马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

刘建伟　张佩玉　廖天彬　刘海廷　李天君　滕　强

（1. 吐哈油田公司工程技术研究院，新疆鄯善　838202；2. 吐哈油田公司技术监测中心，新疆鄯善　838202）

马58H致密油藏水平井分段多簇射孔压裂技术

刘建伟1张佩玉1廖天彬1刘海廷1李天君1滕强2

（1. 吐哈油田公司工程技术研究院，新疆鄯善838202；2. 吐哈油田公司技术监测中心，新疆鄯善838202）

马58H井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井，属致密凝灰岩油藏，具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点，水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题，开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题，研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系，并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化，采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺，顺利完成了该井压裂施工。马58H井分段压裂施工总液量7 755.9 m3，总砂量566.3 m3，最高排量11.2 m3/min，压裂后获得日产131 m3的高产油流，为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。

致密油藏；水平井；分段压裂；多簇射孔；速钻桥塞

致密油气藏储层岩石致密、渗透率超低，因此采用常规压裂形成单一裂缝的增产改造措施难以实现其商业开采价值，必须探索研究新型的压裂改造技术。借鉴国外页岩气水平井分段压裂技术的成功利用，国内提出了水平井分段压裂改造致密油藏的设想，并在一些油田进行了初步研究、实验和应用。实践证明，致密油藏水平井体积压裂能使储层形成复杂缝网、增大改造体积，不仅初期产量高，而且更有利于长期稳产［1-10］。

马58H井是三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的一口探井。该井水平段长804 m，岩性主要为灰色、深灰色凝灰岩、玄武岩，具备低密度、高孔、高含油饱和度、小吼道低渗透的典型致密油藏的特征。本研究的主要目的是攻关致密油水平井大型体积压裂技术，以实现该区块致密油的高效开发动用。

1　油藏地质概况

马58H井处于马朗凹陷P2t大型地层岩性圈闭的中部，是三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭一口探井。井口位于马57H井西南约300 m、马7井西北约3.89 km处。该井水平段长804 m，水平段属条湖组层段，属致密凝灰岩、高孔、低渗小孔喉油藏。压裂的主要目的是攻关致密油水平井大型体积压裂技术，以实现致密油的高效开发动用。

测井解释P2t油层13.6 m/2层，差油层29.0 m/1层，孔隙度为10.9%~16.2%，渗透率为3.1~17.7 mD。综合测录井解释结果，目的层按含油气特性分成2段，分别为2 260.0~2 271.6 m（垂深2 216.0~2 222.8 m），油层22.5 m（垂深12.9 m）/1层；2 272.6~2 295.1 m（垂深2 223.4~2 236.3 m），差油层11.6 m（垂深6.8 m）。依据区块条湖组邻井对马58H井压裂目的地层的参数估算，压力系数0.72~0.89，井温57.9 ℃。区块条湖组邻井原油密度0.879~0.909 g/cm3，黏度97~351 mPa·s （50 ℃）， 垂直段解释静态弹性模量25~31 GPa，动态泊松比0.3~0.32，最小水平主应力51~55 MPa，最大最小主应力差约7 MPa。

邻井马56井、芦1井储层岩心脆度评价实验和马56井单轴压缩后岩石破坏分析结果表明，P2t储层脆度较高，基本具备形成压裂缝网的储层条件。

马58H井邻井马56井2 130~2 162 m（P2t）进行了成像测井，发现目的层天然裂缝较为发育，共发育低角度裂缝和斜交缝20条。裂缝以低角度缝为主，易造成裂缝复杂，但有利于形成网状裂缝和提高压裂措施的改造体积；同时，结合地应力方向，人工裂缝与天然裂缝以垂直正交为主，有利于穿过天然裂缝，增大裂缝与油藏接触的面积。

2　技术难点分析

（1）储层平面、纵向非均质性强。根据地应力测试解释，该井岩石致密、非均质性强，构造应力明显。垂直段解释静态弹性模量25~31 GPa、动态泊松比0.3~0.32、最小水平主应力51~55 MPa、最大最小主应力差约7 MPa，储层应力敏感性强。表现为高裂缝延伸压力梯度和低闭合应力梯度，这使得裂缝横、纵向扩展困难。区块邻井条湖组储层普遍存在发育的天然微裂缝、溶孔及溶洞，使加砂难度增加。

（2）油层吼道细小，储层易伤害。马58H水平井油藏属致密凝灰岩油藏，高孔低渗、小孔喉，加之区块原油黏度高、流动性差，需要在满足施工需要的前提下，最大限度降低储层伤害。因此，优选压裂液体系、优化压裂液用量及稠化剂浓度、减少压裂液残渣对储层及裂缝的伤害势在必行。

3　压裂工艺和裂缝参数优化

3.1压裂工艺优化

依据该区块以往获得工业产能的油井分析，该区块井产油量与天然裂缝的发育程度直接相关，因此要求水力压裂能够扩大有效改造体积，这就需要采用大规模压裂及精细压裂。同时，需要在满足施工需要的前提下，最大限度降低储层伤害。因此，马58H水平井压裂工艺选择采用速钻桥塞分段+多簇射孔+复合压裂工艺，以扩大该水平井储层渗流面积，实现各级裂缝的有效支撑，获得高储层改造体积，从而达到该井的高产稳产。

相比水平井封隔器坐封、打开滑套压裂，速钻式桥塞分段射孔压裂后可以迅速钻磨，保证井筒的全通径，利于后期作业的实施。相比喷砂射孔压裂技术，速钻式桥塞分段射孔压裂的改造强度和力度要更大，更适用于低渗透储层的改造［11］。

通过对邻井地质油藏评价、压裂施工及压后排采分析，结合本井完井特点、钻遇油层情况及储层测录井解释、油藏认识，确定了马58H井压裂的主体设计思路和技术路线（表1）。

表1　马58H井储层改造主体思路

3.2裂缝参数优化

3.2.1裂缝条数及裂缝长度优化人工裂缝的条数和长度是影响低渗透储层产量的重要因素，依据油气藏储层特性，利用油藏数值模拟方法，模拟优化合理的裂缝条数结果见图1，裂缝长度结果见图2。

图1　裂缝条数数值模拟优化结果

图2　裂缝半长数值模拟优化结果

由图1、图2可看出，随着裂缝条数和裂缝半长的增加，累积产油量增大，但当裂缝条数和裂缝半长增加到一定值时，累积产油量增幅变缓，根据产量最优理论，确定该井最优化的水平段裂缝条数为25~35条，裂缝半长为220~240 m。

3.2.2裂缝导流能力的优化根据马58H井储层物性条件，通过模拟计算，确定马58H井相适应的裂缝导流能力为20 D·cm（图3）。

图3　导流能力数值模拟优化结果

3.2.3簇间距及孔数优化通过储层特征及力学分析，结合马57H井测试压裂解释分析结果，储层平面最大最小主应力差约7 MPa。为了确保施工时，同一段内的所有孔眼全部吸进压裂液，对不同孔眼间的应力差情况、孔眼数目、施工排量和孔眼摩阻关系进行了分析。

计算时，假设孔眼间的破裂压力差3 MPa（参照马57H测试压裂解释结果，第1段和第2段相差3.2 MPa）。当施工排量实现12 m3/min时（孔眼直径为10~12 mm），孔眼摩阻与有效孔数优化结果（图4）显示：当孔眼大于40个时，孔眼摩阻降幅减小，对排量的影响较小。要实现单井12 m3/min的施工排量，又要考虑采用尽可能少的射孔数量，因此选择有效孔数≤40个，如果按13孔/簇计算，则为3簇；结合产能模拟结果压裂缝条数（25~35条），约33~27m/缝较优。结合限流模拟结果，当设计排量12 m3/min时，设计确定分3簇改造，有效孔数13孔/簇。

图4　孔眼摩阻与有效孔数优化结果（施工排量12 m3/min）

4　压裂液体系优化

根据储层地质特征，同时兼顾压裂液携砂能力、低伤害和人工裂缝高导流的需求，采用滑溜水+无机硼弱交联胍胶压裂液体系作为前置液造缝，有机硼交联的低浓度胍胶压裂液体系作为携砂液。该体系具有以下优点:（1）低黏度压裂液+小粒径支撑剂可进入可能存在的或潜在的天然裂缝，增大储层改造体积，实现缝网的改造；（2）滑溜水+无机硼弱交联胍胶液为前置液，可形成剪切裂缝，从而形成自支撑的导流通道，增大储层改造体积；（3）前置液阶段采用滑溜水+弱交联胍胶液，可大幅降低稠化剂用量，降低对储层及裂缝的伤害；同时由于前置液滑溜水的大量泵入，携砂液阶段地层温度可大幅降低，从而保证低浓度压裂液具有更好的携砂性能；（4）通过适时添加生物酶破胶剂和尾追过硫酸铵破胶剂，在降低残渣含量的同时进一步减少残胶，可以最大限度降低储层伤害。

4.1低浓度胍胶压裂液体系性能

根据火山岩凝灰岩储层特征，通过大量的优化评价实验，研制出有机硼交联的低浓度胍胶压裂液体系，配方为：0.20%~0.30%胍胶+0.25%~0.30%交联调节剂+0.4%~0.5%交联剂+0.2%黏土稳定剂+0.3%助排剂。

4.1.1基本性能在25 ℃条件下测得的有机硼交联的低浓度胍胶压裂液体系基本性能见表2。可以看出，体系的基本性能良好，可满足现场施工要求。

表2　低浓度胍胶压裂液体系的基本性能

4.1.2耐温耐剪切性能使用德国哈克公司生产的RV20流变仪，对低浓度胍胶压裂液的耐温剪切性能进行了检测，实验温度60 ℃（储层温度57.9 ℃），剪切速率170 s-1，交联比为100∶0.3。由图5可看出，低浓度胍胶压裂液剪切60 min后黏度仍在100 mPa·s以上，可以满足现场压裂施工要求。

图5　低浓度胍胶压裂液耐温剪切性能

4.1.3破胶性能马58H井破胶剂的添加按以下方式进行：（1）前置液的滑溜水中均添加30 mg/L的过硫酸铵破胶剂；（2）前置液的无机硼弱交联胍胶液中均添加50 mg/L的过硫酸铵破胶剂；（3）携砂液（有机硼交联的低浓度胍胶压裂液）在前7级压裂时，均添加20 mg/L的生物酶破胶剂+50 mg/L的过硫酸铵破胶剂；（4）当进行第8级压裂时，携砂液除均添加20 mg/L的生物酶破胶剂外，过硫酸铵加量按100、150、200、300、400 mg/L的浓度逐渐增量添加（即第1段100 m3携砂液添加100 mg/L的过硫酸铵破胶剂，第2段100 m3携砂液添加150 mg/L的过硫酸铵破胶剂，以此类推至第5段100 m3携砂液添加400 mg/L的过硫酸铵破胶剂）。

室内实验测试了60 ℃下，低浓度胍胶压裂液添加20 mg/L的生物酶破胶剂和尾追400 mg/L过硫酸铵破胶剂的破胶性能，结果见表3。由表3可知，压裂液在实验温度下3~5 h破胶水化后，破胶液黏度降至5 mPa·s以下，且残渣含量低，大大降低了压裂液对储层和支撑裂缝的伤害。

4.1.4岩心伤害实验采用马56井岩心在8 MPa压差、30 ℃的条件下进行岩心流动实验，评价破胶后的压裂液对地层的伤害程度。评价方法：先用地层水测量岩心渗透率，然后取破胶液在8 MPa 压差下向岩心驱替2 h ，再用地层水反向驱替，测定渗透率下降程度。实验结果见表4，可以看出，低浓度胍胶压裂液岩心伤害率为12.49%~13.33%，低于常规胍胶压裂液的伤害率（36.9%）。

表3　低浓度胍胶压裂液破胶后的残渣含量测试结果

表4　低浓度胍胶压裂液岩心伤害实验结果

4.2压裂支撑剂选择

吐哈油田常用陶粒室内实验结果表明，在相同有效闭合压力条件下，大粒径支撑剂导流能力明显优于小粒径支撑剂，因此在成本相近、闭合压力较低时宜选择较大粒径支撑剂。当闭合压力较大时，大粒径支撑剂的破碎率大于小粒径支撑剂（表5），因此闭合压力较高的条件下宜选择较小粒径支撑剂。

表5　吐哈油田常用支撑剂性能

基于以上实验结果，本次压裂前置液阶段，采用滑溜水作为携砂液时，滑溜水黏度较低，且裂缝顶端闭合压力较高，因此采用粉陶作为支撑剂。无机硼弱交联胍胶液作为携砂液时，采用粒径0.212~0.425mm（40/70目）的陶粒作为支撑剂。携砂液阶段，先采用粒径0.212~0.425 mm（40/70目）的陶粒，然后采用粒径0.30~0.59 mm（30/50目）的陶粒，最后改用粒径0.425~0.85 mm（20/40目）的陶粒。以上支撑剂破碎率均小于10%。

5　现场试验

5.1施工步骤

（1）第1天施工进行系统试压，之后每天第1级施工前对井口主阀试压（泵车打压88 MPa，稳压5min，压降小于标准规定、2个单流阀工作正常为合格）。

（2）进行第1级主压裂施工。

（3）泵送桥塞，投球、射孔并进行第2级测试压裂。

（4）测试完毕后，继续进行第2级主压裂。

（5）当天施工结束时注入后置液，同时进行泵送桥塞及投球作业，重复以上步骤进行以后各级压裂；

（6）压裂施工完成后停泵，关闭井口阀门，采用压后闷井方式，使压力充分扩散。

（7）当井口压力（压降小于0.01 MPa）稳定后实施放喷返排。

5.2施工参数

马58H井采用速钻桥塞分段、分簇射孔水平井体积压裂改造，共分8级（24簇射孔，3簇/级）压裂。压前每段用9~10 m3的酸液处理，以清洁孔眼，降低破裂压力及近井带摩阻；前置液阶段，采用滑溜水高排量将储层压裂成网状裂缝，为后期加砂奠定基础；携砂液阶段，采用低浓度胍胶压裂液配方体系，同时采用添加生物酶破胶剂和追加过硫酸铵破胶剂来确保低温条件下压裂液彻底破胶水化。平均每级加砂70.8 m3，总共加砂566.3 m3，其中陶粉18.9 m3，40/70目陶粒275.5 m3，30/50目陶粒256.5 m3，20/40目陶粒15.4 m3。施工排量为5.5~11.2 m3/min，入井总液量7 755.9 m3。加砂阶段施工压力41.5~56.2 MPa，地面设备试压88 MPa，限压85 MPa。每一级压裂的入井流体及加砂量见图6。

图6　现场施工中每段入井液量及加砂量汇总

5.3压后效果

该井压后先用Ø4 mm油嘴放喷，当返排率到1.47%时开始产油，最高日产油131 m3，后改用Ø3mm油嘴生产，最高日产液79.63 m3，后日产稳定在60 m3左右，压裂效果显著。

6　结论与建议

（1）三塘湖盆地条湖组储层具有高孔隙度、低渗透率、小孔喉、含油饱和度高的特点，并有一定程度的天然裂缝发育，为自生自储的致密油储层，储层厚度大，具有一定的脆性特征，可以通过水平井分段改造达到提高单井产量、保持稳产的目的， 具有较好的开发前景。

（2）采用速钻桥塞分段+分簇射孔+复合压裂液的体积压裂工艺是特低渗致密油藏提高单井产量的重要途径。前置酸处理可提高地层进液能力，有效降低施工压力；前置液阶段主要靠低黏度滑溜水、高排量将储层压裂成网状裂缝，为后期加砂奠定基础；加砂依照砂比“由低到高，由疏到密”的原则，多级低段塞压裂，形成缝网效果明显；同时多段塞打磨，可有效解除近井裂缝扭曲，有利于顺利加砂。

（3） 建议推广致密油藏水平井体积压裂改造技术，并同时开展水平井改造低成本开发策略研究，实现工业化开发。

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（修改稿收到日期2015-04-19）

〔编辑朱伟〕

Staged multi-cluster perforation fracturing technology for horizontal Well Ma-58H in tight reservoir

LIU Jianwei1, ZHANG Peiyu1, LIAO Tianbin1, LIU Haiting1, LI Tianjun1, TENG Qiang2
（1. Engineering and Technology Research Institute of Tuha Oilfield Company, Shanshan 838202, China; 2. Technique Monitoring Center of Tuha Oilfield Company, Shanshan 838202, China）

Ma-58H is a horizontal exploratory well in Mazhong stratigraphic and lithologic trap in Malang Depression in Santanghu Basin. It is tight tuff limestone reservoir, characterized by high porosity and low permeability, small throat and high heterogeneity. The length of horizontal section is 804 m. In order to tackle the difficulties in fracturing operation in this well, research was conducted on staged fracturing technique in horizontal wells in tight reservoirs. In line with difficulty in rapid gel breaking for fracturing fluid in low temperature wells and damage to tight reservoir after fracturing, a compound fracturing fluid system of ultra-low density and low damage was developed, and through optimization of fracture numbers, fracture lengths and fracture conductivity, optimization of the relation between proppant density and conductivity and optimization of cluster spacing and hole numbers, the fracturing job was successfully completed in this well using fast drilling of bridge plug and staged multi-cluster perforation and fracturing technology. Total frac fluid used in staged fracturing of Ma-58H Well was 7 755.9 m3, total sand consumption was 566.3 m3, the maximum displacement was 11.2 m3/min, and the daily oil production after fracturing was 131 m3, opening up a new approach for effective development of Santanghu tight reservoirs in Tuha Oilfield.

tight reservoir; horizontal well; staged fracturing; multi-cluster perforation; fast drilling of bridge plug

TE357.1文献识别码：B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0088 – 05

10.13639/j.odpt.2015.03.020

中国石油股份公司重大专项试验项目“油气藏储层改造技术重大现场试验”（编号：2010E-2301）。

刘建伟，1970年生。1990年毕业于大庆石油学院学院石油工程专业，现从事油气田开发工作，副总工程师。电话：0995-8371432。E-mail: liujianwei1@petrochina.com.cn 。通讯作者：张佩玉，1970年生。2005年毕业于四川大学有机化学专业，硕士，高级工程师。电话：0995-8401029。E-mail: zhangpeiyu@petrochina.com.cn。

引用格式：刘建伟，张佩玉 ，廖天彬，等. 三塘湖致密油藏马58H水平井分段多簇射孔压裂工艺［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）： 88-92.