大慶低滲透水平井重復壓裂技術及現場試驗

顧明勇，夏躍海，王 維，張曉川，張 浩，裴詠梅

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大慶低滲透水平井重復壓裂技術及現場試驗

顧明勇1，夏躍海2，王 維1，張曉川1，張 浩1，裴詠梅1

（1. 中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163000；2. 中國石油大慶鉆探工程公司鉆井三公司）

目前大慶外圍低滲透水平井低產井比例高，急需通過重復壓裂來提高單井產量。通過分析水平井低產原因，將其劃分為四種類型潛力井，并確定了對應的重復壓裂改造措施和工藝管柱。共開展了共33口水平井的重復壓裂現場試驗，試驗結果表明，低滲透水平井重復壓裂后增產效果顯著，重復壓裂后初期平均單井日產油量能達到初次壓裂后的70%以上，水平井重復壓裂技術可有效延長外圍低滲透水平井的生產周期。

大慶油田；水平井；重復壓裂；老縫壓裂；暫堵轉向

大慶外圍葡萄花儲層具有豐度低、低孔低滲、薄互發育等特點，常規射孔完井難以實現有效動用。前期采用水平井分段壓裂投產取得了較好的效果，隨著生產時間的延長，受儲層物性、初次改造不充分及注采關系難以建立等因素影響，產量逐漸降低，目前低產井比例較高，急需通過重復壓裂來提高單井產量[1–2]。

近年來，北美非常規油氣田針對初次改造不充分的水平井開展了重復壓裂探索試驗，主要針對初次改造不充分的井段，通過縫間補孔，采用全井多級暫堵壓裂工藝進行重復改造[3–4]，取得了較好的增產效果。北美非常規油氣水平井與大慶低滲透水平井地質條件、完井工藝等存在較大差異，為此根據大慶低滲透水平井特點，分析低產原因，將其劃分為四種類型潛力井，確定了針對性的重復壓裂措施和工藝管柱，開展了不同類型潛力井的重復壓裂現場試驗。試驗結果表明，水平井重復壓裂措施合理有效，可為大慶外圍低滲透儲層的高效開發提供技術保障。

1 水平井重復壓裂潛力分析

可能導致水平井低產的原因有很多，包含儲層物性條件、壓裂施工工藝、施工參數、裂縫導流能力、固井質量、生產制度、注采關系等。綜合分析低產井的儲層地質條件、初次壓裂施工及生產資料等，將低產井重點劃分為以下四種類型重復壓裂潛力井。

1.1 規模偏小型

在水平井開發初期，部分水平井段設計施工規模較小，單段加砂量通常只有10~15 m3，裂縫所能控制的區域較小，未實現與砂體的充分匹配。隨著長時間的生產，裂縫控制區域內原油被采出，裂縫逐漸閉合，難以形成有效的油氣通道，導致水平井產能逐漸降低。

1.2 縫間距過大型

初次壓裂時部分水平井段裂縫間距較大，縫間距達60～100 m，縫間有大段含油砂巖未充分改造，或者縫間由于鉆井出層，導致縫間鉆遇為泥巖段，但該泥巖段上下存在砂巖目的層，縫間剩余油未得到有效動用，導致水平井整體產能較低。

1.3 縱向裂縫型

部分水平井水平段井筒方向與最大水平主應力方向一致，人工裂縫與井筒方向夾角較小，往往不超過30°，從而導致裂縫所能控制的泄油面積較小。對于井網條件下的水平井，如果人工裂縫與井筒方向夾角較小，注采關系將難以形成，影響水平井開發。

1.4 固井質量差無法分段壓裂型

水平井固井質量差，在初次壓裂的時候發生竄槽，無法采用井下工具進行機械封隔，只能進行籠統改造，存在部分層段未充分改造，導致全井改造程度較低，影響水平井產能。

2 針對性的重復壓裂措施

根據以上四種類型潛力井，以充分動用剩余油資源為目標，結合工程實際，采取以下四種針對性的重復壓裂措施。

2.1 老縫加大規模壓裂

針對規模偏小型重復壓裂潛力井，為實現人工裂縫與砂體的匹配、充分動用儲層，通過老縫加大規模重復改造，裂縫導流能力得到恢復，油氣通道重新形成；同時老縫延長后有效增大了泄油面積，使裂縫遠端的剩余油得到動用，提高單井產量。

2.2 補壓新縫

針對縫間距過大型重復壓裂潛力井，根據儲層物性、固井質量、含油特征等優選射孔位置，補孔后壓裂新縫，提升整體改造程度。如果縫間為鉆井出層段，采用穿層壓裂方式，縱向上溝通多個目的層，使縫間剩余油得到充分動用。

2.3 縫內暫堵轉向重復壓裂

針對縱向裂縫型重復壓裂潛力井，由于人工裂縫方向與井筒夾角較小，單純通過加大規模來延長老縫，其所增加的泄油面積有限。通過采取縫內暫堵轉向壓裂技術，在裂縫遠端泵入高強度的暫堵劑，在井底憋起較高凈壓力，促使裂縫轉向產生新縫[5–6]，溝通新的未被動用泄油區[7–8]。暫堵劑顆粒在施工完成后可完全溶解于水或原油，不會污染地層。

2.4 全井多級暫堵轉向重復壓裂

針對固井質量差無法分段壓裂重復壓裂潛力井，采用全井多級暫堵轉向壓裂技術，通過泵入不同粒徑組合的高強度暫堵劑，大粒徑用于架橋，小粒徑用于充填，在裂縫近端和炮眼處形成橋堵，實現化學封隔。橋堵形成后，井筒內凈壓力提高，促使段內其余裂縫起裂，從而實現分段改造。

3 水平井重復壓裂工藝管柱

為確保以上重復壓裂措施的順利實施，結合井筒完整性和固井質量，采取以下兩種水平井重復壓裂工藝管柱。

第一種為雙封單卡分段壓裂工藝管柱（圖1），該工藝管柱適應于固井質量及井筒完整性良好的水平井。其中老縫加大規模壓裂、補壓新縫及縫內暫堵轉向三種重復壓裂措施均采用該工藝管柱。雙封單卡分段壓裂工藝管柱由兩級K344壓裂封隔器與配套安全接頭、水力錨、導壓噴砂器等組成。通過雙封隔器單卡目的層，利用導壓噴砂器產生的節流壓差使封隔器坐封，壓裂液和支撐劑通過噴砂器進入地層，完成單層壓裂，然后返洗逐層上提實現全井壓裂。該工藝具有針對性強，成熟度高等特點。為了滿足低滲透水平井重復壓裂大規模施工需求，研制了新型大規模導壓噴砂器。通過優化噴嘴與噴砂口之間的距離，設計內、外防沖濺保護裝置，增強工具抗沖蝕和反濺能力，加砂量提高至439 m3，滿足壓裂施工過程中安全、高效需求。

1.套管；2.油管；3.壓控防噴閥；4.安全接頭；5.扶正器；6.水力錨； 7.K344封隔器；8.扶正器；9.導壓噴砂器；10.K344封隔器；11.導向絲堵

第二種為大規模單卡壓裂工藝管柱（圖2），通常與暫堵轉向壓裂相結合，特別適應于由于固井質量及井筒完整性較差無法采用雙封單卡工藝管柱進行分段壓裂的水平井。其中全井多級暫堵轉向重復壓裂措施主要采用該工藝管柱。該工藝管柱由高溫高壓封隔器、噴嘴、水力錨等組成。其施工步驟為：在直井段進行封隔，開始第一段壓裂施工，壓裂液自動尋找低應力位置裂縫，待第一段壓裂施工完成后，投入高強度暫堵劑，暫堵劑在炮眼處形成化學封隔，暫時封堵裂縫縫口，然后再次泵入液體，尋找低應力位置裂縫，依次進行各段的壓裂施工。

1.安全接頭；2.水力錨；3.悶井循環閥； 4.Y344保護封隔器；5.Y344壓裂封隔器；6.噴嘴

4 現場應用情況

采用以上針對性的重復壓裂措施和工藝管柱在大慶外圍低滲透水平井共開展了現場試驗33口井，均取得了較好的增產效果。

4.1 老縫加大規模重復壓裂現場試驗

以N218–P335井為例，初期采用雙封單卡分段壓裂投產，共完成8段壓裂施工，平均單段加砂11 m3，加液90.5 m3，壓后產油6.4 t/d，投產8年后目前產油1.6 t/d，累積產油5 469 t。重復壓裂時優選含油性及物性較好的6段老縫進行壓裂，結合儲層物性及砂體展布，加大改造規模，平均單段加砂28.3 m3，加液90.5 m3。重復壓裂后產油7.5 t/d，壓后30個月累計增油3 200 t。

共開展老縫加大規模重復壓裂現場試驗15口井，初次壓裂施工平均單段加砂量15.8 m3，單段加液量157.1 m3，重復壓裂時平均單段加砂量25 m3，達初次壓裂的1.58倍，單段加液量達385.4 m3，達初次壓裂的2.45倍。15口試驗井初次壓裂后平均單井日產油3.8 t，重復壓裂前平均單井日產油0.4 t，重復壓裂后初期平均單井日產油4.2 t，為初次壓裂后產量的110%，有效提高了水平井單井產量。

4.2 補壓新縫重復壓裂現場試驗

以N232–P255井為例，初期分段壓裂4段，平均縫間距達到了178 m，且原老縫縫間儲層以含油砂巖為主。初次壓裂后日產油3 t，投產36個月后，目前產油1.4 t/d。綜合考慮鉆遇儲層及固井質量，重復壓裂時在縫間及水平井跟端進行補射新縫4段，同時對原4段老縫進行壓裂，共完成壓裂施工8段，重復壓裂后N232–P255井產油提高到6.6 t/d，是初次壓裂后日產油的2.2倍。

共開展補壓新縫重復壓裂現場試驗13口井，初次壓裂施工平均縫間距為177.4 m，重復壓裂時平均縫間距為80.3 m，縫間距減小54.7%。13口試驗井初次壓裂后平均單井日產油6.5 t，重復壓裂前平均單井日產油1.7 t，重復壓裂后初期平均單井日產油4.6 t，為初次壓裂后產量的70.8%。

4.3 縫內暫堵轉向重復壓裂現場試驗

以N255–P338井為例，初次壓裂采用分段壓裂投產，根據區塊微地震監測結果及井筒方位角判斷井筒方向與人工裂縫夾角僅10°左右，為縱向縫，裂縫控制面積小。初次壓裂共完成6段壓裂施工，壓后初期產油5 t/d。重復壓裂時針對人工裂縫與井筒夾角小，采用縫內暫堵轉向與老縫加大規模相結合的方式，老縫加大規模壓裂3段，縫內暫堵轉向壓裂3段，在防止縫間溝通的情況下盡可能增大裂縫泄油面積。暫堵劑進入裂縫后，施工壓力上漲了3～6 MPa，暫堵效果明顯。重復壓裂后N255–P338井產油由壓前的1.6 t/d提高至6.6 t/d。

共開展縫內暫堵轉向重復壓裂現場試驗3口井。暫堵轉向施工時，地面施工壓力平均上漲3.3 MPa，暫堵轉向效果明顯。暫堵轉向施工后產量獲得突破，3口試驗井初次壓裂后初期平均單井日產油3.16 t，重復壓裂前平均單井日產油1.63 t，暫堵轉向重復壓裂后初期平均單井日產油5.33 t，為初次壓裂后產量的168%。

4.4 全井多級暫堵轉向重復壓裂現場試驗

以Y70–P2井為例，初次壓裂時由于固井質量差發生套竄，先后采用雙封單卡及水力噴射工藝均未能成功分段壓裂，后采用籠統限流壓裂對全井段進行改造。初次壓裂后日產油3.7 t，投產20個月后，日產油0.9 t。重復壓裂時采用全井多級暫堵轉向壓裂工藝，重復壓裂6段老縫，進行5級轉向。在1.5 m3/min排量條件下暫堵劑到達炮眼時，壓力上漲了1.3～16.5 MPa，且各段主壓裂的壓力特征不一致，表明通過暫堵轉向實現了分段改造。

共開展全井多級暫堵轉向重復壓裂現場試驗2口井，初次壓裂后平均單井日產油8.3 t，重復壓裂前平均單井日產油1.5 t，重復壓裂后初期平均單井日產油4.5 t。通過全井多級暫堵轉向重復壓裂工藝實現了該類井的有效改造，使單井產量得到顯著提升。

5 結論

（1）從多個方面分析了大慶低滲透水平井低產原因，將其劃分成規模偏小、縫間距過大、縱向裂縫及固井質量差無法分段壓裂四種類型潛力井。

（2）針對四種類型潛力井，采取老縫加大規模、補壓新縫、縫內暫堵轉向及全井多級暫堵轉向四種重復壓裂措施。

（3）研制了雙封單卡分段壓裂工藝和大規模單卡壓裂工藝兩種重復壓裂工藝管柱，可滿足四種重復壓裂措施施工需求。

（4）開展了四種類型潛力井重復壓裂現場試驗共33口井，試驗結果表明：重復壓裂措施合理有效，重復壓裂后取得了較好的增產效果。

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編輯：張 凡

2018–01–28

顧明勇，工程師，1981年生，2006年畢業于大慶石油學院石油工程專業，主要從事壓裂增產改造技術研究工作。

國家科技重大專項項目“大型油氣田及煤層氣開發”（2017ZX05071）。

1673–8217（2018）04–0095–04

TE357

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