页岩油水平井压裂工艺技术研究

页岩油水平井压裂工艺技术研究

贺文君

中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院

摘要：研究区块页岩油储层构造上位于高陡褶皱带复向斜南部，勘探潜力巨大。通过室内分析和现场实践，进行了压裂工艺技术的优化，通过优化设备等级寻求高应力区压裂改造的可能性；在满足施工的情况下简化滑溜水配方，优化支撑剂组合，降低压裂材料成本，从而效益开发；通过优化加砂工艺以及投球暂堵工艺技术使储层改造均匀，产量提升。

关键词：页岩油；水平井；压裂设备；加砂工艺；支撑剂类型

研究区块页岩油储层构造上位于高陡褶皱带复向斜南部，有利区面积99.3km2，勘探潜力巨大。工区内页岩油主要的开发层位岩性为灰黑色含碳质、硅质页岩，优质页岩厚度24-35m；自北向南埋深逐渐变浅（4000m~2200m），压力系数降低（1.35~1.12），地应力自北向南逐渐降低（100MPa~50MPa）；保存条件变差，储层可压性变好（水平应力及差异系数变小，孔隙度变大）。因此，该工区压裂改造存在一些技术难题：①构造上南北地质参数不均，应力变化大，压裂工艺技术需有针对性；②储层含量和压力系数较低，需要更大的压裂改造体积；③施工成本较高，无法实现有效经济开发。研究区块页岩油储量丰富，该区块页岩油井压后产量低，递减速度快，成本较高，难以形成有效经济开发。经过长期研究，不断调整压裂参数，形成了适合于研究区块页岩油水平井效益开发的压裂工艺技术并得到了广泛的应用。

1不同完井方式下的主体压裂工艺对比

1.1裸眼完井分段压裂工艺

油气田水平井水平段裸眼完井方式下主体采用多级滑套水力喷射分段压裂工艺和裸眼封隔器分段压裂工艺2大主体技术。由于裸眼封隔器管柱结构复杂，对完井井眼轨迹要求高，工具下入风险大、事故率高，致密水平井主体应用不动管柱多级滑套水力喷射分段压裂工艺。多级滑套水力喷射分段压裂工艺通过油管注入液体，依据伯努利原理，采用一种特殊设计的高压水力喷射工具，带砂液体从喷射器的喷嘴中射出后流速相当高，利用动能和压能的转换原理，在几分钟内便可击穿套管，并在地层岩石上形成喷孔并压开地层。在裂缝形成后，依靠射流效应，将泵注的流体导入裂缝。由于井控风险高不能拖动管柱施工，所以采用不动管柱、多级滑套工具，实现多段压裂。在压裂完一段后通过投球打开下级喷砂滑套，并封堵下部管柱，利用管柱外环空内的水力射流增压原理，实现油套管环形空间的层内软封隔，压开下级裂缝，最终实现不动管柱一井多段分段改造。

1.2固井完井分段压裂工艺

国内外致密油气田水平井水平段固井完井方式下压裂工艺主体有桥射联作多簇射孔分段压裂工艺和连续油管带底封水力射孔环空压裂工艺，但是以桥射联作多簇射孔分段压裂工艺为主。致密油气田水平井固井完井条件下的压裂工艺主体也采用该种压裂工艺。桥射联作多簇射孔分段压裂工艺是在水平段全井段固井完井条件下，采用连续油管传输射孔，通过套管注入泵注流体压裂。压裂施工结束后，用液体将带射孔枪的桥塞工具串泵入水平段指定封隔位置，通过电缆实现多簇射孔与桥塞封堵联作，进行下级压裂作业。逐级下入工具，逐级压裂，改造后合层排液投产。

2 研究区块分段压裂关键技术

2.1 压裂设备等级优选

针对研究区块页岩油储层垂深深浅不一、应力变化大的特征，优选适合的压裂设备等级，以页1井为例，页1井1-10段采用105MPa压裂管汇，压力呈开井压力高（53MPa），停泵压力高（61.7MPa），施工压力高（88-92MPa）的三高特征，中砂阶段排量13-16m3/min，施工压力提升至92MPa，接近105MPa压裂管汇的极限，施工难度大。第11-23段优化压裂管汇为140MPa，限压提高至115MPa，排量提高至18m3/min，最高砂比从11%提高到15%，单段砂量从60m3提高到76m3。多措施提升改造效果，施工参数明显提升，单段产量也有明显增长。目前现场140MPa管汇实际限压只有115MPa，为提高施工限压，建议将常用的4寸的柱塞更换为3.7寸，这样可以将施工限压提高至125MPa，为在高应力区的压裂施工创造更多的可能。

2.2 加砂工艺优选

针对研究区块地质特征，利用变粒径连续加砂工艺，不仅减少液量，而且铺砂面积更大，提高了导流能力和改造体积，降低了返排液处理压力。而且采用连续加砂工艺可以形成更好的铺砂剖面，铺砂剖面较段塞式加砂更为均匀（图1），有利于导流能力的提高。

图1 段塞式加砂和连续加砂铺砂剖面对比图

2.3 暂堵技术

由于储层的非均质性，水平段可压性存在着差异，施工过程中水平改造段不能均匀起裂。缝网复杂程度低，从微地震显示上（图2）也可以看出常规压裂方式改造不均匀。

图2 常规压裂工艺（左）与暂堵压裂工艺（右）微地震对比图

根据储层改造不均匀这一现象，通过暂堵技术的优化来增强裂缝网络扩展和复杂程度，从而提高压裂段改造均匀程度，增大压裂改造面积。为此选择了段内投球转向工艺，利用暂堵球优先封堵进液量较大的孔眼的特征，来增加其他孔眼周围的改造面积，从而达到均匀改造的效果。一般单段射孔孔数60个（射孔长度3m，孔密20个/m），孔径10mm，根据现场实践，射孔孔径在压裂的过程中部分会扩大到12mm，因此暂堵球直径选择13.5mm的型号；暂堵球数量达到60%时，施工压力才会有明显上升，因此每段选用35个暂堵球。

2.4 减阻剂浓度优化

研究区块页岩油储层压裂施工时施工压力高低不均，如何优选尽可能低浓度的滑溜水降低压裂施工成本，同时能够满足105MPa压裂井口的压裂施工要求是配方优化的关键，减阻剂浓度从第一代的0.1%~0.12%逐步降低到第四代的0.03%，同时也减少了各项添加剂的使用，最终形成了“减阻剂+杀菌剂”的减阻水配m3，大大降低了液体成本，减阻水成本降至21元/m3。另外根据不同浓度降阻剂下所预测的施工压力，研究出施工压力介于75~90MPa时，减阻剂浓度0.08%~0.1%，施工压力介于60~75MPa时，减阻剂浓度0.05%~0.08%，施工压力小于60MPa时，减阻剂浓度0.03%~0.05%，实现了配方减量但不减性能。

2.5 支撑剂类型

研究区块页岩油停泵压力相差较大，结合前期混合石英砂室内评价及现场认识，本文统计了研究区块11口井的停泵压力、石英砂与陶粒的比例来分析以砂代陶对压裂效果的影响。

通过研究分析，发现：（1）当停泵30min后压力≤40MPa时：石英砂支持高初产、长稳产和高累产，石英砂的生产套压递减速度未出现下降速度明显高于陶粒的特征，因此采用全石英砂产量与压力递减情况与全陶粒对效果的影响差别不大。（2）当停泵30min后压力为40~50MPa时：从日产量递减速度看，陶粒和石英砂差异不大，满足与地质条件匹配的长期稳产能力。两种类型支撑剂套压均快速降低，120天后均需要增压开采，因此当储层压力系数低时，石英砂和陶粒对产量、套压、EUR影响区别不大，当储层压力系数高时，提高陶粒比例或许对减缓初期套压递减有帮助。（3）当停泵30min后压力为50~60MPa时：这一停泵压力区间的井，产量差异取决于地质条件，砂子类型影响未凸显。相同地质条件下，石英占比2/3，仍具备较好产量的基础。段数多的页2井产量优于页1井。（4）当停泵30min后压力≥60MPa时：受地质条件影响，全陶粒井产量与压力保持情况未体现出明显优势，1/3石英砂的井产量、压力与全陶粒差异不大。

3 现场应用

页1井垂深2268m，试油段长1503m，主要层位①-③小层，该井共分为15段，平均段长100m，结合地质情况及施工压力预测，选用105MPa井口配套装备，压裂液主体采用减阻水造缝，选取以70/140目及40/70目石英砂作为主要支撑剂，阶梯升排量砂比，变粒径混合加砂，连续加砂，结合多簇射孔、投球转向等压裂工艺，控制液量，提高砂量，实现了研究区块页岩油水平井压裂工艺技术的广泛应用。

参考文献：

[1] 蒋廷学，王海涛，卞晓冰，等.水平井体积压裂技术研究与应用[J].岩性油气藏，2018，30（3）：1-11.