王 越，陳付虎，張永春，王遷偉，姚昌宇

(中石化華北分公司 工程技術(shù)研究院增產(chǎn)測(cè)試所，河南 鄭州 450006)

紅河油田構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南部，為一平緩西傾單斜。儲(chǔ)層為辮狀河三角洲沉積［1］，目前主要開發(fā)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8，長(zhǎng)9油層組，埋深約1500～2000 m，平均孔隙度11.9%，平均滲透率0.85×10－3μm2，為特低孔，特低滲透油藏。自2005年開發(fā)以來，先后經(jīng)歷直井天然能量開發(fā)，注水開發(fā)試驗(yàn)，生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)暴露出產(chǎn)量遞減快，注水困難且易發(fā)生暴性水淹等問題，并且平均單井穩(wěn)定產(chǎn)量不到2 t，儲(chǔ)層一直未得到有效動(dòng)用。

2010年始探索試驗(yàn)水平井分段壓裂工藝，采用天然能量開發(fā)，2012年水平井比例達(dá)到97.1%，截至2012年12月底，共施工水平井216口，平均穩(wěn)產(chǎn)能力約為相鄰直井的5倍以上，得益于水平井壓裂改造技術(shù)的突破，紅河油田年產(chǎn)量由5萬噸上升至18萬噸，得到了規(guī)模化開發(fā)。

1 水平井分段壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化

1.1 壓裂液及支撐劑優(yōu)化

紅河油田地層溫度平均為65.3℃，平均溫度系數(shù)2.37℃/100 m，儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的酸敏性，速敏性、水敏性和堿敏性，而應(yīng)力敏感性均較弱。根據(jù)儲(chǔ)層工程地質(zhì)特征，采用中低溫的羥丙基瓜膠壓裂液體系，具體配方為0.4%HPG(一級(jí))+0.3%破乳助排劑+1.0%粘土穩(wěn)定劑+0.1%殺菌劑。從室內(nèi)耐溫耐剪切性能實(shí)驗(yàn)來看，體系在70℃條件下，剪切速率170 s－1，90 min 后粘度依然在 180 MPa·s以上(圖1)，各項(xiàng)指標(biāo)破膠性能、殘?jiān)?、破乳性能、與地層水配伍性等均夠滿足施工要求。

圖1 70℃條件下流變性曲線，剪切速率170 s－1

支撐劑選擇:根據(jù)實(shí)際施工資料，紅河油田地層閉合壓力在8.9～43.5 MPa，延伸壓力系數(shù)在0.017～0.019 MPa/m之間，采用20～40目陶粒作為支撐劑，耐壓52 MPa，滿足施工要求。

1.2 裂縫及施工參數(shù)優(yōu)化

裂縫參數(shù)優(yōu)化:紅河油田水平最大主應(yīng)力方向75°，布置水平段方向與水平最大主應(yīng)力垂直，壓后形成近似正交縫，最大限度提升改造范圍?？紤]儲(chǔ)層滲流能力及施工成本，優(yōu)化井距為500 m，水平段長(zhǎng)1000 m左右，裂縫為交錯(cuò)式布局。根據(jù)軟件模擬和前期施工經(jīng)驗(yàn)，生產(chǎn)初期裂縫條數(shù)越多，日產(chǎn)油量增加幅度顯著增加，相同生產(chǎn)時(shí)間，累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度隨著裂縫條數(shù)的增加有先快速增加而后減緩的趨勢(shì)，綜合各個(gè)生產(chǎn)階段，裂縫條數(shù)的最優(yōu)值范圍為9～11條(圖2);隨著裂縫半長(zhǎng)的增加，累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度有先快速增加后增速變緩的趨勢(shì)，裂縫越長(zhǎng)對(duì)后期的產(chǎn)能貢獻(xiàn)越大，優(yōu)化裂縫半長(zhǎng)取值范圍為130～190 m(圖3);導(dǎo)流能力對(duì)累計(jì)產(chǎn)量增加幅度在投產(chǎn)一年內(nèi)影響幅度較大，一年后影響不明顯，推薦的裂縫導(dǎo)流能力取值范圍為30～40 μm2·cm。

圖2 累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度與裂縫條數(shù)的關(guān)系

圖3 累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度與裂縫半長(zhǎng)的關(guān)系

施工參數(shù)優(yōu)化:對(duì)于隔層較好的儲(chǔ)層，優(yōu)化排量3～4 m3/min，對(duì)于要求控制縫高的壓裂儲(chǔ)層，選用較低的排量(圖4);前置液比例為30% ～35%，對(duì)裂縫較發(fā)育，濾失較嚴(yán)重儲(chǔ)層，為要達(dá)到設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)，適當(dāng)提高前置液比例;優(yōu)化平均砂比在22% ～25%之間(圖5)，段加砂量30 m3左右，在天然裂縫比較發(fā)育儲(chǔ)層中，在滿足裂縫導(dǎo)流能力的條件下，可適當(dāng)?shù)慕档推骄氨?，便于壓裂施工的順利進(jìn)行。

圖4 不同排量下動(dòng)態(tài)縫長(zhǎng)、支撐縫長(zhǎng)及導(dǎo)流能力的變化

圖5 導(dǎo)流能力與平均砂比的關(guān)系

2 水平井分段壓裂改造工藝

2.1 水力噴射分段壓裂工藝

水力噴射壓裂原理為根據(jù)伯努利方程將壓力能轉(zhuǎn)化為動(dòng)能，先打開環(huán)空，進(jìn)行水力噴砂射孔，完成后，關(guān)閉環(huán)空，油套同注完成加砂壓裂。入井工具由盲堵、花管、下球座、下扶正器、噴射工具、上扶正器、丟手工具總成等組成。

自2011年至2012年底，紅河油田共采用水力噴射技術(shù)施工水平井12口76段，施工成功率93.8%，平均入地凈液量2057.1 m3，單井加砂量144.8 m3，壓后初期平均日產(chǎn)油5.4 t，取得了一定的改造效果。

從實(shí)際施工情況來看，共有3口井5段在上提或者下管柱時(shí)砂卡遇阻，原因在于拖動(dòng)管柱水力噴射技術(shù)受噴嘴直徑限制，排量一般較低，在高砂比階段水平段易發(fā)生沉砂而導(dǎo)致管柱被埋，如A井第三段在下壓裂管柱期間，在下至2198.53 m處遇阻，上提負(fù)荷25～33 T活動(dòng)解卡無效，后用原膠液25 m3反洗井后，下壓裂管柱到設(shè)計(jì)位置。

應(yīng)用水力噴射分段壓裂工藝施工成本較低，起裂位置可控，無需機(jī)械封隔裝置，但每壓完一段均需放噴后才可上提管柱施工下一段，施工周期偏長(zhǎng)且該工藝受噴嘴限制，施工規(guī)模偏小，目前已施工井平均單段加砂量?jī)H為15.6 m3，排量一般低于2 m3·min－1，規(guī)模明顯低于采用多級(jí)管外封隔器分段壓裂施工，故在2012年后該工藝逐漸減少使用，僅在井徑擴(kuò)徑或縮徑嚴(yán)重，預(yù)置管柱無法卡封時(shí)，才用拖動(dòng)管柱水力噴射工藝壓裂。

2.2 多級(jí)管外封隔器分段壓裂工藝

多級(jí)管外封隔器分段壓裂工藝在裸眼井段預(yù)置多級(jí)封隔器，在目的起裂位置布多級(jí)投球滑套，施工時(shí)投入不同外徑的小球依次打開滑套進(jìn)行壓裂［2］(圖6)。截止2012年底，紅河油田共采用管外封隔器壓裂工藝施工200口1959段，其中砂堵放棄29段，施工成功率達(dá)98.5%，平均入地凈液量1671 m3，單井加砂量221.9 m3，平均投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油8.3 t，取得了較好的改造效果。該工藝壓裂完一段無需停泵放噴，投入堵塞球即可施工下一段，施工周期大大縮短且施工規(guī)模高，因而成為紅河油2012年田應(yīng)用的主要壓裂工藝。

圖6 多級(jí)管外封隔器壓裂工藝完井管柱結(jié)構(gòu)

部分井施工中出現(xiàn)滑套打不開或者打開不明顯的現(xiàn)象。由于此工藝壓裂某一井段的判斷基于該級(jí)堵塞球投入后的滑套打開顯示，若顯示不明顯，則一般泵入更多的送球液，若無效則投入備用球。此時(shí)井內(nèi)的送球液會(huì)造成上一級(jí)壓裂段明顯的過頂替現(xiàn)象，若備用球依然沒有打開滑套的顯示，則直接進(jìn)行本段加砂壓裂施工，如B井，第5段施工結(jié)束后，投球打第6級(jí)滑套，沒有滑套開啟壓力顯示，經(jīng)工具服務(wù)方確認(rèn)井口球已入井，決定投入備用球，送球液量達(dá)20 m3(設(shè)計(jì)送球液量為16.8 m3)仍沒有滑套開啟顯示，后決定直接加粉陶段塞施工第6段，而事實(shí)上無法判斷此時(shí)壓裂的是上一級(jí)井段還是本級(jí)井段。

2.3 可打撈、可開關(guān)滑套分段壓裂工藝

該工藝施工原理與裸眼管外封隔器壓裂工藝相似，通過下入預(yù)置管柱，投球打開滑套進(jìn)行壓裂。其主要差別在于:球座可以打撈或推至井底，之后井筒為全通徑狀態(tài)，在以后的生產(chǎn)過程中，采用連續(xù)油管可對(duì)高含水層、負(fù)壓層等進(jìn)行關(guān)閉滑套封隔，實(shí)現(xiàn)分層開采，并可進(jìn)行重復(fù)壓裂。從而可以克服常規(guī)多級(jí)管外封隔器壓裂工藝不利于后期改造的缺點(diǎn)。

2012年紅河油田共試驗(yàn)該工藝4口井21段，砂堵1段，施工成功率95.3%，平均入地凈液量984.6 m3，平均加砂量139 m3，壓后初期最高日產(chǎn)油6.3 t。其中有兩口井球座全部成功打撈，一口井6級(jí)球座僅打撈出2級(jí)，另一口井累計(jì)打撈56次，7級(jí)球座均未撈出，總體球座打撈成功率50%。該工藝的缺點(diǎn)在于對(duì)井眼清潔要求較高，井筒沉砂對(duì)球座移除作業(yè)影響較大，壓后不放噴直接進(jìn)行球座打撈作業(yè)，作業(yè)時(shí)間偏長(zhǎng)，影響壓裂液的及時(shí)返排，且打撈過程復(fù)雜，成功率偏低，需下入連續(xù)油管，成本較高等。

2.4 速鉆橋塞分段壓裂工藝

速鉆橋塞分段壓裂技術(shù)采用套管固井快鉆橋塞配合射孔聯(lián)作，第一段射孔后套管壓裂，第二段電纜泵送橋塞及下一段的射孔槍到預(yù)定井深，點(diǎn)火坐封橋塞，上提射孔槍至預(yù)定井深射孔，起出射孔電纜及射孔槍后，進(jìn)行套管壓裂施工。重復(fù)上過程至所有分段壓裂結(jié)束后返排［3，4］。

速鉆橋塞分段壓裂工藝目前在紅河油田處于探索實(shí)驗(yàn)階段，如C井應(yīng)用該工藝分5段壓裂。單段加砂量26.4 m3，入地凈液量1306 m3，壓后日產(chǎn)油18.4 m3，改造效果良好。橋塞鉆除工用時(shí)295 min，單個(gè)橋塞平均用時(shí)73.8 min。

該工藝的優(yōu)勢(shì)在于套管注入，施工規(guī)模大，可實(shí)現(xiàn)任意級(jí)數(shù)的分段壓裂，橋塞采用特殊材質(zhì)，整體幾無金屬成分，易鉆，可降低長(zhǎng)時(shí)間鉆塞對(duì)套管的傷害，鉆后可實(shí)現(xiàn)井筒的全通徑(圖7)。其缺點(diǎn)在于其應(yīng)用多簇分段壓裂，無法保證各簇射孔段均壓開以及均衡改造，加大規(guī)模時(shí)，如無法實(shí)現(xiàn)各簇均衡進(jìn)液，易導(dǎo)致壓裂溝通上下水層或鄰井。另外，受本身泵送橋塞工藝限制，存在過頂替問題。從C井實(shí)際施工狀況來看，近井筒摩阻大，初期施工壓力高(圖8)，在注入斷塞對(duì)炮眼進(jìn)行打磨后，施工壓裂便明顯降低，前置液階段與加砂中后期施工壓裂相差約8 MPa左右，需進(jìn)一步優(yōu)化射孔參數(shù)，降低孔眼摩阻。

圖7 速鉆橋塞

圖8 C井第一段施工曲線

3 結(jié)論及建議

(1)從紅河油田的開發(fā)歷程來看，對(duì)于致密低滲透儲(chǔ)層，水平井分段壓裂工藝是其規(guī)?；_發(fā)的有效手段。

(2)裸眼封隔器+投球滑套分段壓裂工藝是目前紅河油田規(guī)?；_發(fā)的主要手段。針對(duì)其存在不利后期改造的缺點(diǎn)，試驗(yàn)了可打撈、可開關(guān)滑套及速鉆橋塞兩種新的分段壓裂工藝，其中速鉆橋塞應(yīng)用效果較好，未來有望得到大規(guī)模推廣。

(3)針對(duì)紅河油田的儲(chǔ)層特點(diǎn)，建議下步繼續(xù)引進(jìn)先進(jìn)的壓裂工藝，如TAP/TAPlite套管壓裂技術(shù)、固井滑套分段壓裂技術(shù)、連續(xù)油管跨隔式封隔器選擇性壓裂技術(shù)、簇式滑套分段壓裂技術(shù)等［5］，為紅河油田壓裂工藝的持續(xù)優(yōu)化和進(jìn)一步上產(chǎn)提供技術(shù)保障。

［1］劉化清，袁劍英 ，李相博，等．鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)期湖盆演化及其成因分析［J］．巖性油氣藏，2007，19(1):52－56．

［2］陳付虎，張士誠(chéng)，鄭鋒輝，等．大牛地氣田盒1段氣藏水平井分段壓裂工藝研究與實(shí)踐［J］．石油天然氣學(xué)報(bào)，2012，34(9):125 －127．

［3］胡艾國(guó)，熊佩，姚昌宇，等．大牛地氣田水平井壓裂技術(shù)現(xiàn)狀及展望［J］．鉆采工藝，2012，35(5):59 －62．

［4］何祖清，彭漢修，郭朝輝，等．可鉆泵送橋塞研制與試驗(yàn)［J］．石油機(jī)械，2012，40(3):20 －23．

［5］楊富，鄒國(guó)曙，馬得華，等．蘇里格氣田蘇平 36－6－23井裸眼完井分段壓裂技術(shù)［J］．石油鉆采工藝，2010，24(3):46－50．