致密储层水平井改造技术研究与应用

于 波，周长顺，胡克俭，曹永强，李昆鹏

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

我国的致密油藏与页岩油藏主要分布在鄂尔多斯盆地和松辽盆地。最新资料评价结果表明，鄂尔多斯盆地致密油砂岩油藏资源量达20×108t。长庆油田丰富的致密油资源已成为油田上产的重要资源基础，其经济有效开发是建成“西部大庆”战略目标的重要保障。由于致密储层定向井开发产量低、效益差，通过常规技术手段无法得到有效动用。水平井作为油田开发的革命性技术，是提高致密储层单井产量的有效手段。因此，致密储层水平井改造技术是实现致密储层高效开发的关键。

1 水平井开发现状

1.1 长庆油田水平井改造工艺技术进展

水平井作为油气田开发的革命性技术，是提高低渗油藏单井产量的有效手段。长庆低渗透油田水平井开发经历了早期探索、研究攻关、提高完善三个阶段。主体改造工艺也由早期的填砂分段压裂工艺逐步完善发展至目前的分段多簇大规模体积压裂工艺（见图1）。

随着水平井压裂技术的进步，增产倍数逐年增加，2012 年水平井增产倍数突破了4 倍（见图2）。

图1 长庆油田水平井不同阶段技术发展图

图2 长庆油田历年水平井单井产量增产倍数柱状图

1.2 采油三厂水平井改造现状

（1）水平井开发工艺现状：2010 年以前主体工艺为水力喷射分段压裂，2011 年应用了多级分段压裂、定向射孔+双封单卡压裂以及扇形定向射孔等多种改造方式（见表1）。

表1 采油三厂水平井主体改造工艺表

（2）水平井生产现状：2013 年以前，采油三厂共有水平井73 口，开井61 口，单井日产油3.87 t，含水62.2%。高含水关井12 口。与邻井产量相比，水平井增产效果不显著。

2 致密储层水平井开发技术及应用

国外石油公司针对储层物性差导致的直井常规压裂单井产量低的问题，经过多年的探索研究，在体积压裂理论基础上，掌握了水平井+多级分段压裂技术，实现了致密油藏的高效开发。随着国外致密油的成功开发，我国也加快了致密油的勘探开发和研究步伐。长庆油田先后在安83、西233 开展长7 致密油试验攻关取得突破，单井产量达到10.0 t/d 以上，最高超过20 t/d，致密储层的开发走在了全国前列。

2013 年以来，采油三厂在黄X、盐X、吴X 三个致密油区块开展水平井+体积压裂试验，主要应用了水力喷射多级分段、水力喷射分段多簇、水力喷射分段多簇环空加砂及水力泵送桥塞压裂技术。

2.1 多级水力喷砂分段压裂技术

（1）工艺特点：水力喷砂分段压裂技术是通过高速水射流射开套管和地层并形成一定深度的喷孔，流体动能转化为压能，当压能达到一定值时，喷孔不断扩大，并在喷孔附近产生微裂缝，同时通过环空挤压使产生的微裂缝延伸，实现水力射孔压裂。

针对水平井改造段数多、但改造规模小、施工效率低的特点，研发了滑套式封隔器、过球式喷射器等工具，形成了多级水力喷砂分段压裂工艺。多级水力喷砂压裂的技术可用于裸眼、套管完井等多种完井方式；实现了射孔压裂一体化；在一定条件下，可以实现水力自动封隔；一趟管柱可以进行多段压裂，施工周期短，有利于降低储层伤害；工艺具有降破压功能，储层易压开。

（2）现场应用：YPXX-XX 井应用多级水力喷砂分段压裂技术，该井水平段长450 m，改造7 段，排量3.8 m3/min，砂量178.7 m3，入地液量1 744 m3，压裂作业时间3 天（提高效率30 %），试油周期23 天（比同区域减少3 天），初期产量8.2 t/d（比周围定向井产量高3倍）（见图3）。

图3 多级水力喷砂分段压裂工具

2.2 水力喷砂分段多簇压裂技术

（1）工艺特点：针对华庆长6 等超低渗油层，自2010 年起自主研发形成了水力喷砂分段多簇压裂技术，通过多“簇”裂缝组成“段”，以增加裂缝扩展过程中应力干扰，沟通天然微裂缝，促使“缝网”形成，与油藏的接触体积，从而实现体积压裂的目的，水平井压后增产倍数达到直井4 倍以上。

（2）现场应用：HPXX-XX 应用水力喷砂分段多簇压裂技术，水平段长874 m，改造9 段18 簇，排量3.8 m3/min，砂量378 m3，入地液量2 900 m3，试油周期34 d，初期产量8.6 t/d（比周围定向井产量高3 倍）（见图4）。

图4 水力喷砂分段多簇压裂工具示意图

2013 年黄X、盐X 两个区块实施分段多簇压裂工艺8 口，初期日产液14.4 m3，日产油6.25 t（见表2）。

表2 2013 年采油三厂致密储层改造工艺统计表

2.3 水力喷砂分段多簇环空加砂压裂技术

（1）工艺特点：水力喷砂分段多簇环空加砂压裂技术是针对水力喷砂分段多簇压裂技术改造排量的局限性，创新形成了“环空加砂”水力喷砂体积压裂工艺，实现了水平井“十方排量、千方砂量、万方液量”体积压裂。该工艺一是采用多喷射器同时喷砂，根据储层优化射孔数目，布放喷射器，实现多簇射孔；二是采用环空加砂、油管补液的注入方式，大幅度提高了压裂排量，施工排量达到4 m3/min 以上；三是通过环空加砂，减少喷射器过砂量，延长喷射器使用寿命。

（2）现场应用：HPXX-XX 应用水力喷砂分段多簇环空加砂压裂技术，水平段长900 m，改造12 段24簇，排量5.0 m3/min，砂量617 m3，入地液量6 282 m3，试油周期56 d，初期产量23.1 t/d（比周围定向井产量高10 倍）（见图5）。

图5 水力喷砂分段多簇环空加砂压裂示意图

2013 年黄X、盐X、吴X 三个区块实施环空加砂工艺6 口，初期日产液15.5 m3，日产油10.6 t（见表3）。

表3 2013 年分段多簇环空加砂工艺统计表

2.4 水力泵送桥塞分段压裂技术

（1）工艺特点：水力泵送桥塞分段压裂技术水平段采用套管固井完井的一种不限制压裂级数的改造技术，在北美页岩气、致密油开发中被广泛应用，是国外水平井压裂主体工艺。主要原理是每一段压裂结束后，用液体将带射孔枪的桥塞泵入水平段指定封隔位置，射孔与桥塞封堵联作，逐级压裂，改造后用连续油管钻磨桥塞，合层排液求产。该技术具有多级点火射孔、桥塞座封一体化，对压裂级数无限制，裂缝参数可灵活调整，可根据储层情况调整级数和簇数，适合大排量施工，排量6 m3/min 以上，改造体积进一步增大。该工艺通过密集布缝和大排量注入实现裂缝带覆盖整个油层，流态由“基质渗流＋裂缝渗流”转变为“裂缝渗流”，大大降低了流体的渗流阻力，将油层内流体全部“解放”。

（2）现场应用：HPXX-XX 应用水力泵送桥塞分段压裂技术，水平段长568 m，改造5 段20 簇，每簇2.4 m，排量8.0 m3/min，砂量308 m3，入地液量3 204 m3，试油周期26 d，初期产量7.9 t/d（比周围定向井产量高3倍）（见图6）。

采油三厂试验水力泵送桥塞工艺3 口井，环空加砂工艺2 口井，对比两种工艺水力泵送桥塞工艺在排量提高了2.1 m3/min 的情况下，施工压力下降了8.9 MPa，试油周期缩短了近20 d（见图7）。

图6 水力泵送桥塞工艺示意图

图7 环空加砂与水力泵送桥塞工艺对比图

3 致密储层改造关键技术攻关

3.1 工具升级

水平井体积压裂井底压力高、多段压裂作业时间长，对压裂工具性能要求较高，常规的封隔器、水力喷砂器寿命较短。在黄X 区平均单套压裂工具使用寿命仅有1.3 段。

针对封隔器及水力喷砂器寿命短，对封隔器与水力喷砂器进行分析改进：（1）封隔器由短胶筒升级为长胶筒，由钢丝式升级为钢带式，提高了封隔器抗损伤能力，实现大液量、长时间体积压裂作业下的有效封隔；（2）将水力喷砂器喷嘴压帽由普通式升级为合金式，提高水力喷砂器外表面抗反溅能力及喷砂器的耐磨性，大幅增加水力喷砂器寿命。在黄X 区平均单套压裂工具的寿命提高到了2.6 段，与改进前相比性能提高了1倍。

3.2 施工优化

采油三厂水平井开发区储层致密，改造难度大，地层破压高，施工加砂难。针对这一现状，从施工程序出发，通过优化施工，提升致密储层水平井改造质量，确保单井产量的提高。（1）在喷砂射孔阶段，通过优化喷射排量，使用EM30 减阻滑溜水替代0.08 %胍胶滑溜水作为喷砂射孔液体与压裂前置液，能有效降低施工压力5～10 MPa，确保喷射排量提高到2.8 m3/min 以上，并延长喷射时间，由以前12 min 延长到20 min，从而提升喷射效果。（2）在预压阶段，使用前置酸，对致密储层进行酸蚀“抠缝”。（3）在前置阶段，利用粉陶小砂比段塞，打磨孔眼，促进主裂缝延伸。2013 年以来，采油三厂在致密储层区块改造水平井18 口，压裂159段，仅放弃6 段，一次压裂成功率达96.2 %（见图8，图9）。

图8 HPXX-XX 第8 段施工曲线

图9 HPXX-XX 第9 段施工曲线

3.3 参数研究

通过矿场试验，对投产满1 个月的14 口致密储层水平井产量与水平段长、压裂排量、入地液量、布缝密度进行统计分析：水平井产量与水平段长、压裂排量、入地液量、布缝密度均呈正相关系，且当水平段长度≥800 m、压裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布缝密度≥1 段/100 m，水平井初期产量达到8 吨以上（见图10，图11，图12，图13）。

4 工厂化作业探索

图10 初期产量与水平段长相关性

图11 初期产量与排量相关性

图12 初期产量与入地液量相关性

图13 初期产量与布缝密度相关性

“工厂化”作业起源于北美非常规油气藏，是指应用系统工程的思想和方法，集中配置人力、物力、投资、组织等要素，以现代科学技术、信息技术和管理手段，用于传统石油开发施工和生产作业。“工厂化”作业具有“集群化”丛式水平井组布井、工厂化钻井、工厂化压裂等特点，能够大幅度提高施工效率，降低开发成本。

2013 年，长庆油田借鉴国外工厂化作业的先进理念，大力开展关键技术攻关，在高效水平井压裂工艺、压裂液回收处理再利用、高性能压裂工具等多项关键技术上取得重要突破。在此基础上开展了适应采油三厂水平井试油“工厂化”作业道路的探索。

4.1 双机组试油+交替压裂

按照“集群化”丛式水平井组布井思路，2013 年采油三厂致密储层水平井布井18 口，其中双水平井井场5 个10 口井，占总井数的55.6 %。为减少水平井试油压裂占井时间，采用了“双机组试油+交替压裂”模式，通过优化压裂施工组织各环节，压裂管汇标准化连接+压裂机组一站式布放：低压管汇一趟连接，高压管汇通过旋塞控制，A 井压完无需重新连接管汇，可快速施工B 井，提高作业效率，同时降低施工安全风险。A 井压完后放喷、备水配料与B 井压裂同时进行，循环往复，实现井间交替压裂，减少等停时间，提高井组作业效率。实施“双机组试油+交替压裂”后，相比单机组试油平均单井早投11.2 天（见图14）。

图14 双机组交替压裂示意图

4.2 压裂返排液再利用

致密储层水平井采用大排量、大液量体积压裂技术进行改造，压裂后返排液量大，处理困难，给油田生产和环境保护造成了极大的压力。为此开展压裂返排液再利用试验。针对水平井压裂返排液大液量、高粘度、高悬浮物等特点，以“混凝沉淀+过滤杀菌+水质软化+络合掩蔽”为主体处理技术，通过现场工艺与设备配套、井场布置优化，实现水平井压裂液回收再利用；将压裂返排液处理后再利用可节省大量的淡水资源，减少备水时间，提高压裂施工效率。压裂返排液处理与再利用装置现场试验1 口井4 段，污水处理能力80 m3/h，共回收污水1 600 m3，回收再利用率达到68 %（见图15）。

图15 压裂返排液处理与再利用装置示意图

4.3 多元供水

由于水平井用水量大，单段用水量在600 m3以上，单纯以传统罐车拉水的方式难以满足生产用水需求。为此，一是根据水平井布井情况，提前布置好水源井，将供水管线从水源井或供水站将直接铺设到作业井场；二是深入应用压裂返排液回收再利用技术，实现压裂返排液的回收；三是在采用前两种方式后，仍有不足的部分辅以罐车拉水。通过建立“水源直供、回收再利用、罐车拉运”模式，实现了供水全面提速。通过现场统计对比，采用多元供水后平均单井节约备水4.5 d。

4.4 螺杆泵试采一体化

水平井压裂后入地液量大，抽汲排液时间长。而螺杆泵排量在30～50 m3/d 范围内可控，能够满足水平井压裂后排液需求，同时又能实现丛式水平井井场“边试边投”，提高采油时率，因此在现场推广应用了螺杆泵试采一体化工艺。应用该工艺后减少抽汲时间5～8 d。

5 总结与认识

（1）2013 年采油三厂三个致密油水平井规模示范区共投产水平井18 口，平均单井产量8.2 t/d，为普通定向井的4 倍；平均试油周期34.8 d，与致密储层水平井开发初期（HPXX-XX 试油周期56 d）相比缩短了21 d。

（2）水力喷砂分段多簇环空加砂与水力泵送桥塞压裂技术都具有改造排量大的特点，都能有效解放致密储层内的油流，是目前致密储层改造的主体技术。

（3）水力泵送桥塞分段压裂技术有效降低施工压力，减少起下钻次数，缩短试油周期，但是国外水力泵送桥塞分段压裂技术相对施工费用较高，国内水力泵送桥塞技术现虽然已经试验成功，但对井身结构要求较高，还有待进一步完善提高。

（4）压裂工具改进后有效提高了工具使用寿命得到了大幅提高，但存在易卡钻、断裂的风险，且断裂后没办法处理，只能遗留在井底。建议下步对压裂工具的强度与结构上作进一步改进，减少卡钻现象，避免断裂事故的发生。

（5）提高喷射效果、使用前置酸、增加小砂比段塞能有效解决地层压不开的现象。对于上述三种手段仍不能压开的地层还可以微调喷点，优选储层物性较好处进行喷射，提高压裂成功率。

（6）“工厂化”作业能有效提高试油周期，但“工厂化”作业之路还有待进一步探索，进一步向标准化程序、流水化作业方面发展。

［1］ 殷桂琴，李建山.致密储层水平井层内定向压裂技术研究［J］.中国石油和化工标准与质量，2013，（3）：116-117.

［2］ 文小林，李春芹，陈炳申，文自娟.特低渗透油藏长井段多级分段压裂水平井开发技术探索［J］.内江科技，2012，（7）：108.

［3］ 杨东兰，王培义，张傲霜，孙庆阁.中原油田水平井水力喷射压裂技术研究及应用［J］.石油天然气学报，2011，33（9）：134-136.

［4］ 谢建华，赵恩远，李平，张伟臣.大庆油田水平井多段压裂技术［J］.石油钻采工艺，1998，20（4）：72-75.

［5］ 陈海龙，李晓平，李其正.水平井段最优长度的确定方法研究［J］.西南石油学院学报，2003，25（1）：47-48.