水平井分段压裂技术在长北气藏的应用

张孝栋，王定峰，段凌靓，张于勤

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 710200）

长北气藏属于典型的低渗低压储层，渗透率中值为0.7 mD，平均渗透率为1 mD，北部区块渗透率偏低，地层原始压力约为29.0 MPa，储层厚度5～35 m。自长北项目成立以来，长北区块一直以双分支水平井裸眼完井的方式开发，此开发方案钻井周期长，成本较高。截至2013年12月共完钻38口双分支水平井，其中前期和中期开发的水平井产量高，可以满足经济开发的要求；后期开发的水平井砂岩钻遇难度大、投资比较高、单井产量较低，为此中外双方技术人员对改进开发方案进行了探索。

水平井分段压裂改造技术是目前国际上先进的低渗透油气藏储层增产技术，其核心就是在井筒内沿着水平井眼的方向，根据储层物性和含油气特征，选择几个或十几个小段，采用裸眼或射孔技术，通过一次压裂施工压开几个或十几个甚至几十个水平段裂缝，达到增大渗流面积和提高单井产量的技术。

长北区块前期和中期全部采用裸眼完井，水平井段有泥页岩时下入预钻孔尾管，长北气藏砂岩比较致密，井眼稳定性好，岩石最大主应力和最小主应力差别很小。通过分析国内外常用的水平井分段压裂方法，结合苏里格气田低渗透气藏水平井开发的实践经验，综合分析认为：当储层砂岩钻遇率高，泥岩较少，井眼平滑，井眼稳定性好时，可以裸眼完井，采用裸眼封隔器+投球滑套分层压裂技术，投球分段压裂。目前裸眼封隔器技术成熟，密封性能良好，满足压裂改造需要，另外该技术压裂施工作业时间短，可对各压裂井段进行单独准确控制，可实现水平段分段生产。下面以CB-X为例，对水平井分段压裂技术在长北气藏的应用情况及效果进行说明。

1 长北区块CB-X井基本情况

CB-X是长北区块的第一口水平井压裂试验井，水平段长1 549 m。CB-X完井分为上部完井和下部完井两部分。上部完井是常规的完井方式由上到下依次是：油管挂+井下安全阀+封隔器+坐落短接+密封插管；下部完井采用贝克的裸眼封隔器加投球滑套分段压裂系统的管柱组合。

2 压裂设计

2.1 压裂方法的选择

该井选择不动管柱的多级封隔器分段压裂技术，每一个封隔器下面带一个投球压裂滑套，滑套里面安装了不同尺寸的球座。最小的球座装在最下面的套筒上，最大的球座装在最上部的套筒内，压裂时将不同大小的低密度球送入油管，然后将球泵送到相应的球座内，封堵压裂过的产层，同时打开该套筒对下一个产层进行压裂。

2.2 压裂液选择

压裂液选择的原则是：第一要耐温性，携砂能力好；第二要对储层污染低。通过室内试验对比和现场应用，最终优化后配方为：0.45%瓜胶+1.0%氯化钾+0.3%粘土稳定剂+0.5%助排剂+0.1%pH调节剂+0.2%杀菌剂。

2.3 支撑剂选择

长北气层埋藏深度一般为2 900 m，闭合压力约为45 MPa，选择20～40目的中密度高强度陶粒，同时为了防止陶粒返排出砂，全部采用卡博覆膜陶粒。体积密度为 1.53 g/cm3，真密度为 2.55 g/cm3。

2.4 压裂施工规模的确定

根据软件模拟，参考国内外类似气田的开发经验，设计单段加砂量为30～40 t，单段压裂液200～300 m3，泵注排量为5 m3/min。其中第一段压裂泵注程序（见表1）。

2.5 采用前置液支撑剂段塞

水平井压裂时，近井地带存在附加的弯曲摩阻，容易发生支撑剂从压裂液中析出，造成近井脱砂，发生砂堵，这种危险随砂浓度的提高而迅速增大，常常会导致压裂失败。弯曲摩阻一般认为是由于近井地带初始压裂方向与地应力方向不一致，发生裂缝弯曲扭转，另外若裂缝延伸方向与井筒斜交，就可能出现裂缝弯曲，会导致携砂液在经过近井地带时由于流通路径的不规则造成额外的流动阻力。

采用前置液支撑剂段塞，可以减少近井裂缝弯曲摩阻，减少裸眼段微裂缝，增加主裂缝宽度，有效防止早期脱砂。根据储层情况，设计两种不同粒径支撑剂段塞，采用100目粉陶段塞降低压裂液滤失，并堵塞微裂缝，采用20/40目主压裂陶粒段塞磨蚀裂缝面，降低携砂液进入裂缝的剪切力，保证加砂顺畅。

2.6 采用非放射性化学示踪剂监测各段产能贡献

该井水平段长度超过1 500 m，分7段压裂，为了准确评价各段的产能贡献，经过讨论，采用美国岩芯公司的非放射性化学示踪剂技术监测各段的产能贡献。在压裂各阶段随压裂液泵入不同种类的微量非放射性化学示踪剂。压裂后，洗井放喷阶段取水样，分析化验每种示踪剂的含量，推测出每段地层的产能贡献。该化学示踪剂有如下特点：

表1 第一段压裂施工泵注程序

（1）低辐射：比日常用烟感器辐射还要低；

（2）低能量：比地层自然放射性材料低至少一个数量级，当人们手拿地层岩石时没有谁恐惧其辐射；

（3）零冲洗：零污染，基质烧结，非外附着方式；

（4）半衰期：60至80天；

（5）用量少：一茶杯大小的量可满足至少一个作业；

（6）安全包装和运输-多层铅罐铅箱。

3 现场施工

2013年3月8日进行小型压裂，准确测得地层参数，及时修正主压裂设计。3月9日开始主压裂，主压裂施工7.5 h，第四段压裂完，投入第五段的球后，停泵车，泄压，检查更换泵头密封件，给泵车加油，之后完成剩余3段压裂。最高施工压力42 MPa，共入井压裂液1 865.5 m3，入井陶粒 300 t，施工排量 5 m3/min。各层压裂施工参数（见表2），施工曲线（见图3）。

表2 CB-X井压裂施工的参数表

图1 CB-X施工曲线图

压裂后投产效果：该井在井口压力为7 MPa时，测试产量为120×104m3/d，取得了显著的增产效果。该水平井钻井周期短，比双分支水平井的建井周期缩短了一半，而且产量和双分支水平井的产量相当。

4 各压裂段产能贡献分析

在7段压裂过程中，分别加入7种不同型号的化学示踪剂，具体参数（见表3）。

表3 化学示踪剂参数

压裂后，气举返排，洗井测试过程中，取了47个返排水样，记录好取样时间和累计返排量，把这些样品送到美国岩芯公司进行分析化验，检测出各个水样中每种示踪剂的含量，分析总结出各压裂段的产能贡献率，结果（见图2）。从图中可以看出，各压裂段的示踪剂都返排检测出来了，且分布比较均匀，各段压裂效果良好，其中3，4，5，6段的压裂效果最好，产能贡献最大。

5 结论

（1）针对CB-X井的储层特征和井身结构，采用裸眼封隔器加投球滑套的分段压裂改造技术，现场应用表明，该方案合理，对低渗透增储层改造效果良好。

图2 CB-X井化学示踪剂平均浓度分析

（2）裸眼封隔器分段加投球滑套压裂工具性能可靠，施工方便，满足长北区块水平井分段压裂储层改造的需要.

（3）化学示踪剂监测表明各段压裂效果良好，7段压裂层位都有产能贡献，而且各层产能贡献比较均匀，达到设计要求。

（4）该井完井和储层改造方案设计合理，压裂改造效果显著，施工安全高效，今后可在该区块推广应用。

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