连续油管环空压裂在深部火成岩储集层的应用——以克拉玛依油田克81井区玛湖5井为例

庞德新，郭新维，赵　签，黄荣辉，焦文夫（中国石油新疆油田分公司工程技术公司，新疆克拉玛依834000）

连续油管环空压裂在深部火成岩储集层的应用
——以克拉玛依油田克81井区玛湖5井为例

庞德新，郭新维，赵签，黄荣辉，焦文夫
（中国石油新疆油田分公司工程技术公司，新疆克拉玛依834000）

克拉玛依油田克81井区火成岩储集层埋藏深、开发难度大，油井无自然产能，需要经过压裂、酸化，才能有增产效果。通过对储集层岩石力学、裂缝特征和压裂液体系对裂缝影响的分析，优化压裂方案，采用连续油管底封环空压裂工艺，以体积压裂方式大排量、高泵压压裂地层，形成沟通天然裂缝为主体的缝网结构，提高储集层导流能力，以获得高产，并在玛湖5井成功应用，为今后克81井区及类似油井后续开发提供借鉴。

克拉玛依油田；风城组油藏；火成岩；岩石力学；体积压裂；连续油管环；空压裂

自2010年起，国内开始逐步开展连续油管压裂工艺，其带压提下、灵活高效、节本增效、安全环保的优势逐渐被各大油田所接受，近两年开始蓬勃发展［1-2］。克拉玛依油田克81井区目的层下二叠统风城组储集层为火成岩，具有埋藏深（超过4 200 m），岩性致密，抗压强度大的特点［3-4］。本文通过室内物理模拟实验，对火成岩岩石力学及裂缝特征进行分析，采用连续油管喷砂射孔、环空大排量体积压裂工艺改造措施层，形成沟通天然裂缝为主体的缝网结构，提高储集层导流能力，旨在为改造火成岩储集层提供借鉴。

1　克81井区概况

克81井区位于准噶尔盆地西部隆起中拐凸起北斜坡。风城组是盆地主要烃源岩和储集层，自下而上分为风一段（火成岩）、风二段（白云质凝灰岩、白云质泥岩夹砂岩、泥质白云岩薄层）、风三段（灰质砂岩）。其中试油结果较好的风一段火成岩在研究区广泛分布（图1），火成岩储集层厚12～31 m，整体西薄东厚，主要为玄武岩、凝灰岩、辉绿岩和少量的安山岩，岩性致密，储集空间以粒间孔、粒内溶孔、微裂缝为主，平均孔隙度2.03%，平均渗透率0.045 mD，属低孔、特低渗储集层。根据对构造、储集层及试油试采资料综合分析认为，风城组油藏主要受上倾方向地层尖灭和断裂的双重控制，局部受岩性、物性控制，为构造-地层复合油藏。

2　火成岩储集层特征

（1）岩石力学特征通过三轴应力测试，风一段火成岩岩石抗压强度大于200 MPa，天然裂缝发育，基本呈低倾角，局部纵向斜交裂缝沟通良好。

经RVIB岩石力学软件计算，岩石储集层中部弹性模量大于33 000 MPa，泊松比为0.275，抗拉强度为23.8 MPa，地层脆性较大，火成岩致密，压裂形成高导流能力的人工裂缝比较困难，需优化压裂工艺［5-8］。

图1　克81井区风一段顶面构造

在室内采用450 kV射线源、最小分辨率0.5 mm的大型工业CT设备分析火成岩样品内裂缝形成情况，其工作原理是由密封注液管向样品内高压注液模拟压裂，控制围压板压力模拟样品在地层内受到的围压，通过压裂前构建的CT三维可视化图像（图2a）与压裂后CT三维图像（图2b）对比分析压裂效果。

研究区火成岩的脆性较强，延展性很小，发育大量天然裂缝和溶孔，造成火成岩压裂时裂缝破裂、延伸与常规砂岩不同。火成岩的基体岩石破裂一般从天然裂缝起裂，压裂裂缝须以沟通天然裂缝和溶孔为主。

（2）裂缝特征及方位分析玛湖5井目的层段（4 272—4 296 m）最大水平主应力方向与克81井区的总体应力方向倾向相似。井径分析、井壁崩落以及钻井诱导缝产状统计一致表明，玛湖5井井旁现今最大水平主应力方向为近东西向。

地层微电阻率扫描成像测井表明（图3），目的层段火成岩储集层天然裂缝发育，以发育高导缝和微裂缝为主，基岩物性极差。压裂时应以连通并打开天然裂缝，以沟通油气流通道为主要目的。

图2　玛湖5井压裂前后效果三维图像对比

图3　玛湖5井风一段火成岩地层微电阻率扫成像测井

3　优化压裂方案

克81井区1997年至2013年的17年间共钻探井4口，出油井无自然产能，需经过压裂、酸化或多次压裂酸化改造，措施层段为2～6级，单级层厚8～23 m，压裂用胍胶压裂液，用量193～245 m3，支撑剂用16～32 m3陶粒，按批次逐级上返采用笼统压裂改造，即射孔后下入管柱+喇叭口逐层压裂，破裂压力高，均在58 MPa以上，且压裂改造后各井稳产时间短（表1）。经模拟实验及地层微电阻率扫描成像测井综合分析，认为原有压裂规模小，波及范围小，未能有效沟通地层的天然裂缝。为此，在优化压裂方案的基础上，采用连续油管底封分段压裂工艺，以满足体积压裂的施工要求。

（1）优化压裂液体系前期研究区压裂液体系采用胍胶压裂液，残渣含量286 mg/L，储集层伤害严重。本次施工采用高降阻率滑溜水作为前置液，沟通天然裂缝，GTF聚合物清洁交联液作为携砂液，滑溜水和清洁压裂液黏度都很低，有利于控制缝高纵向延伸。清洁压裂液对储集层污染小（残渣含量接近0），能够实现对储集层的清洁改造，有利于后期稳产。为了降低滑溜水及GTF聚合物清洁交联液的水敏伤害，防止地层中黏土颗粒膨胀运移形成堵塞，压裂液中添加占压裂液总液量1%的氯化钾。GTF聚合物清洁交联液属黏弹性压裂液，0.35%浓度的GTF聚合物清洁交联液在100℃温度下，剪切2 h后黏度大于20 mPa·s，满足黏弹性压裂液行业标准的剪切性能，高降阻率滑溜水采用0.15%质量浓度的GTF—V2+1%KCl，黏度5 mPa·s，经试验1 m3/min排量下1 000 m直径为66.675 mm连续油管内摩阻为1.92 MPa，为清水的36%，能够满足施工改造要求。

表1　玛湖5井邻井生产情况

（2）优化施工规模施工中的排量及加砂量对裂缝的形成影响较大，整体来说，大排量更易形成高宽裂缝，压裂液滤失性小，但排量对于摩阻影响大，对设备的要求高，小排量能够形成长裂缝，扩大井筒周围的泄油面积，但滤失性大，降低了压裂液的利用率。

加砂规模的提高能够增加裂缝的导流能力，但应结合储集层厚度、地层物性等储集层参数综合考量（表2）。根据裂缝长度与产能比（裂缝半缝长单位内产出量与存储总量的比值）的模拟关系分析，裂缝长度应控制在140～180 m（图4），通过FracproPT软件模拟裂缝导流能力、排量等的参数优化，确定单层加砂量7.2 m3，砂量占比最高20%，排量4～6 m3/min.

表2　模拟输入参数

图4　裂缝长度与产能比关系

（3）优化压裂液注入方式玛湖5井改造深度达4 296m，常规油管分段改造方式难以满足施工规模要求，并且工艺复杂，周期长，成本高。目前常用的连续油管分段压裂工艺，按压裂液注入方式，主要分为连续油管跨隔压裂和连续油管底封环空压裂2种［9］。连续油管跨隔压裂是由连续油管内注入，通过上下封隔器，能够逐级精确压裂目的层段，但受到连续油管内径限制，管内摩阻过高，难以大排量改造措施层段。而连续油管底封环空压裂工艺是由环空注入压裂，其主要优势为:①环空压裂相比跨隔压裂的连续油管内径要大得多，能够满足大排量改造工艺要求；②满足一趟管柱完成射孔和压裂2种工艺，节省作业时间；③环空压裂注入支撑剂对连续油管磨损程度相对较低，保证现场作业安全［10］。

（4）优化井下工具组合连续油管底封环空压裂井下工具主要由连接器、丢手、扶正器、喷枪、反循环阀、封隔器、节箍定位器、引鞋组成，每级喷砂射孔和环空压裂前座封封隔器，压裂后洗井确保井筒内干净，防止工具遇卡，在完成施工后解封封隔器转层，继续下一层施工［11］。

综上所述，这一工艺的主要流程如下:①连续油管定位，座封封隔器，封隔下部层段；②连续油管喷砂射孔，完毕后循环洗井，确保井筒内干净；③环空注入压裂，等量顶替或稍过量顶替，减少砂卡风险；④解封封隔器，定位下一层段，重复流程①—③；⑤全部施工完毕后上提连续油管，准备排液。

4　现场应用

玛湖5井完钻井深4 336 m，目的层段下直径为139.7 mm套管（钢级P110，壁厚10.54 mm，抗内压强度90 MPa），地层压力50.3 MPa，地层温度95～105℃，气测解释含油层9段共112 m，差油层4段共13 m，干层3段共5 m.采用直径50.8 mm连续油管，内径42.8 mm，壁厚4 mm，钢级QT900，连续油管总长5 000 m，抗内压强度68 MPa，工作悬重31 t，为保证施工安全，连续油管喷砂射孔时井口压力不能超过55 MPa.为保证射孔效率，喷射速度需达到230 m/s以上。喷嘴直径为3.5 mm，连续油管排量为0.8 m3/min时，过喷嘴流速为231.1 m/s，计算喷嘴压降为26.65 MPa，连续油管摩阻14 MPa，井口泵压为53 MPa左右。环空压裂时连续油管内泵入排量为0.2 m3/min的压裂液平衡内外压力，防止支撑剂进入喷枪喷嘴，堵塞影响下级射孔（表3）。

表3　施工参数

整个过程施工顺利，在1 d内完成玛湖5井2段压裂施工，平均单层射孔时间17 min，转层时间25 min，具有快速转层能力。后期生产效果显著，经统计，排液50 h后见油花，平均日产液20 m3.

用体积压裂的理念，大规模前置滑溜水造缝、喷砂射孔降低施工压力、分段充分改造，打破了克81井区只有经过压裂+酸化措施，才能见产的怪圈，一次改造成功。玛湖5井连续油管环空压裂的成功，预示着找到了改造克81井区储集层的有效手段，为经济开发克81井区难动用储量提供了有力的技术支撑。

5　结论

（1）火成岩储集层脆性较强，延展性很小，发育大量天然裂缝和溶孔，基体岩石破裂一般从天然裂缝起裂。

（2）火成岩储集层裂缝既是主要的渗流通道，又是重要的储集空间，应以体积压裂沟通天然裂缝为主。

（3）优化压裂液体系，采用高降阻率滑溜水作为前置液重构裂缝体系，清洁压裂液携砂，能够保证储集层清洁，有利于后期稳产。

（4）连续油管底封环空压裂工艺能够快速转层，一趟管柱能够满足射孔、压裂2种工艺，相对常规油管作业程序简单，成本低。

（5）连续油管环空压裂能够实现大排量、大液量改造，能够满足体积压裂要求，为克81井区压裂改造提供一种安全快速的改造方式。

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（编辑曹元婷）

Application of Annulus Fracturing Technology with Coiled Tubing in Deep Igneous Reservoirs: A Case Study of Well Mahu-5 in Wellblock K-81，Karamay Oilfield

PANG Dexin，GUO Xinwei，ZHAO Qian，HUANG Ronghui，JIAO Wenfu
（Engineering Technology Company，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

The igneous reservoir of Wellblock Ke-81 in Karamay oilfield is characterized by deep burial，no natural productivity in oil wells，so there is generally no effect to increase oil production without fracturing and/or acidizing.On the basis of analyses of the rock mechanics，fracture characteristics and the impact of fracturing fluid systems on fractures，the fracturing scheme is optimized，and coiled tubing bottom sealing annulus fracturing process is used to perform fracture network fracturing.Such a large disp lacement and high pump pressure fracturing can form fracture networks connecting natural fracures and improve flow conductivity in the reservoir for obtaining high oil production.The successful application of this technology in Well Mahu-5 will provide practical guidance for future development of Wellblock Ke-81 and similar wells.

Karamay oilfield；Fengcheng reservoir；igneous rock；rock mechanics；network fracturing；coiled tubing；annulus fracturing

TE357.11

A

1001-3873（2016）03-0352-04

10.7657/XJPG20160321

2015-12-29

2016-03-15

中国石油科技重大专项（2012E-34-01）

庞德新（1963-），男，四川南充人，高级工程师，油气田开发工程，（Tel）0990-6846098（E-mail）pangdx@petrochina.com.cn