渤海油田低渗透储层笼统压裂实践与认识

谭绍栩，林家昱，张艺耀，李 进，刘海龙

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤中34-9 油藏主力层位分布在明化镇组、东营组和沙河街组。钻遇的地层从上到下依次为:第四系平原组、新近系明化镇组、馆陶组以及古近系东营组和沙河街组，主要含油层系为低渗致密层[1]。从同井区两口井投产情况来看，产液量未达到钻后配产且压差较大，经分析得知，所在区块具备一定的储量基础，但因井况复杂未录取中子密度测井资料，储层物性解释及孔喉结构具有不确定性，由国内矿场经验得知，笼统压裂防砂是提高低产能致密井单井产量的重要手段[2-4]。为此，以海上钻井平台作为载体，进行了渤海油田M 井的笼统压裂作业，并取得了成功。

1 基本概况

M 井采用177.8 mm 套管射孔完井+笼统压裂，目的层位为泥岩夹粉、细砂岩，或细砂岩与泥岩不等厚互层，砂岩岩性以中、细粒岩屑长石砂岩为主[5]。储层为沙河街组，油藏类型为层状构造油藏。主要含油井区测井解释平均孔隙度8.9%，平均渗透率25.1 mD，储层物性低孔、低渗。油藏地温梯度3.68 ℃/100m，压力系数为1.005，压力梯度为0.986 MPa/100m，属于正常温度和压力系统。

2 海上笼统压裂工艺优选及施工难点分析

2.1 海上笼统压裂工艺优选

2.1.1 选井原则 针对渤海油田储层物性及笼统压裂技术发展现状，进一步优化了笼统压裂选井条件:

（1）具有一定的储量基础和开采潜力；

（2）具有较充足的能量基础，地层亏空不严重；

（3）地层物性较差，连通性较差；

（4）地层不出砂，不需要进行防砂作业。

2.1.2 压裂液优选 合适的压裂液对压裂效果有重要的作用。针对需要笼统压裂的井，进行压裂液的优化设计与地层试验，优选出一种适用于笼统压裂及该井的压裂液体系。

高性能压裂液:配方为3%胶粉（WG-11）+0.1%助排剂（LDsurf-300D）+0.1%黏土稳定剂（Cla-web）+0.02%杀菌剂（BE-3S）+0.02%抑菌剂（BE-6）+0.02%酸（BA-20）+0.1%碱（Mo-67）+0.08%瞬时交联剂（Cl-31）+0.3%延迟交联剂（Cl-2fM）+0.1%破胶剂（Vicon-NF），特点是携砂能力强，滤失量低，能满足渤海一般常温常压井的作业需求。

2.1.3 支撑剂优选 根据油层物性、施工要求，并充分考虑作业成本，初步分析储层破裂压力较高，裂缝闭合压力预测为40～50 MPa，以闭合压力作为极限压力值，中强度陶粒可满足抗压要求。为保证顺利加砂及提高整体裂缝导流能力，优选20～40 目中强度陶粒。选用20/40 目中强度陶粒，支撑较宽的主裂缝，同时配合缝内暂堵剂提高裂缝开度[6]。综合考虑支撑剂压实、嵌入、破碎及应力循环等因素，支撑剂抗压级别满足不低于52 MPa 的要求。

2.2 海上笼统压裂施工难点

笼统压裂的目的是通过压裂在致密低渗储层形成裂缝并充填陶粒，形成挡砂屏障，从而穿透污染带，增加泄油面积，降低流速，提高油井产能[7-9]。

笼统压裂是通过高排量将砂浆泵入到储层内，高排量泵入砂浆的过程中，施工压力逐渐变大，管内摩阻增加，通常会通过加入交联剂降低摩阻，确保作业能够顺利进行。通过对裂缝形成机理的分析得知，斜井井眼轨迹通常不与最小主应力垂直，产生的裂缝将偏离射孔方向，发生近井地带扭转，导致摩阻增加，裂缝面向垂直于最小水平应力的方向发展，与最大应力方向一致，形成裂缝转向。斜井压裂初期负斜率可能是近井地带摩阻产生的，而不是径向和裂缝延伸形成的，会误导判断，还会造成破裂压力和施工压力过高，最后使裂缝生长失控。笼统压裂施工过程中不确定性较大，可能会出现提前脱砂的情况。因此为了井筒安全，采取将RTTS 封隔器位置上移，根据设计砂量，留足砂浆口袋，避免提前脱砂引起的套管变形。

笼统压裂施工完成后需要等待地层自动闭合，需长时间返排作业，待地层闭合后，才能保证井控，因此现场需要配备足够的压井材料，保证井控安全。

3 笼统压裂工具与压裂参数设计

3.1 笼统压裂工具及管柱结构

M 井为一口177.8 mm 套管射孔不防砂井，储层物性相对较差，采用笼统压裂进行储层改造，选用20/40 目陶粒[10，11]。钻具组合:引鞋+艾普177.8 mm champv封隔器+120.6 mm 钻铤+88.9 mm 钻杆+变扣（411×DSHT55 B）+139.7 mm 钻杆。通过优化压裂管柱，引进采用champv 封隔器+艾普锁定接头，防止在施工作业过程中压力过高导致管柱上串，造成解封封隔器，避免造成施工事故。champv 封隔器是一种带有旁通机构的悬挂式可回收高温高压封隔器，工具在下井过程中，旁通通道能一直保持打开状态，当封隔器开始坐封时，旁通通道逐渐关闭。封隔器坐封后，旁通通过一个平衡机构来保持关闭。这个平衡机构主要利用工作管柱的压差在平衡接头上产生一个向下的力来防止旁通被打开（见图1，图2）。

3.2 笼统压裂模拟设计

采用压裂分析软件进行笼统压裂参数设计，在正式压裂前进行小压测试，根据地层反馈情况，确定正式压裂参数。泵注期间，需要实时地监测地面泵注压力，地面压力需保持在安全范围内，避免RTTS 封隔器内外压差过大而意外解封，泵注和脱砂期间，地面泵注压力最大值为:

式中:WL-封隔器解封的压差，MPa。

施工最大允许压力会在现场施工时实时监测，确保地面油压始终低于Pmax。

根据作业前模拟，泵注程序及裂缝模拟（见图3），根据模拟结果可知:裂缝铺砂长度50.6 m，裂缝高度87.1 m，裂缝宽度1.378 cm。

4 现场试验及效果

4.1 笼统压裂施工

（1）压裂作业（见图4）。本次压裂作业，排量16 bpm进行主压作业，共加砂51 776 lbs，压力4 500 psi 左右，显示较平稳，将陶粒全部顶入地层后停泵。

（2）返排作业（见图5）。防砂作业结束后，转入关井返排防压阶段，通过图5 施工曲线看出，放压时间较长，待压力释放结束后，进行压井作业，有效的控制了井控。

4.2 压裂施工效果

图1 champv 封隔器整体示意图

图2 champv 封隔器工具二维结构图

图3 压裂裂缝模拟

图4 BZ34-9B2 井压裂施工曲线

图5 BZ34-9B2 井返排作业示意图

BZ34-9B2 井压裂后采用普合电泵生产管柱进行生产。投产初期油压3.5 MPa，日产液123 m3，含水9%，日产油111.93 m3，与同井区、同构造两口井相比产量高出一倍（见表1）。

表1 压裂后产量与配产情况对比

试验井生产后一直运行稳定，但由于渤海油田该类作业较少，未提前确定明确的放喷制度，为后期处理带来一定的困扰。如何控制放喷量和频率，在尽快放压的同时，保证地层尽量不出油，保证井控安全，是此类压裂作业在今后需要探索的问题。借鉴并咨询陆地页岩气、致密气、煤层气等的低渗地层的压裂情况，压裂后泵压下降缓慢，且有返吐现象是正常的，需要确认放喷量和时间。

5 结论

（1）笼统压裂champv 封隔器性能稳定，在高排量、高压力下密封效果良好，后期带压解封顺利完成，后期作业可继续使用该类工具进行笼统压裂作业。

（2）在现场对笼统压裂工具及工艺进行了试验，与常规压裂工具和工艺比较，笼统压裂工艺操作简便，储层改造效果良好，裂缝规模与设计基本一致，不易发生复杂情况，且作业成本较低，投产后生产压差稳定，日产油超过配产。

（3）试验井生产后一直运行稳定，后续测压获取准确地层压力后，能够分析压裂作业后的地层压力和圈闭压力，并可根据压力情况，确定后续类似井作业是否需要增加放压、放喷作业程序，并做好相应的安全风险分析。

（4）通过整合平台设备各方面资源，克服海上笼统压裂施工难点，顺利实施了1 口井的177.8 mm 套管完井笼统压裂施工，投产后，增产效果较好，为今后渤海低产能井完井压裂技术发展提供了经验。