低渗油气藏水平井分段压裂探索与实践

秦世利 ，张永涛，阎兴涛，郭布民，邱守美，徐延涛，许田鹏

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518054；2.中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

1 水平井分段压裂方式优选

水平井分段压裂方式的优选，需综合考虑水平井完井方式、压裂工艺适用性、水平井钻遇储层特征、施工周期、施工费用、平台现状等，一口水平井压裂方式的确定，需综合考虑各项因素。

国内水平井发展初期以裸眼完井、割缝衬管完井、套管射孔完井为主，随着对低渗油气藏的开发力度逐渐加大，对完井方式也提出了更高要求，以固井射孔完井为主，但部分海上低渗水平井将不同完井方式下的完井表皮结合到产能模型中，同时考虑经济效益等因素，结合区块开发经验，保留了裸眼方式完井。

1.1 套管固井完井方式下压裂工艺方式优选

套管固井完井下，目前较常用的水平井分段压裂方式主要有可溶桥塞、泵送桥塞、连续油管带底封拖动分段压裂工艺等，各种压裂方式都有其适用性及优缺点，下面以一口套管固井致密气水平井为例进行分段压裂方式论证。

图1 可溶桥塞在1 %KCl、5 %KCl 溶液中材料溶解性能曲线

LX-XX-AH 井为临兴神府区块一口以盒6 段为目的层的水平井，水平段总进尺870.00 m，该井砂岩钻遇率高（93.6 %），但水平段的含气显示较差，测井解释钻遇气层：16.30 m/1 层，差气层：56.50 m/4 层，目的层位储层温度为49 ℃左右。根据此井地震反演剖面，水平段跟部及中部砂体连续，厚度稳定，砂体中下部含气可能性较大，趾部砂体不连续且存在砂体相变的风险，根据油藏分析，建议充分改造跟部及中部砂体。

根据本井钻遇储层特征及压裂改造层段针对性，对各种压裂方式进行分析论证。

1.1.1 可溶桥塞分段压裂工艺 可溶桥塞作为一款压后无需井筒干预的水平井分段压裂工具，得到了广泛的应用。压裂施工期间，桥塞和封堵球溶解速度极低，不影响正常的承压、封隔性能，压裂后封堵球先于桥塞自行完全溶解，全可溶桥塞中心管道提供油流通道[1]，油井可立即放喷投产，随着时间的推移，桥塞卡瓦、胶筒、本体完全溶解（溶解性能曲线见图1），无需钻铣作业即可实现全通径，同时，省去了后期钻塞程序，压裂周期与作业效率均大幅提高。

鉴于目标井储层温度偏低，在49 ℃左右，可溶桥塞存在溶化不彻底风险，不建议采用此工艺。但对于一些储层温度适宜的井，可溶桥塞分段压裂工艺不失为一种颇为完美的压裂工艺，工序简单、无需钻塞、可实现无限极多簇压裂，压后全通径，利于后期找水、二次改造等，不影响后期措施。

1.1.2 泵送桥塞分段压裂工艺 泵送桥塞压裂工艺不受储层低温限制，同样可实现高排量、光套管注入、改造段数不受限制、同时可实现多簇射孔，实现裂缝的复杂化，但后期需要连续油管钻塞、施工周期长、费用相对较高。

从工艺适用性考虑，LX-XX-AH 井分段压裂可通过此工艺实现，但结合施工周期及施工费用进行综合考虑，可能连续油管带底封拖动环空加砂压裂工艺更适合此井。

1.1.3 连续油管带底封拖动环空加砂工艺 该工艺工具一次入井完成射孔、隔离、压裂、冲砂、返排等多层多种施工，压裂段数不受限，且能实现压后井筒全通径。此工艺实现精准射孔、储层改造更有针对性，时效性、经济性高，但形成裂缝比较单一，不适合复杂缝网压裂（见图2）。

结合以上工艺流程分析，针对LX-XX-AH 井，根据War pinski 和T eufel 提出的线性准则，计算工区微天然裂缝发生破坏边界线，天然裂缝与最大主应力方向夹角约为45°，即工区天然裂缝开启的水平主应力差的界限值为10 MPa（见图3）。利用其测井数据计算得到相关力学参数，水平两向主应力差偏大，大多都大于10 MPa（见图4），难以形成复杂裂缝网络，同时，根据油藏分析，建议充分改造水平井跟部及中部砂体，选择压裂改造针对性较强的连续油管带底封拖动环空加砂压裂工艺，优化分段段数，对储层物性较好的储层进行精准喷射，更为合适。

同时，结合对比施工周期（见表1），连续油管带底封压裂工艺作业时效更高，费用较低，综合考虑，LXXX-AH 井选择连续油管带底封拖动环空加砂压裂工艺进行分段压裂改造[2]。

表1 连续油管带底封拖动压裂及泵送桥塞分段压裂单层施工周期表

图2 连续油管带底封拖动分段压裂工艺示意图

图3 工区天然裂缝发生破坏边界线

图4 临兴区块石盒子组水平主应力差

如果部分井天然裂缝较发育，同时两向水平主应力差较小，则根据储层温度优先推荐可溶、泵送桥塞压裂，全通径大排量套管压裂，实现水平井缝网压裂，最大程度提高油气井储量。

1.2 裸眼完井方式下压裂工艺方式优选

裸眼完井方式下常用的水平井分段压裂工艺主要有两种，分别是裸眼封隔器分段压裂与多级滑套水力喷射分段压裂工艺。

裸眼完井方式在海上低渗油藏较常见，裸眼封隔器分段压裂工艺简单，时效性及成本较低，但是作业后管柱无法起出，针对这一问题，压裂时可采用可钻球座及可开关滑套，压裂施工结束后钻掉球座，同时，后期可根据生产需要打开或关闭滑套，尽量减少滞留井内工具对后续措施影响。如果后期措施不允许将管柱留在井内，则只能考虑多级滑套水力喷射分段压裂工艺，此工艺管柱不受完井方式影响，工具串简单，可实现不限级数定点喷射，但由于喷嘴压降大，施工压力高，深井施工时需保证压裂井口、套管头及套管的耐压级别，特别是海上套管耐压级别较低井，需升级套管耐压级别。

下面以海上一口水平井LF-BH 井为例（见表2），进行分段压裂工艺优选论证。

针对LF-BH 井，就裸眼封隔器分段压裂工艺进行施工压力预测，此区块水平井目的层段斜深在4 152 m～4 974 m，取中部深度4 500 m 计算，不考虑工具缩径，裸眼封隔器分段压裂施工排量可达3.5 m3/min～4.0 m3/min，此排量下压裂所需泵车数量5 台（备用泵1 台），井口施工最高压力54.3 MPa，井口施工限压68 MPa。大部分井生产套管、井口系统及防喷器配置可以满足裸眼封隔器分段压裂工艺需要。

表2 水平井LF-BH 井基本数据表

水力喷射压裂通过管柱组合优化，采用139.7 mm 钻杆+88.9 mm 油管（水平段）水力喷射施工。模拟计算，149.225 mm 钻杆+88.9 mm 组合油管水力喷射压裂喷枪采用6×6.3 喷嘴组合，在保证喷速满足射孔的前提下，油管排量2.8 m3/min，环空补液排量0.8 m3/min 可满足压裂需求。预测油管压力73.0 MPa 以上，要求压裂时压裂井口耐压级别达到95 MPa 以上。油管压力预测（见表3）。

除此之外，还需落实水力喷射条件下套管的抗内压强度，并检验施工过程中套管的安全性。检验施工过程中套管的安全性，特别是一些海上裸眼井上部套管抗内压强度较低的井，需严格做到P＜P抗内压。其中，P-某一深度下套管的有效抗内压强度，MPa；P抗内压-此深度下套管的抗内压强度，MPa。

表3 水力喷射主压裂施工压力预测

2 水平井压裂方案优化

水平井压裂方案优化，主要从油藏地质特征出发，进行分段段数、簇间距优化及裂缝参数形态模拟。

2.1 水平井段、簇间距优化

水平井分段段数优化主要依据储层岩性、伽马值及气测值，结合钻时比值（用钻时预测裂缝）、应力薄弱点位置结合产能优化结果进行分段。在完成分段基础上，优化簇间距，运用Stimplan 压裂分析软件，对不同的簇间距进行优化。以一口水平井SM-CH 井数据为例（见表4），建立压裂模型，进行分簇数量及簇间距优化，簇间距优化一般首先以Stimplan 压裂软件建立数据模型，结合产能优化结果，优选合理的簇数及间距。

通过簇数模拟优化，2 簇是干扰最小的簇数。

2.2 裂缝参数优化

水平井裂缝参数优化，主要研究压裂各项参数对裂缝形态的影响，这期间，首先要进行目标井储层评价，评价参数主要为储层岩石脆性、天然裂缝发育情况及两向水平主应力差大小等参数，评价是否可形成复杂裂缝。如不具备复杂裂缝条件，则通过技术创新采取缝内暂堵等措施，提高缝内净压力，增加裂缝复杂化，或者通过密切割压裂技术，通过减小段间距，对水平井进行体积改造，最大程度提高油气井产量。如果储层具备复杂缝形成条件，则需要详细评价各项参数对裂缝形态影响，进行压裂方案参数的数值模拟计算。

下面以苏75-XXH 水平井为例，通过数值模拟，分析各项参数对裂缝形态的影响。

2.2.1 砂比对裂缝参数影响 通过数值模拟（见图5），得出如下结论：平均砂比越低，用液量越大，主缝半长越长；平均砂比17 %时，裂缝半长265 m；动态缝宽主要受施工排量影响，受砂比影响较小；平均砂比越低，支撑剂越容易向裂缝深部输送；综合考虑缝长（<250 m）和缝宽影响，优化平均砂比为21 %。

表4 SM-CH 井数据模型

图5 苏75-XXH 井施工砂比与裂缝参数关系

2.2.2 排量对裂缝参数影响 通过数值模拟（见图6），得出如下结论：受缝网长轴影响，压裂主缝缝长变化不大，主缝压裂的过程主要是对已有裂缝的缝宽和缝高的扩展；压裂主缝半长的增长速度随排量的增加而增大，当排量大于8 m3/min 时，增长速度趋于一致；裂缝闭合后平均缝宽随排量的增大而减小，但在施工过程中，排量8 m3/min 的动态缝宽最大，有利于多裂缝影响下主缝压裂的施工。

2.2.3 压裂液黏度对裂缝参数影响 通过数值模拟（见图7），黏度越大，缝长越小，黏度为20 mPa·s 时，裂缝半长超过250 m；缝高随黏度增大而增加，当黏度超过60 mPa·s 时，裂缝有明显的向上和向下穿层；综合缝长和缝高因素，优选压裂液黏度为40 mPa·s～60 mPa·s。

水平井压裂方案优化，储层评价是基础，在储层评价的基础上，创新技术，优化裂缝参数，最大程度提高裂缝的缝控体积，达到储层彻底改造的目的。

3 小结

图6 施工排量与裂缝参数关系

图7 压裂液黏度与裂缝参数关系

通过对陆地、海上各种完井方式下水平井压裂的探索及实践，水平井压裂方式优选及压裂方案优化得到如下认识：

3.1 水平井压裂工艺方式优选

压裂方式优选，需针对储层钻遇特征、工艺适用性、兼顾施工周期、施工费用，海上压裂井还需对作业平台承载能力进行评估，优选合适的压裂工艺方式。

3.2 压裂方案优化

一口水平井压裂方案优化，首先要对储层进行储层评价，根据评价结果，借助压裂软件、数值模拟手段，结合产能模拟结果，优化分段、分簇及各项参数优化。通过论证、优化的多口水平井，如LX-XX-AH、SM-CH井均顺利完成施工并达到前期预期产能。