馬58H致密油藏水平井分段多簇射孔壓裂技術

劉建偉　張佩玉　廖天彬　劉海廷　李天君　滕　強

（1. 吐哈油田公司工程技術研究院，新疆鄯善　838202；2. 吐哈油田公司技術監測中心，新疆鄯善　838202）

馬58H致密油藏水平井分段多簇射孔壓裂技術

劉建偉1張佩玉1廖天彬1劉海廷1李天君1滕強2

（1. 吐哈油田公司工程技術研究院，新疆鄯善838202；2. 吐哈油田公司技術監測中心，新疆鄯善838202）

馬58H井是位于三塘湖盆地馬朗凹陷馬中地層巖性圈閉的水平探井，屬致密凝灰巖油藏，具有高孔低滲、小孔喉、非均質性強的特點，水平井段長804 m。為解決該井壓裂作業存在的難題，開展了致密油藏水平井分段壓裂技術研究。針對低溫井壓裂液快速破膠難及施工后對致密油儲層的傷害問題，研制出配套的超低濃度、低傷害復合壓裂液體系，并通過對裂縫條數、裂縫長度、裂縫導流能力的優化、鋪砂濃度與導流能力關系優化、簇間距及孔數優化，采用速鉆橋塞分段多簇射孔壓裂工藝，順利完成了該井壓裂施工。馬58H井分段壓裂施工總液量7 755.9 m3，總砂量566.3 m3，最高排量11.2 m3/min，壓裂后獲得日產131 m3的高產油流，為吐哈油田三塘湖致密油高效開發動用探索了一條新途徑。

致密油藏；水平井；分段壓裂；多簇射孔；速鉆橋塞

致密油氣藏儲層巖石致密、滲透率超低，因此采用常規壓裂形成單一裂縫的增產改造措施難以實現其商業開采價值，必須探索研究新型的壓裂改造技術。借鑒國外頁巖氣水平井分段壓裂技術的成功利用，國內提出了水平井分段壓裂改造致密油藏的設想，并在一些油田進行了初步研究、實驗和應用。實踐證明，致密油藏水平井體積壓裂能使儲層形成復雜縫網、增大改造體積，不僅初期產量高，而且更有利于長期穩產［1-10］。

馬58H井是三塘湖盆地馬朗凹陷馬中地層巖性圈閉的一口探井。該井水平段長804 m，巖性主要為灰色、深灰色凝灰巖、玄武巖，具備低密度、高孔、高含油飽和度、小吼道低滲透的典型致密油藏的特征。本研究的主要目的是攻關致密油水平井大型體積壓裂技術，以實現該區塊致密油的高效開發動用。

1　油藏地質概況

馬58H井處于馬朗凹陷P2t大型地層巖性圈閉的中部，是三塘湖盆地馬朗凹陷馬中地層巖性圈閉一口探井。井口位于馬57H井西南約300 m、馬7井西北約3.89 km處。該井水平段長804 m，水平段屬條湖組層段，屬致密凝灰巖、高孔、低滲小孔喉油藏。壓裂的主要目的是攻關致密油水平井大型體積壓裂技術，以實現致密油的高效開發動用。

測井解釋P2t油層13.6 m/2層，差油層29.0 m/1層，孔隙度為10.9%~16.2%，滲透率為3.1~17.7 mD。綜合測錄井解釋結果，目的層按含油氣特性分成2段，分別為2 260.0~2 271.6 m（垂深2 216.0~2 222.8 m），油層22.5 m（垂深12.9 m）/1層；2 272.6~2 295.1 m（垂深2 223.4~2 236.3 m），差油層11.6 m（垂深6.8 m）。依據區塊條湖組鄰井對馬58H井壓裂目的地層的參數估算，壓力系數0.72~0.89，井溫57.9 ℃。區塊條湖組鄰井原油密度0.879~0.909 g/cm3，黏度97~351 mPa·s （50 ℃）， 垂直段解釋靜態彈性模量25~31 GPa，動態泊松比0.3~0.32，最小水平主應力51~55 MPa，最大最小主應力差約7 MPa。

鄰井馬56井、蘆1井儲層巖心脆度評價實驗和馬56井單軸壓縮后巖石破壞分析結果表明，P2t儲層脆度較高，基本具備形成壓裂縫網的儲層條件。

馬58H井鄰井馬56井2 130~2 162 m（P2t）進行了成像測井，發現目的層天然裂縫較為發育，共發育低角度裂縫和斜交縫20條。裂縫以低角度縫為主，易造成裂縫復雜，但有利于形成網狀裂縫和提高壓裂措施的改造體積；同時，結合地應力方向，人工裂縫與天然裂縫以垂直正交為主，有利于穿過天然裂縫，增大裂縫與油藏接觸的面積。

2　技術難點分析

（1）儲層平面、縱向非均質性強。根據地應力測試解釋，該井巖石致密、非均質性強，構造應力明顯。垂直段解釋靜態彈性模量25~31 GPa、動態泊松比0.3~0.32、最小水平主應力51~55 MPa、最大最小主應力差約7 MPa，儲層應力敏感性強。表現為高裂縫延伸壓力梯度和低閉合應力梯度，這使得裂縫橫、縱向擴展困難。區塊鄰井條湖組儲層普遍存在發育的天然微裂縫、溶孔及溶洞，使加砂難度增加。

（2）油層吼道細小，儲層易傷害。馬58H水平井油藏屬致密凝灰巖油藏，高孔低滲、小孔喉，加之區塊原油黏度高、流動性差，需要在滿足施工需要的前提下，最大限度降低儲層傷害。因此，優選壓裂液體系、優化壓裂液用量及稠化劑濃度、減少壓裂液殘渣對儲層及裂縫的傷害勢在必行。

3　壓裂工藝和裂縫參數優化

3.1壓裂工藝優化

依據該區塊以往獲得工業產能的油井分析，該區塊井產油量與天然裂縫的發育程度直接相關，因此要求水力壓裂能夠擴大有效改造體積，這就需要采用大規模壓裂及精細壓裂。同時，需要在滿足施工需要的前提下，最大限度降低儲層傷害。因此，馬58H水平井壓裂工藝選擇采用速鉆橋塞分段+多簇射孔+復合壓裂工藝，以擴大該水平井儲層滲流面積，實現各級裂縫的有效支撐，獲得高儲層改造體積，從而達到該井的高產穩產。

相比水平井封隔器坐封、打開滑套壓裂，速鉆式橋塞分段射孔壓裂后可以迅速鉆磨，保證井筒的全通徑，利于后期作業的實施。相比噴砂射孔壓裂技術，速鉆式橋塞分段射孔壓裂的改造強度和力度要更大，更適用于低滲透儲層的改造［11］。

通過對鄰井地質油藏評價、壓裂施工及壓后排采分析，結合本井完井特點、鉆遇油層情況及儲層測錄井解釋、油藏認識，確定了馬58H井壓裂的主體設計思路和技術路線（表1）。

表1　馬58H井儲層改造主體思路

3.2裂縫參數優化

3.2.1裂縫條數及裂縫長度優化人工裂縫的條數和長度是影響低滲透儲層產量的重要因素，依據油氣藏儲層特性，利用油藏數值模擬方法，模擬優化合理的裂縫條數結果見圖1，裂縫長度結果見圖2。

圖1　裂縫條數數值模擬優化結果

圖2　裂縫半長數值模擬優化結果

由圖1、圖2可看出，隨著裂縫條數和裂縫半長的增加，累積產油量增大，但當裂縫條數和裂縫半長增加到一定值時，累積產油量增幅變緩，根據產量最優理論，確定該井最優化的水平段裂縫條數為25~35條，裂縫半長為220~240 m。

3.2.2裂縫導流能力的優化根據馬58H井儲層物性條件，通過模擬計算，確定馬58H井相適應的裂縫導流能力為20 D·cm（圖3）。

圖3　導流能力數值模擬優化結果

3.2.3簇間距及孔數優化通過儲層特征及力學分析，結合馬57H井測試壓裂解釋分析結果，儲層平面最大最小主應力差約7 MPa。為了確保施工時，同一段內的所有孔眼全部吸進壓裂液，對不同孔眼間的應力差情況、孔眼數目、施工排量和孔眼摩阻關系進行了分析。

計算時，假設孔眼間的破裂壓力差3 MPa（參照馬57H測試壓裂解釋結果，第1段和第2段相差3.2 MPa）。當施工排量實現12 m3/min時（孔眼直徑為10~12 mm），孔眼摩阻與有效孔數優化結果（圖4）顯示：當孔眼大于40個時，孔眼摩阻降幅減小，對排量的影響較小。要實現單井12 m3/min的施工排量，又要考慮采用盡可能少的射孔數量，因此選擇有效孔數≤40個，如果按13孔/簇計算，則為3簇；結合產能模擬結果壓裂縫條數（25~35條），約33~27m/縫較優。結合限流模擬結果，當設計排量12 m3/min時，設計確定分3簇改造，有效孔數13孔/簇。

圖4　孔眼摩阻與有效孔數優化結果（施工排量12 m3/min）

4　壓裂液體系優化

根據儲層地質特征，同時兼顧壓裂液攜砂能力、低傷害和人工裂縫高導流的需求，采用滑溜水+無機硼弱交聯胍膠壓裂液體系作為前置液造縫，有機硼交聯的低濃度胍膠壓裂液體系作為攜砂液。該體系具有以下優點:（1）低黏度壓裂液+小粒徑支撐劑可進入可能存在的或潛在的天然裂縫，增大儲層改造體積，實現縫網的改造；（2）滑溜水+無機硼弱交聯胍膠液為前置液，可形成剪切裂縫，從而形成自支撐的導流通道，增大儲層改造體積；（3）前置液階段采用滑溜水+弱交聯胍膠液，可大幅降低稠化劑用量，降低對儲層及裂縫的傷害；同時由于前置液滑溜水的大量泵入，攜砂液階段地層溫度可大幅降低，從而保證低濃度壓裂液具有更好的攜砂性能；（4）通過適時添加生物酶破膠劑和尾追過硫酸銨破膠劑，在降低殘渣含量的同時進一步減少殘膠，可以最大限度降低儲層傷害。

4.1低濃度胍膠壓裂液體系性能

根據火山巖凝灰巖儲層特征，通過大量的優化評價實驗，研制出有機硼交聯的低濃度胍膠壓裂液體系，配方為：0.20%~0.30%胍膠+0.25%~0.30%交聯調節劑+0.4%~0.5%交聯劑+0.2%黏土穩定劑+0.3%助排劑。

4.1.1基本性能在25 ℃條件下測得的有機硼交聯的低濃度胍膠壓裂液體系基本性能見表2?？梢钥闯?，體系的基本性能良好，可滿足現場施工要求。

表2　低濃度胍膠壓裂液體系的基本性能

4.1.2耐溫耐剪切性能使用德國哈克公司生產的RV20流變儀，對低濃度胍膠壓裂液的耐溫剪切性能進行了檢測，實驗溫度60 ℃（儲層溫度57.9 ℃），剪切速率170 s-1，交聯比為100∶0.3。由圖5可看出，低濃度胍膠壓裂液剪切60 min后黏度仍在100 mPa·s以上，可以滿足現場壓裂施工要求。

圖5　低濃度胍膠壓裂液耐溫剪切性能

4.1.3破膠性能馬58H井破膠劑的添加按以下方式進行：（1）前置液的滑溜水中均添加30 mg/L的過硫酸銨破膠劑；（2）前置液的無機硼弱交聯胍膠液中均添加50 mg/L的過硫酸銨破膠劑；（3）攜砂液（有機硼交聯的低濃度胍膠壓裂液）在前7級壓裂時，均添加20 mg/L的生物酶破膠劑+50 mg/L的過硫酸銨破膠劑；（4）當進行第8級壓裂時，攜砂液除均添加20 mg/L的生物酶破膠劑外，過硫酸銨加量按100、150、200、300、400 mg/L的濃度逐漸增量添加（即第1段100 m3攜砂液添加100 mg/L的過硫酸銨破膠劑，第2段100 m3攜砂液添加150 mg/L的過硫酸銨破膠劑，以此類推至第5段100 m3攜砂液添加400 mg/L的過硫酸銨破膠劑）。

室內實驗測試了60 ℃下，低濃度胍膠壓裂液添加20 mg/L的生物酶破膠劑和尾追400 mg/L過硫酸銨破膠劑的破膠性能，結果見表3。由表3可知，壓裂液在實驗溫度下3~5 h破膠水化后，破膠液黏度降至5 mPa·s以下，且殘渣含量低，大大降低了壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害。

4.1.4巖心傷害實驗采用馬56井巖心在8 MPa壓差、30 ℃的條件下進行巖心流動實驗，評價破膠后的壓裂液對地層的傷害程度。評價方法：先用地層水測量巖心滲透率，然后取破膠液在8 MPa 壓差下向巖心驅替2 h ，再用地層水反向驅替，測定滲透率下降程度。實驗結果見表4，可以看出，低濃度胍膠壓裂液巖心傷害率為12.49%~13.33%，低于常規胍膠壓裂液的傷害率（36.9%）。

表3　低濃度胍膠壓裂液破膠后的殘渣含量測試結果

表4　低濃度胍膠壓裂液巖心傷害實驗結果

4.2壓裂支撐劑選擇

吐哈油田常用陶粒室內實驗結果表明，在相同有效閉合壓力條件下，大粒徑支撐劑導流能力明顯優于小粒徑支撐劑，因此在成本相近、閉合壓力較低時宜選擇較大粒徑支撐劑。當閉合壓力較大時，大粒徑支撐劑的破碎率大于小粒徑支撐劑（表5），因此閉合壓力較高的條件下宜選擇較小粒徑支撐劑。

表5　吐哈油田常用支撐劑性能

基于以上實驗結果，本次壓裂前置液階段，采用滑溜水作為攜砂液時，滑溜水黏度較低，且裂縫頂端閉合壓力較高，因此采用粉陶作為支撐劑。無機硼弱交聯胍膠液作為攜砂液時，采用粒徑0.212~0.425mm（40/70目）的陶粒作為支撐劑。攜砂液階段，先采用粒徑0.212~0.425 mm（40/70目）的陶粒，然后采用粒徑0.30~0.59 mm（30/50目）的陶粒，最后改用粒徑0.425~0.85 mm（20/40目）的陶粒。以上支撐劑破碎率均小于10%。

5　現場試驗

5.1施工步驟

（1）第1天施工進行系統試壓，之后每天第1級施工前對井口主閥試壓（泵車打壓88 MPa，穩壓5min，壓降小于標準規定、2個單流閥工作正常為合格）。

（2）進行第1級主壓裂施工。

（3）泵送橋塞，投球、射孔并進行第2級測試壓裂。

（4）測試完畢后，繼續進行第2級主壓裂。

（5）當天施工結束時注入后置液，同時進行泵送橋塞及投球作業，重復以上步驟進行以后各級壓裂；

（6）壓裂施工完成后停泵，關閉井口閥門，采用壓后悶井方式，使壓力充分擴散。

（7）當井口壓力（壓降小于0.01 MPa）穩定后實施放噴返排。

5.2施工參數

馬58H井采用速鉆橋塞分段、分簇射孔水平井體積壓裂改造，共分8級（24簇射孔，3簇/級）壓裂。壓前每段用9~10 m3的酸液處理，以清潔孔眼，降低破裂壓力及近井帶摩阻；前置液階段，采用滑溜水高排量將儲層壓裂成網狀裂縫，為后期加砂奠定基礎；攜砂液階段，采用低濃度胍膠壓裂液配方體系，同時采用添加生物酶破膠劑和追加過硫酸銨破膠劑來確保低溫條件下壓裂液徹底破膠水化。平均每級加砂70.8 m3，總共加砂566.3 m3，其中陶粉18.9 m3，40/70目陶粒275.5 m3，30/50目陶粒256.5 m3，20/40目陶粒15.4 m3。施工排量為5.5~11.2 m3/min，入井總液量7 755.9 m3。加砂階段施工壓力41.5~56.2 MPa，地面設備試壓88 MPa，限壓85 MPa。每一級壓裂的入井流體及加砂量見圖6。

圖6　現場施工中每段入井液量及加砂量匯總

5.3壓后效果

該井壓后先用?4 mm油嘴放噴，當返排率到1.47%時開始產油，最高日產油131 m3，后改用?3mm油嘴生產，最高日產液79.63 m3，后日產穩定在60 m3左右，壓裂效果顯著。

6　結論與建議

（1）三塘湖盆地條湖組儲層具有高孔隙度、低滲透率、小孔喉、含油飽和度高的特點，并有一定程度的天然裂縫發育，為自生自儲的致密油儲層，儲層厚度大，具有一定的脆性特征，可以通過水平井分段改造達到提高單井產量、保持穩產的目的， 具有較好的開發前景。

（2）采用速鉆橋塞分段+分簇射孔+復合壓裂液的體積壓裂工藝是特低滲致密油藏提高單井產量的重要途徑。前置酸處理可提高地層進液能力，有效降低施工壓力；前置液階段主要靠低黏度滑溜水、高排量將儲層壓裂成網狀裂縫，為后期加砂奠定基礎；加砂依照砂比“由低到高，由疏到密”的原則，多級低段塞壓裂，形成縫網效果明顯；同時多段塞打磨，可有效解除近井裂縫扭曲，有利于順利加砂。

（3） 建議推廣致密油藏水平井體積壓裂改造技術，并同時開展水平井改造低成本開發策略研究，實現工業化開發。

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（修改稿收到日期2015-04-19）

〔編輯朱偉〕

Staged multi-cluster perforation fracturing technology for horizontal Well Ma-58H in tight reservoir

LIU Jianwei1, ZHANG Peiyu1, LIAO Tianbin1, LIU Haiting1, LI Tianjun1, TENG Qiang2
（1. Engineering and Technology Research Institute of Tuha Oilfield Company, Shanshan 838202, China; 2. Technique Monitoring Center of Tuha Oilfield Company, Shanshan 838202, China）

Ma-58H is a horizontal exploratory well in Mazhong stratigraphic and lithologic trap in Malang Depression in Santanghu Basin. It is tight tuff limestone reservoir, characterized by high porosity and low permeability, small throat and high heterogeneity. The length of horizontal section is 804 m. In order to tackle the difficulties in fracturing operation in this well, research was conducted on staged fracturing technique in horizontal wells in tight reservoirs. In line with difficulty in rapid gel breaking for fracturing fluid in low temperature wells and damage to tight reservoir after fracturing, a compound fracturing fluid system of ultra-low density and low damage was developed, and through optimization of fracture numbers, fracture lengths and fracture conductivity, optimization of the relation between proppant density and conductivity and optimization of cluster spacing and hole numbers, the fracturing job was successfully completed in this well using fast drilling of bridge plug and staged multi-cluster perforation and fracturing technology. Total frac fluid used in staged fracturing of Ma-58H Well was 7 755.9 m3, total sand consumption was 566.3 m3, the maximum displacement was 11.2 m3/min, and the daily oil production after fracturing was 131 m3, opening up a new approach for effective development of Santanghu tight reservoirs in Tuha Oilfield.

tight reservoir; horizontal well; staged fracturing; multi-cluster perforation; fast drilling of bridge plug

TE357.1文獻識別碼：B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0088 – 05

10.13639/j.odpt.2015.03.020

中國石油股份公司重大專項試驗項目“油氣藏儲層改造技術重大現場試驗”（編號：2010E-2301）。

劉建偉，1970年生。1990年畢業于大慶石油學院學院石油工程專業，現從事油氣田開發工作，副總工程師。電話：0995-8371432。E-mail: liujianwei1@petrochina.com.cn 。通訊作者：張佩玉，1970年生。2005年畢業于四川大學有機化學專業，碩士，高級工程師。電話：0995-8401029。E-mail: zhangpeiyu@petrochina.com.cn。

引用格式：劉建偉，張佩玉 ，廖天彬，等. 三塘湖致密油藏馬58H水平井分段多簇射孔壓裂工藝［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）： 88-92.