大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝應用實踐

李平 樊平天 郝世彥 鄭忠文 余維初

1.延長油田股份有限公司南泥灣采油廠；2.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院；3.延長油田股份有限公司；4.長江大學

滑溜水體積壓裂是在清水壓裂的基礎上發展完善起來的一項適合非常規油氣藏的增產工藝。相對于常規交聯壓裂，滑溜水壓裂可以形成復雜的網狀裂縫，與水平井配套使用，可以形成大范圍的泄油(氣)面積，并且可以解決支撐劑的傳輸、攜帶問題，同時由于其在裂縫中獨特的鋪置機理，從而提供非常規油氣流動所需的導流能力［1-4］。例如吐哈油田三塘湖馬56 區塊條湖組為致密灰巖儲層，在裂縫方位和油藏多裂縫預測的基礎上，利用滑溜水+弱交聯液體系溝通天然裂縫，實施大排量、低砂比的分段壓裂技術，使該區塊致密油藏水平井多段壓裂改造取得技術突破，為油田的高效開發提供了新思路［5］。川西深層DY 氣藏，采用常規壓裂技術，施工中經常出現砂堵和泵壓異常偏高的情況，導致施工失敗。采用大液量、大排量和低砂比滑溜水加砂壓裂改造技術，DY2-C1 單井現場試驗施工成功率為100%［6］。

南泥灣油田前期水平井開發壓裂選段參數設計主要依賴經驗，段間距長(60～80 m)、排量小(6～8 m3)、液量小(400～600 m3)，采用瓜膠壓裂主體連續加砂方式。水平井壓后投產間隔噴油，噴油次數與壓裂段數大體相同，各段之間為獨立的壓力系統，未形成整體壓力系統。段與段之間壓裂改造油層不充分，各段不連通，段簇間距有待優化。借鑒非常規頁巖油氣開發的成功經驗，開展大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝參數優化研究，并在現場應用中達到了提高單井產量的預期效果［7］。

1 N199 井區油藏概況

N199 井區位于南泥灣采油廠河莊坪-李渠區域，河莊坪地區及周邊地區延長組儲層中天然垂直裂縫十分發育，無論是地面露頭、還是井下巖心中均可直觀見到較多天然裂縫，利用地層傾角測井解釋技術，在延長組地層中也識別出較多天然裂縫，且均以垂直縫為主。該井區構造為一平緩的西傾單斜、內部構造簡單、局部發育差異壓實形成的鼻狀構造。長61砂體發育，平均砂體厚度17 m，平均油層厚度15 m，油層中深552 m，平均孔隙度8.5%，滲透率 0.88×10-3μm2，含油飽和度 36%。N199 平 2 井井身結構為二開增斜單穩水平井，完鉆井深1 461 m，水井段長735 m，水平方位143°，完井方式為套管完井。水平井水平段的測井解釋，只代表井孔穿過砂體處的油藏物性，并不能由此看出砂體在垂向方向的油層變化情況(如圖1 所示)。即便是解釋為水層或者差油層，并不能說明垂向砂體上下部位油層。除了避開明顯的砂泥巖隔層外，各處均可射孔，包括水層、致密層，以求壓裂聯通好油層。

圖1 N199-N61 油藏剖面圖Fig.1 N199-N61 oil reservoir section

2 水平井壓裂參數優化

2.1 水平井壓裂段數

大液量大排量低砂比滑溜水壓裂能產生更多有效支撐裂縫，適應延長組油藏的地層特征，對地層進行有效壓裂并提高油井產量。段間距、簇間距是水平井壓裂的重要參數，射孔簇間距如果太大，每段簇數少，壓裂裂縫間互不連通，留下未壓裂砂層，會造成油藏資源浪費［8］。因此，有必要對段間距、簇間距等進行參數優選。

延長油田前期水平井壓裂選段一般段間距60～80 m，簇間距 20 m，每段 2～3 簇，總孔數按每孔不低于 0.3 m3/min 排量計算，6 m3/min 排量約需20 孔，每段 2 簇射孔，每簇 10 孔，射孔密度 10 孔/m，壓裂投產后效果不理想。N199 平2 的現場試驗采用了減小段間距、增加簇數的措施，簇、段間距均為20 m 左右，使段、簇間距在水平段中均勻分布能使壓裂流量均勻，各處均得到有效壓裂，12 m3/min 排量約需40 孔，每段5 簇射孔，每簇8 孔，射孔密度8 孔/m。

2.2 排量

壓裂施工排量的大小決定了壓裂施工的效率，儲層裂縫中的凈壓力隨著施工壓力的增大而增大，主裂縫與次生裂縫可以更好地溝通，有助于復雜裂縫的形成［9］。針對南泥灣油田長6 致密砂巖儲層，確保在其他影響因子恒定的狀態下，逐步增加施工排量，用Fracpro PT 軟件模擬分析，得到不同排量下裂縫長、寬、高的數據。并計算儲層改造體積SRV的大小(見表1)。

表1 不同排量下的縫網模擬參數Table 1 Fracture network simulation parameters at different displacements

分析表1 中的數據可知，增加排量后，裂縫的縫長和儲層改造體積都隨之增加。因此，在其他施工參數不變的前提下，增加施工排量有助于儲層改造體積的增加。

2.3 液量

壓裂施工的總泵入液量對儲層改造體積有著重要影響，在進行壓裂施工時，大液量更能獲得縫長較大的理想裂縫［10］。針對南泥灣油田長6 致密砂巖儲層，確保在其他影響因子恒定的狀態下，改變壓裂液的總量，得到不同總液量下的裂縫特性和SRV(見表2)。

表2 不同液量下縫網模擬參數Table 2 Fracture network simulation parameters at different fluid volumes

從表2 可以看出，在不改變其他施工條件的前提下，增加壓裂液總量有助于增大儲層改造體積，改善壓裂效果。

3 現場應用

3.1 施工設計

N199 平2 井的壓裂裂縫模擬如表3 所示。大液量大排量低砂比壓裂可形成復雜縫網，達到體積壓裂效果，設計方案可以滿足施工要求，如圖2 所示。

表3 裂縫幾何形態參數Table 3 Fracture geometry parameter

為了驗證模擬參數的可行性，現場通過優化的施工方案進行體積壓裂，加砂方式一是用小階梯式(少量加砂5 m3左右，占總加砂量的8%，打磨地層，溝通天然裂縫)；二是主體段塞式(變粒徑，由大到小，前置液使用40/70 目陶粒，攜砂液使用30/50 目石英砂)。小階梯式先用低砂比3%，分段按照2%的比例逐漸增加砂比，目的與加大前置液一樣，讓造縫的壓裂液含砂量少一點，以減少阻力和沉降。主體段塞式加砂實際是更進一步降低砂比，重新從8%的砂比增加到15%，注入一個段塞后用滑溜水將砂段塞向地層裂縫深部推進。

圖2 N199 平2 井1-2 段壓裂裂縫剖面模擬圖Fig.2 Fracture profile simulation of 1-2 section of Well N199 Ping 2

現場施工時，第2 段采用簇式射孔+速鉆橋塞分段壓裂，施工排量12.0 m3/min，施工地面最高泵壓40 MPa，破裂壓力 31.8 MPa，工作壓力 17～20 MPa，停泵壓力8.4 MPa，最大砂比15%，總入地支撐劑量60 m3，液量1 175.8 m3。施工壓力平穩，完成設計加砂100%。主要參數如圖3 所示。

圖3 N199 平2 井長6 油層第2 段壓裂施工曲線Fig.3 Fracturing construction curve of the second section of Chang 6 reservoir in Well N199 Ping 2

3.2 裂縫監測

為了全方位識別人工裂縫的形態，優化水平井井網井距，驗證設計參數的合理性，通過地面和井下2 種不同手段進行裂縫實時監測。如表4、圖4所示，第1 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東78°，裂縫總長度207 m；第2 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東72°，裂縫總長度275 m；第5 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東77°，裂縫總長度346 m；第6 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東71°，裂縫總長度346 m；第7 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東68°，裂縫總長度239 m。2 種監測結果基本一致，整體來看壓裂裂縫東西兩翼基本相等，改造較為充分。各段微地震事件緊密相連但又沒有重復改造現象，從目前監測結果看段間距簇間距設計較為合理。

如圖4 所示，監測井N199 直井已經投產，要求在射孔段上方打橋塞隔斷射孔處產出的氣泡，以避免氣泡產生的噪音干擾對微地震事件的監測。根據現有條件，采用12 級Maxiwave 三分量檢波器接收，檢波器級間距定為20 m，并綜合考慮N199 直井已進行射孔，檢波器下井安全且位置盡可能靠近壓裂目的層上下，所以12 級三分量檢波器實際下放測深位置為305～525 m，間距20 m，檢波器和壓裂位置的距離在166～987 m 左右，滿足接收條件。本次工作對南199 平2 井8 層的壓裂進行了微地震井中監測7 段316 個事件點，分別展示了微地震事件定位的俯視圖及側視圖。井下裂縫監測距離超過600 m時，微地震事件越來越少，4～7 段微地震信號較多，監測效果較好。由于埋深較淺，壓力系數較低，巖石破裂能量較低，震級較小，在-3.56 至-2.66 之間。

表4 裂縫監測統計結果Table 4 Statistical results of fracture monitoring

圖4 壓裂監測整體微地震事件俯視圖及側視圖(橫縱坐標/m)Fig.4 Top view and side view of the overall microseismic event of fracturing monitoring

如圖5 所示，統計分析4～7 段微地震事件擴展與液量關系，當進入地層液量從100 m3到700 m3時，總體裂縫延伸明顯，縫長、縫高及縫寬在圖中呈上升趨勢。第4 段在400～800 變化最為劇烈呈3 段階梯狀，裂縫長度由100 m 增加到291 m 后趨于穩定，第5 段相比第4 段變化相對較緩也呈三段式階梯狀，裂縫長度由209 m 增加到346 m 后趨于穩定，第6 段在300～900 m 時變化明顯呈四段階梯狀，裂縫長度由102 m 增加到346 m 后趨于穩定，第7 段相對前面變化較為平緩。液量達到800～900 m3時，持續增加液量，裂縫向外擴展較少，建議同等地質條件、同等射孔方式、排量情況下，總液量控制在800～900 m3。

3.3 效果評價

如表5 所示，大液量大排量低砂比滑溜水壓裂入地液量是其他壓裂的2.5～3.5 倍，壓后返排率低于10%，大量液體進入地層未返出，一定程度上彌補了地層虧空，有利于后期穩產。

如表6 所示，同一井組地質條件基本相同情況下，采用大液量大排量低砂比滑溜水壓裂的N199平2 井初周月的日產油是采用TDY 壓裂的N199平3 井的1.7 倍，是橋塞壓裂的1.2 倍。隨著投產時間的延續，油井含水下降，產量趨于穩定。大液量大排量低砂比滑溜水壓裂穩定日產油達到9.5 t/d 是其他壓裂方式的2 倍多。

N199 試驗井采用大規模壓裂，增大與儲層的接觸面積，提高單井產量。因為大排量大液量有利于形成復雜的裂縫形態，使支撐劑在裂縫中有效地鋪展，從而使有效裂縫與儲層的接觸面積最大化。與此同時，砂比越高，使更多的支撐劑沉降，沿著井口形成環形砂堆，不利于攜砂液快速進入已經形成的裂縫中。試驗結果表明，大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝具有良好的推廣應用前景。

圖5 N199 平2 第4～7 段施工液量與裂縫擴展分析Fig.5 Working fluid volume and fracture propagation analysis of section 4-7 of Well N199 Ping 2

表5 N199 井區壓裂參數對比Table 5 Comparison of fracturing parameters of well block N199

表6 N199 井區不同壓裂方式產量對比Table 6 Production comparison between different fracturing modes in well block N199

4 結論

(1)大排量滑溜水造縫時由于黏度低，在地層中所遇阻力小于膠液，可造成更長、更復雜的裂縫，增加了改造體積；壓裂液的泵入液總量增大也有助于增加儲層改造體積，改善壓裂效果。

(2)地面與井下2 種手段同時進行裂縫實時監測，得出人工裂縫形態解釋結論基本相同，微地震事件緊密相連，無重復改造，壓裂改造較為充分，段間距及簇間距均勻分布，段間距20 m，每段5 簇射孔較為合理。

(3)大液量大排量的滑溜水壓裂利用主體段塞及變粒徑加砂方式，當進入地層的液量達到800～900 m3時，持續增加液量，總體裂縫裂縫向外擴展較少。大液量大排量低砂比分段壓裂技術投產效果好于其他壓裂方式，油井穩定日產油9.5 t/d，是其他壓裂方式的2 倍多，增產效果顯著。