蘇10區塊側鉆水平井壓裂工藝現狀與優化建議

苑秀發，董德忠

長城鉆探工程有限公司壓裂公司，遼寧盤錦，124000

0 引言

蘇10區塊位于蘇里格氣田的西北部，具有低孔、低滲、低壓的特點，大片分布、連續性差、非均質性強，開發難度大，基本上無法實現自然建產，是典型的致密砂巖儲層。沉積類型為辮狀河和曲流河，受南北向展布的砂體控制，河道內部結構復雜，隔夾層發育，連續性較差。孔隙度為5%～10%，滲透率多在0.1md以下。氣藏壓力系數在0.771～0.914之間，平均值0.87，屬低壓儲層[1-2]。

早期以600m×1200m不規則菱形井網、一套層系降壓式開發，經歷多期井間接替形成600m×600m井網。目前氣田已進入中后期開發階段，維持穩產高產的難度增加：主要表現為新井向非富氣區、低飽和度區部署，壓后投產效果不理想，部分井甚至無法投產；老井投產時間較長，涌現出大量間開井、停產井[3-4]。

大量數據表明，氣井的生產效果在地質上主要受鉆遇砂巖段長度、動用有效氣層厚度、含氣飽和度、控制儲量等因素影響，而工程上主要依賴壓裂改造技術的進步。相比于普通直井，側鉆水平井壓裂技術可在單井單層位中形成多條裂縫，倍數級增加儲層泄氣面積。多年的應用效果表明，側鉆水平井技術能有效降低開發成本，完善開發井網，成為動用井間剩余儲量以及提高單井產能的有效方法。

1 蘇10區塊側鉆水平井壓裂工藝現狀

蘇10區塊側鉆水平井壓裂工藝主要是裸眼水平井壓裂工藝的發展歷程，可以劃分為先期試驗階段、快速發展階段以及規模應用階段，目前仍在廣泛應用。得益于小井眼鉆井、固井等技術的突破，2022年以來部分井中試驗配套了小套管橋塞分段壓裂工藝。

1.1 裸眼封隔器分段壓裂工藝原理

裸眼水平井分段壓裂技術是利用滑套和裸眼封隔器，通過逐級打開滑套實現從水平段完鉆點向入靶點壓裂的工藝。蘇10區塊施工井一般采用雙封隔器封隔，與單封隔器分段相比，大幅減少了裸眼段造成的壓裂液濾失。首段選用壓差滑套，其他段為級差投球滑套。施工階段，首先憋壓打開第一級壓差滑套，然后壓裂。首層壓裂后，按順序依次打開滑套工具，壓裂第二層、第三層等，壓裂液和支撐劑從滑套噴砂孔進入地層，壓裂管柱可直接用于合層生產[5-7]。

1.2 發展歷程

至2021年底，蘇10區塊共實施側鉆水平井壓裂改造31井次，累計增產6.7億方。

（1）探索試驗階段：2011年，蘇10區塊第1口側鉆水平井蘇10-34-XXCH井實施。壓裂3段，排量3.5m3/min，累計注入地層總液量1580m3，加砂量180m3。初期日產2.4萬方/天，較原直井蘇10-34-XX井提升4.8倍，累計增產905萬方，拉開了蘇10區塊側鉆水平井壓裂工藝試驗的序幕。

（2）發展階段：2012年，第2口側鉆水平井蘇10-32-XXCH井實施。壓裂7段，排量3.5m3/min，累計注入地層總液量2880m3，加砂量280m3。初期日產2.8萬方/天，較原直井蘇10-32-XX井提升2倍，并實現了連續生產，累計增產3700萬方。側鉆水平井試驗取得重要進展，形成了“700m水平段，7段壓裂”壓裂模式。

（3）推廣應用階段：伴隨鉆井技術水平提高，完鉆井水平段長度、砂巖鉆遇率達、有效儲集層鉆遇率和動用有效厚度穩步提升。至2021年底，蘇10區塊陸續實施了29口側鉆水平井壓裂，平均單井初期日產達3.4萬方，該技術在蘇里格氣田實現規模應用。

1.3 工藝參數現狀

基于儲層地質特征、開發井網與產能建設規劃，優化形成了蘇10區塊所特有的側鉆水平井壓裂技術指標。

1.3.1 裂縫條數

早期側鉆水平井水平段長度為700m，2021年探索長水平段改造技術，水平段長度增加至1000m。裂縫間距由100～150m降低至80～120m，裂縫數由5～7條提高到8～10條。

1.3.2 施工參數

根據儲層砂體厚度、展布特征、鄰井生產及空間位置關系等，結合數值模擬優化結果，目前側鉆水平井裸眼封隔器分段壓裂施工參數（表1）：

表1 施工參數表

①根據砂體厚度，優化對應裂縫長度所需提供的加砂強度，優化加砂比等；

②基于本井鉆遇，結合鄰井鉆遇，優化砂體展布剖面圖，調整加砂規模；

③考慮鄰井改造規模及生產現狀，對低壓區和生產井影響層段，重新優化規模。

1.3.3 壓裂液

早期采用羥丙基胍膠壓裂液體系，添加劑種類多且配制要求較嚴格。目前蘇10區塊主要采用速溶胍膠壓裂液，該體系即配即用，低排量條件下滿足高砂比攜砂要求，體系交聯劑在返排液配液時影響較小，在返排液重復再利用方面優勢明顯。

1.3.4 支撐劑

蘇10區塊山1、盒8層位埋深3200～3500m，根據大量的壓力監測數據來看，閉合應力普遍達到50MPa以上，主體采用低密度中強度陶粒。為提供足夠的裂縫導流，以20～40目陶粒為主，輔助應用小粒徑陶粒處理天然裂縫段、高GR段等特殊層段。由于石英砂承壓能力遠低于陶粒，區塊內尚未開展石英砂替代陶粒相關工作。

1.3.5 液氮伴注

液氮伴注是蘇10區塊壓裂改造中的主要增能返排措施之一[8-9]。目前側鉆水平井壓裂過程中隔段伴氮，壓后半小時到一小時開井，采用4～10mm油嘴控制放噴排液，部分井返排一段時間后無氣無液，需輔助進行其他助排措施。

2 壓裂工藝優化建議

2.1 分段方案優化

細化分段有利于溝通含氣砂體，擴大氣層滲流面積，提高儲層導流能力，從而提高單井貢獻率，達到持續穩產的目的。從2021年分段結果來看，單段長度100～136m，單段有效儲層長度36～85m。

數模結果顯示，考慮縫間干擾對于單縫壓裂效果的影響，一般縫間距應大于縫高1.5倍以上。參考工區內微地震監測結果，壓裂裂縫縫高通常為20～30m，單段有效儲層長度進一步細化到40～60m，單井6-10段（表2）。

表2 2021年蘇10區塊側鉆水平井鉆遇情況統計表

2.2 施工排量優化

排量設計要確保人工裂縫在優勢儲層延伸、擊穿目的層內隔夾層、足夠縫寬與導流等。首先要考慮地質動用需求，在隔層能夠有效遮擋的條件下，施工排量越大，人工裂縫的波及體積越大；同時為了保障施工安全，測算的施工壓力要與壓裂管柱與井口限壓等相匹配。模擬結果顯示，砂體厚度相同的儲層，排量越大，可突破泥巖隔層的厚度越大。相同排量的條件下，砂體厚度越大可突破的隔層厚度越?。ū?）。

表3 井口壓力預測

2.3 壓裂液體系優化

為探索更低傷害、更低成本、更環保的壓裂液體系，2019年以來一種生物復合乳液壓裂液在蘇10區塊直井開發中得到應用并推廣。該體系一劑多成，在線配制無需復雜的配液設備及程序，破膠徹底無殘渣。為了解決水平井用液量大、返排液利用需求大的難題，通過組織攻關形成一種新型耐鹽生物復合乳液，該體系抗鹽性及攜砂性能有了新的突破，耐鹽、耐溫、耐剪切，可直接利用返排液重復配液。

2.4 輔助暫堵工藝

裸眼封隔器機械封隔可靠，但受限于工具組合長、井眼軌跡復雜，實現更多分段的風險高、成本大，導致段內大量儲層未被有效動用，剩余儲量較大。優選復合暫堵材料，輔助一次或多次暫堵施工，利用粉末和顆粒組合粒徑暫堵劑，可迫使壓裂液轉向，可在硬分段的基礎上增加裂縫條數，提高儲層的整體動用。

2.5 伴氮方式優化

考慮已生產老井地層泄壓，利用數模軟件分析鄰井的生產數據，獲取儲層目前壓力系數。結合壓裂規模優化結果，利用井網模型識別出低壓區影響層段，在隔段伴氮的基礎上全程伴氮，并向重點層段加大伴氮量，提高針對性，改善后期返排。

3 應用案例

蘇10-34-XCH井水平段長700m，A點斜深3440m，B點斜深4140m（表4）。

表4 蘇10-34-XCH井分段優化表

（1）分段優化：裸眼封隔器壓裂生產一體化管柱提前198m遇阻，壓裂段由原設計8段減少至6段。資料顯示，首段實際段長238.63m，3880.43～4140m多處顯示氣測異常，為提高水平段利用率，對第一段進行1次暫堵。

（2）排量優化：根據區塊延伸壓力、目的層垂深、壓裂管柱尺寸與長度、壓裂液摩阻、孔眼摩阻等測算，井口限壓條件下允許的最大排量3.6～4.2m3/min。

（3）伴氮優化：根據鄰井影響優化各段伴氮量，伴氮比2.5%～3.5%。

（4）壓后效果：該井壓后初期獲3.3329萬方日產氣量。

4 結語

通過總結研究，明確了側鉆水平井壓裂技術是蘇10區塊穩產高產的重要保證。針對目前工藝參數進行了優化，并在實踐中取得了初步效果，待繼續深入實施跟蹤。

（1）水平段鉆遇有效儲層長度受構造、沉積成因等影響，連續性差，進一步細化分段、提高水平段的利用率是實現增產的重要保證。

（2）地質與工程結合，優化施工排量，促使裂縫在優勢儲層延伸，優化支撐劑剖面。

（3）新型可耐鹽的生物復合乳液壓裂液體系，可作為側鉆水平井高效實施的保障。

（4）復合暫堵工藝可輔助增加裂縫，在機械封隔的基礎上實現更多分段。

（5）液氮伴注由隔段伴氮、全程伴氮，向重點層段強化伴注，針對性更強。