取差異化設計，其中第1～4段物性較差，裂縫縫長110～120 m，第5～6段物性相對較好，裂縫縫長控制在100～110 m左右，每段加砂總規(guī)模29.0～32.0 m3。

4 現場應用

4.1 施工步驟

（1）通井刮管后，對第1段進行射孔，裝井口壓裂第1段。

（2）下入射孔—橋塞坐封聯作模擬工具串，泵送至設計位置后，確認無礙后提出井口。

（3）下入射孔—橋塞坐封聯作工具串，泵送至橋塞坐封位置下接箍位置以下約5 m，再上提管串至設計位置停車坐封橋塞。

（4）上提電纜至射孔位置進行射孔，上提射孔槍出井口檢查發(fā)射率。

（5）按設計完成第2段壓裂，循環(huán)以上步驟完成各段施工。

（6）放噴結束后，下入鉆塞工具串將橋塞鉆除。

4.2 施工參數

JH32P1井于2013年4月24日下入通井工具開始施工，整個施工期間共進行一次常規(guī)射孔作業(yè)，5次電纜下入橋塞—射孔聯作施工，使用活性水泵送橋塞，泵送排量為0.5～1.9 m3/m in，泵送壓力5.7～11.3 MPa，平均每個橋塞用時24.2 m in，平均泵送液量31.9 m3，橋塞下放速度約50 m/m in。

該井于2013年4月29日至5月3日完成壓裂施工，歷時4 d，純施工時間20.5 h。除第6段破裂壓力不明顯，其余施工一切正常（表3）。從施工情況來看，施工初期壓力較高，加入段塞后均有較大程度的下降，平均降低約3 MPa。原因可能為射孔不完善，近井筒摩阻過大，需進一步優(yōu)化射孔參數。

表3 JH32P1井施工參數

4.3 壓后效果

該井壓后分別用3、5、8 mm油嘴控制放噴，2013年5月7日井口壓力降為0 MPa，組下鉆掃工具。下入5LZ90×3.5型螺桿鉆對橋塞進行鉆掃，至5月11日成功鉆除全部橋塞。純鉆塞時間7 h，平均單個橋塞鉆時1.4 h。

該井壓后25 d機抽見油，試油最高日產油14.2 t，與鄰井同層位采用裸眼管外封隔器工藝改造的JH17P55井對比，兩口井單段加砂量、平均砂比及施工排量接近，從錄井顯示及儲層物性來看，JH17P55井儲層地質條件明顯好于JH32P1井，而壓后JH32P1井產量高出JH17P55井一倍，增產效果顯著。

5 結論

（1）經過施工管柱、壓裂液、施工參數等一系列優(yōu)化，速鉆橋塞分段壓裂工藝在涇河油田JH32P1井試驗取得成功，增產效果顯著。施工中暴露出射孔不完善的問題，需對射孔參數進一步優(yōu)化。

（2）JH32P1井的成功壓裂驗證了套管完井、速鉆橋塞分段壓裂工藝的可行性，該工藝施工規(guī)模大，級數無限制，后期改造無障礙，改造效果顯著，未來可在涇河油田進一步推廣應用。

［1］ 楊富，鄒國曙，馬得華，等 . 蘇里格氣田蘇平 36-6-23 井裸眼完井分段壓裂技術［J］. 石油鉆采工藝，2010，32（4）：46-50.

［2］ 郭建春，趙志紅，趙金洲，等 . 水平井投球分段壓裂技術及現場應用［J］. 石油鉆采工藝，2009，31（6）：86-88.

［3］ 胡艾國，熊佩，姚昌宇，等. 大牛地氣田水平井壓裂技術現狀及展望［J］.鉆采工藝，2012, 35（5）： 59-62.

［4］ 何祖清，彭漢修，郭朝輝，等.可鉆泵送橋塞研制與試驗［J］.石油機械，2012，40（3）：20-23.

［5］ 溫慶志，張士誠，王雷，等 . 支撐劑嵌入對裂縫長期導流能力的影響研究［J］. 天然氣工業(yè)，2005，25（2）：65-68.