雙229塊體積壓裂工藝優化與應用

張林鵬

摘 要：受雙229塊壓裂現場限制，未能實現連續注入，需停泵約2-3h，停泵期間，隨著改造儲層中流體由井筒中心高壓區沿裂縫方向向遠離井筒的低壓區擴散，壓力逐漸降低，因無充足支撐作用，裂縫存在閉合風險;在實施高強度加砂過程中，油井出現加砂過程中壓力上漲過快、壓裂后返排吐砂情況嚴重，支撐劑未能實現有效支撐。優化壓裂連續泵注程序和設計參數，對區塊壓裂改造效果的提升和經濟效益最大化，具有十分重要的意義。

關鍵詞：體積壓裂;連續泵注;加砂強度;大排量壓裂

1 概況

雙229區塊構造上位于渤海灣盆地遼河坳陷西部凹陷中南段清水洼陷北部，中央凸起西側，含油層位主要為砂一段，屬中低孔、低—特低滲的油藏。自開發以來，該區塊儲層壓裂改造工藝先后經歷了常規油管壓裂技術、封隔器滑套分層壓裂技術、高液體強度油管壓裂技術、套管體積壓裂技術、套管體積壓裂技術（優化參數）四個階段。

2 存在問題

2.1 液量需求量大，需中途停泵補液，裂縫未及時支撐，影響壓裂最終效果

受雙229塊壓裂施工現場和施工方罐體規模的限制，在套管體積壓裂試驗階段，實施的套管體積壓裂過程中，未能實現泵注程序的連續注入。隨著改造儲層中流體由井筒中心高壓區沿裂縫方向向遠離井筒的低壓區擴散，壓力逐漸降低，因無充足支撐作用，裂縫存在閉合風險，影響體積改造效果。

2.2 高強度加砂，存在砂堵和吐砂風險，儲層改造效果并未實現明顯提升

在體積壓裂加砂強度的設計上，考慮到大排量的泵送和高液量的造縫能力，平均液體強度達到58m3/m，設計平均加砂強度達到3.9m3/m，加砂強度較常規油管壓裂提升1.5倍以上。在實際施工過程中，部分油井出現加砂過程中壓力上漲過快、壓裂后返排吐砂情況嚴重等情況的發生，支撐劑未能實現有效支撐。

3 泵注程序及壓裂參數優化過程及應用情況

為實現雙229塊體積壓裂改造更充分，實現泵注程序的連續施工;并以從效益和壓裂效果為出發點，根據儲層條件和體積壓裂先進理論，調整液體和加砂強度，為雙229塊的儲層壓裂改造，提供有力的技術支撐。

3.1 試驗與優化過程

3.1.1 連續泵注程序，及時支撐裂縫，保證壓裂效果

大排量、高液量套管體積壓裂的最主要特點，雙229塊雙層體積壓裂的施工規模一般在1800-2400方左右，最大施工排量在12-14方/min，設計的施工參數對壓裂車組和供液能力要求極高。借鑒采取大排量套管體積壓裂的頁巖焦AB-5HF井壓裂前置液階段中途停泵的地震監測數據，推斷出在前置階段中途停泵，會導致人工縫網的主裂縫延伸擴展受限，不利于增大改造體積。另外，由于泵入滑溜水階段未對裂縫進行支撐，停泵后在壓裂液濾失的作用下，地層壓力下降，人工裂縫開始閉合，造成壓裂能量損失，對體積壓裂改造效果產生負面影響。因此，雙229塊體積壓裂過程中在打入前置凍膠和滑溜水后中進行停泵補液，會導致主裂縫帶延展受限，壓裂過程中的能量損失導致裂縫閉合，最終導致改造體積偏小。

鑒于上述問題，在雙229塊采用了雙層地罐的施工工藝方案，確保一次備液滿足施工需求，在12-14方/min排量的前提下，滿足2500方液量連續施工。實現體積壓裂人工縫網延伸到更深處，促進縫網進一步復雜化，并在第一時間形成支撐，提升儲層的改造體積范圍。

3.1.2 秉承復雜縫網原則，創新砂液強度，增強體積壓裂效果

基于體積壓裂是以打碎儲層形成剪切滑移縫為主要目的理念和雙229塊巖石脆性指數高達59.7%的特點，確定了“大液量、大排量造縫，低砂量支撐”的技術思路：一是前置液和低砂比階段分別采用低黏度的滑溜水壓裂液比較容易進入天然裂縫的特性，同時通過大排量使天然裂縫開啟，形成復雜縫網;二是加砂階段采用超級胍膠壓裂液同時對張開的天然裂縫進行有效支撐，實現低密度、遠距離支撐;三是加砂后期采用凍膠壓裂液造主縫和保持主裂縫的高導流能力。

通過增加液體強度和降低加砂強度的優化設計，平均加砂強度由3.9m3/m下降到2.7m3/m;液體強度由57m3/m增加到141m3/m。通過壓后生產數據對比分析，雙229塊兩個油組在增加液體強度、降低加砂強度的情況下，多數油井的產量和平均日產量較之前有一個較大程度的提高。

4 結論與建議

在開展體積壓裂過程中，壓裂設計與現場實施的緊密結合，實現體積壓裂施工的連續性施工，實現體積壓裂人工縫網延伸到更深處，促進縫網進一步復雜化，并在第一時間形成支撐，提升儲層的改造體積。是有效保證充分發揮體積壓裂效果的必要手段之一。

大排量、高液量、低砂比是脆性巖石儲層開展體積壓裂的發展方向。通過大排量、高液量滑溜水打碎儲層造成剪切滑移，形成非平面對稱剪切裂縫（彎曲縫、多裂縫），是獲取較高的導流能力的科學手段。

參考文獻：

[1]張子明.遼河油田外圍低孔低滲儲層壓裂改造技術研究[D].青島：中國石油大學（華東），2010：43-46.