張應(yīng)安

中國石油吉林油田公司采油工藝研究院

松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現(xiàn)場實踐
——以長深D平2井為例

張應(yīng)安

中國石油吉林油田公司采油工藝研究院

松遼盆地南部長嶺氣田下白堊統(tǒng)登婁庫組致密砂巖氣藏具有儲層埋藏深、溫度高、物性差、地應(yīng)力高的特點，采用水平井開發(fā)和常規(guī)的直井壓裂開發(fā)均難以實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。為最大限度地增加泄油氣面積、提高儲層動用程度、提高單井產(chǎn)量，在長深D平2井開展了水平井多級壓裂開發(fā)現(xiàn)場實踐：采用裸眼封隔器滑套10級大規(guī)模壓裂，優(yōu)化應(yīng)用壓前小型壓裂測試、井下微地震和地面電位法壓裂監(jiān)測技術(shù)，對10級人工裂縫方位及幾何形態(tài)進(jìn)行實時監(jiān)測。目前，長深D平2裸眼井多級壓裂工藝技術(shù)的突破，創(chuàng)造了水平井深層氣井壓裂級數(shù)最多、壓裂規(guī)模最大、平均砂比最高等3項中石油壓裂新紀(jì)錄，并取得了“生產(chǎn)壓力高、產(chǎn)量高”的良好效果。該井壓裂施工的成功，表明了水平井應(yīng)用裸眼完井套管壓裂具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢，為類似長嶺1號氣田登婁庫組致密砂巖氣藏水平井壓裂開發(fā)提供了有力的技術(shù)保障。

松遼盆地 長嶺氣田 早白堊世 致密砂巖氣藏 水平井 多級壓裂 實踐

1 儲層地質(zhì)特征

松遼盆地長嶺1號氣田下白堊統(tǒng)登婁庫組天然氣分布主要受巖性和構(gòu)造控制，氣藏為構(gòu)造控制下的巖性低孔特低滲氣藏，邊底水不發(fā)育。

1.1 沉積相特征

D3砂層組沉積期工區(qū)的南部發(fā)育兩條由南東向北西展布并近于平行的分支河道，并在長深102井附近匯合，在中西部形成大范圍的分支河道沉積，隨后分支河道再次分叉，在中部形成分支河道的交匯疊合區(qū)?？梢钥闯鯠3沉積期分支河道的沉積規(guī)模水流所控制的范圍較大。

1.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

登婁庫組的孔隙結(jié)構(gòu)具有排驅(qū)壓力較高（平均2.67 MPa，最小2.04 MPa，最高3.16 MPa）、平均孔喉半徑?。ǚ植荚?.11μm左右）、退汞效率低（一般介于28.5%～35%，平均30.7%）、孔隙度及滲透率均低（平均孔隙度為5.3%，平均滲透率為0.175 m D）。長嶺1號氣田登婁庫組儲層屬于Ⅱ、Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)。

1.3 儲層物性特征

登婁庫組氣藏的巖性主要為細(xì)砂巖、含粉砂細(xì)砂巖、粉砂質(zhì)細(xì)砂巖和粉砂巖，儲層巖性以細(xì)砂巖為主。該氣藏巖心分析孔隙度一般介于2.7%～6.6%，平均為5.2%；滲透率介于0.04～0.242 mD，平均為0.174 mD，登婁庫組儲層整體上屬于低孔、特低滲儲層。

1.4 儲層巖石力學(xué)特性

登婁庫組致密砂巖儲層的楊氏模量較高，而凈壓力與楊氏模量成正比，楊氏模量高時，凈壓力則較高，且施工時地面壓力較高；縫寬與楊氏模量則成反比，楊氏模量越高，壓裂時形成的裂縫寬度較窄，尤其是在近井摩阻較高時容易出現(xiàn)砂堵［1］。

2 長深D平2井壓裂技術(shù)思路

通過對致密砂巖氣藏多段大規(guī)模壓裂改造，最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，以提高儲層動用程度，最大限度地減少儲層污染，達(dá)到提高單井產(chǎn)量的目的［2－4］。①應(yīng)用水平井分段壓裂工藝技術(shù)進(jìn)行多級壓裂，增大儲層平面上縱向接觸面積；②以增加縫長為主導(dǎo)的大規(guī)模壓裂，增加儲層平面上橫向接觸面積；③在水平井趾部和跟部受多裂縫縫間干擾小、施工流動阻力影響較小的情況下，進(jìn)一步提高規(guī)模，增加縫長，以獲得對產(chǎn)能的最大貢獻(xiàn)；④最大限度地降低儲層傷害，保護(hù)氣層。

3 長深D平2井壓裂優(yōu)化設(shè)計

長深D平2井壓裂施工采用裸眼封隔器完井滑套多級壓裂工藝技術(shù)，壓裂設(shè)計重點針對施工壓力高，壓裂級數(shù)多、規(guī)模大，工具多、通過性差等難點進(jìn)行了優(yōu)化（圖1）。結(jié)合4個流動單元的儲層特征，采用橫切裂縫以增加面積，優(yōu)化每段壓裂規(guī)模，重點提高端部和趾部壓裂規(guī)模。優(yōu)化施工參數(shù)（表1），重點提高壓裂液效率，減少儲層傷害。

1）壓裂規(guī)模：10級分壓，每段間距66～156 m。

2）壓裂方式：套管注入、投球。

3）井口施工壓力：39.0～45.0 MPa。

4）壓裂井口：主要包括大四通、105 MPa采氣井口（雙控閥門）、壓裂投球器3個部分。

5）裸眼封隔器工具尺寸： 139.7 mm。

6）工具技術(shù)指標(biāo)：耐壓差82.7 MPa，耐溫218℃。

7）壓裂液：水基凍膠壓裂液。

8）壓裂支撐劑：粒徑0.3～0.6 mm 30～50目的105 MPa孚盛砂。

圖1 長深D平2井壓裂工藝設(shè)計圖

表1 長深D平2井壓裂施工參數(shù)設(shè)計表

4 長深D平2井多級壓裂測試分析技術(shù)

1）應(yīng)用壓前小型壓裂測試技術(shù)認(rèn)識儲層，調(diào)整主壓裂施工參數(shù)（圖2）。

第1、8、10級小型壓裂測試表明，儲層存在較少的天然裂縫特征，閉合應(yīng)力為58.6 MPa，基質(zhì)滲透率為0.15 mD，凈壓力為2 MPa，壓裂液效率為38%，近井摩阻為1.48 MPa。

2）利用井下微地震裂縫實時監(jiān)測技術(shù)認(rèn)識人工裂縫的擴(kuò)展規(guī)律、裂縫幾何形態(tài)及裂縫方位。

圖2 長深D平2井小型測試施工曲線圖

井下微地震裂縫監(jiān)測表明，滑套位置對裂縫起裂位置沒有影響，裂縫兩翼擴(kuò)展不對稱，每級裂縫并不是完全平行，存在傾角，封隔器存在不能有效封隔儲層的可能性。

5 壓裂施工及效果

5.1 10級大規(guī)模壓裂施工

長深D平2井壓裂施工歷時3 d，創(chuàng)造了中國石油壓裂史上的3項紀(jì)錄：①水平井深層氣井壓裂級數(shù)最多（10段）；②單井總壓裂規(guī)模最大（838 m3）；③單級壓裂規(guī)模最大（116 m3）（圖3）。

圖3 長深D平2井壓裂施工曲線圖

1）單井累計加入支撐劑838 m3。

2）水平井單段最大壓裂規(guī)模116 m3，總計有3段壓裂規(guī)模超過100 m3。

3）單日最多加入支撐劑324.4 m3，最快一天施工4段。

4）平均砂比34.4%，最高加砂1.8 m3／min。

5）套管壓裂降低4 000 m管程摩阻約20 MPa。

6）裸眼完井消除了固井完井近井摩阻，滑套壓裂減少了射孔孔眼摩阻，共10 MPa。

5.2 10級大規(guī)模壓裂效果

長深D平2井多級壓裂獲得了巨大突破和成功，取得了“生產(chǎn)壓力高、產(chǎn)量高”的理想效果（表2）。

表2 長深D平2井排液求產(chǎn)數(shù)據(jù)表

6 結(jié)論及認(rèn)識

1）該井水平井多級壓裂取得3方面的技術(shù)突破：壓裂級數(shù)最多、壓裂規(guī)模最大、平均砂比最高。

2）水平井裸眼套管滑套分段壓裂比直井固井射孔油管壓裂具有較大優(yōu)勢：①井筒摩阻小，能實現(xiàn)高排量施工，在相同加砂規(guī)模及砂比條件下，縮短單級施工時間，同時提高了壓裂液效率；②裸眼水平井套管分段壓裂近井筒摩阻小，基本不存在近井裂縫扭曲，近井筒摩阻比常規(guī)直井固井射孔壓裂相差5～7 MPa，同時裂縫復(fù)雜性小，凈壓力在整個施工過程中變化不大。

3）現(xiàn)場壓裂實時監(jiān)測能提供直觀的裂縫擴(kuò)展形態(tài)，為壓裂設(shè)計調(diào)整提供依據(jù)；水平井裸眼滑套位置對裂縫起裂位置基本無影響，裸眼封隔器位置的選擇是關(guān)鍵。

4）優(yōu)質(zhì)乳化壓裂液體系和低密度孚盛砂有利于大規(guī)模壓裂的順利實施。

5）該水平井多級壓裂成功進(jìn)一步認(rèn)識了致密氣藏的產(chǎn)能，突破了產(chǎn)能關(guān)，為類似致密巖性氣藏提高產(chǎn)能明確了技術(shù)方向。

［1］中國石油油氣藏改造重點實驗室.2008年低滲透油氣藏壓裂酸化技術(shù)新進(jìn)展［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

［2］何冶，段國彬，付永強(qiáng)，等.四川盆地低滲透砂巖氣藏大型水力加砂壓裂配套技術(shù)［J］.天然氣工業(yè)，2010，30（3）：48－51.

［3］謝建華，趙恩遠(yuǎn).大慶油田水平井多段壓裂技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，1998，20（4）：72－75.

［4］張懷文，張繼春，胡新玉.水平井壓裂工藝技術(shù)綜述［J］.新疆石油科技，2005，15（4）：30－33.

Multi－stage frac treatment in horizontal wells of tight sandstone gas reservoirs in the Songliao Basin：A case history of the horizontal well Changshen D2

Zhang Ying＇an
（Research Institute of Oil Recovery Technology，Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin 138000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 6，pp.46－48，6／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The tight sand gas reservoirs in the Lower Cretaceous Denglouku Formation in the Changling Gas Field，southern Songliao Basin，are characterized by great burial depth，high temperature，bad petrophysical properties，and high in－situ stress，so steady production here is difficult to achieve by either horizontal well development or conventional vertical－well fracturing treatment.Therefore，in order to expand the oil／gas drainage area，improve the producing degree of pay zones，and enhance the per－well productivity，the multi－stage fracturing treatment was carried out on the horizontal well Changshen D2.Ten－stage large scale fracturing treatment was performed by use of external packer.The azimuth and geometry sizes of hydraulic fractures were real－time monitored through small pre－frac tests，downhole micro－seismic monitoring，and the electric potential.As a result，the horizontal well Changshen D2 has achieved good consequence with high productivity under high production pressure，by which three records have been set up in the PetroChina＇s history：the most multiple stages of deep fractured horizontal wells，the largest scale of per－well fracturing treatment，and the largest degree of single stage fracturing treatment.This achievement shows that this frac treatment by use of open－h(huán)ole completion casings in horizontal wells has obviously comparable advantages，providing robust technical support for such frac treatment in the Denglouku Formation tight sand gas reservoirs in the Changling－1 Gas Field.

Songliao Basin，Changling Gas Field，Early Cretaceous，tight sand gas reservoir，horizontal well，multi－stage frac，practice

張應(yīng)安，1964年生，高級工程師，博士研究生；現(xiàn)在吉林油田采油工藝研究院從事油氣藏改造技術(shù)研究工作。地址：（138000）吉林省松原市長寧北街618號吉林油田采油工藝研究院。電話：（0438）6336591。E－mail：cyyzya＠yahoo.com.cn

張應(yīng)安.松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現(xiàn)場實踐——以長深D平2井為例.天然氣工業(yè)，2011，31（6）：46－48.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.008

2011－01－15 編輯 趙 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.008

Zhang Ying＇an，senior engineer，born in 1964，is studying for a Ph.D degree at the Daqing Petroleum Institute，being engaged in the research on fracturing technologies of hydrocarbon reservoirs.

Add：No.618，North Changning Street，Songyuan，Jilin 138000，P.R.China

Tel：＋86－438－6336 591 E－mail：zhangya－jl＠petrochina.com.cn