孫房勇

【摘要】大慶外圍儲(chǔ)層滲透率低（4～5）×10-3μm²、豐度低（10～20）×104km²、厚度?。▎螌雍穸?.5m左右）、直井開發(fā)效益低或無效益，水平井是解決外圍低滲透油田多井低產(chǎn)、實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)的重要手段。隨著近幾年對水平井開發(fā)技術(shù)的攻關(guān)，水平井開發(fā)技術(shù)得到了快速發(fā)展，尤其是水平井壓裂工藝技術(shù)，由最初的全井籠統(tǒng)限流法壓裂發(fā)展為段內(nèi)限流多段壓裂、雙封單卡分段壓裂、機(jī)械橋塞分段壓裂、膠塞壓裂、水力噴砂壓裂等。這些工藝的發(fā)展完善雖然對提高水平井開發(fā)效果起到了明顯的促進(jìn)作用，但也存在一定不足，直接制約著水平井壓后產(chǎn)能的提升。

【關(guān)鍵詞】水平井 體積壓裂

1 水平井壓裂所面臨的技術(shù)難題

一是壓裂形成裂縫單一，油層改造不充分。水平井所處開發(fā)區(qū)塊多屬低孔、低滲透儲(chǔ)層，油層環(huán)境較差，以AN油田為例，平均單層砂巖厚度僅為0.8m，有效厚度0.3m，平均孔隙度17%，滲透率 13.3×10-3μm²，含油飽和度51%。該區(qū)鉆遇率較低，平均單層砂巖鉆遇率36.0%，有效鉆遇率僅為13.8%，針對此類水平井，投產(chǎn)前必須進(jìn)行壓裂改造。而常規(guī)壓裂技術(shù)每個(gè)壓裂段一般僅能形成一條主裂縫，溝通儲(chǔ)層的滲流面積較為有限，這對低滲透儲(chǔ)層尤其是特低滲透儲(chǔ)層而言遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，由于儲(chǔ)層滲透性能較差，常出現(xiàn)壓裂后初期產(chǎn)能較好，但產(chǎn)量下降較快的情況。

二是需要水泥固井。對低滲透—特低滲透儲(chǔ)層而言，在水泥固井過程中存在固井傷害，油層污染嚴(yán)重。油井完鉆后，水泥固井周期一般在48小時(shí)以上，油層長時(shí)間被水泥漿浸泡，對儲(chǔ)層傷害很大。此外，由于重力等因素影響，水平段固井質(zhì)量難以保證，壓裂中常因固井水泥充填油套環(huán)形空間不均勻?qū)е赂Z槽、套變等事故發(fā)生，對后續(xù)分段壓裂施工存在很大安全隱患。施工費(fèi)用方面，水泥固井后需實(shí)施射孔后才能壓裂，極大的增加了水平井的措施費(fèi)用。

2 水平井體積壓裂工藝技術(shù)探討

為有效解決水平井壓裂過程中面臨的技術(shù)難題，對低滲透-特低滲透儲(chǔ)層進(jìn)行有效改造，提出了水平井簇式體積壓裂技術(shù)。

水平井常規(guī)壓裂中每個(gè)壓裂段一般僅能形成一條主裂縫，而簇式體積壓裂可在一個(gè)壓裂段內(nèi)形成多處網(wǎng)狀裂縫，可有效增加泄流面積，提高水平井改造強(qiáng)度和效果。

簇式體積壓裂形成的是剪切縫，它和常規(guī)裂縫的形成有所不同，它是巖石在外力作用下破裂并產(chǎn)生滑動(dòng)位移，巖層表面形成不規(guī)則或凹凸不平的幾何形狀，具有自我支撐特性的裂縫。剪切縫的形成過程為：剪切力引起了地層巖石錯(cuò)位，裂縫壁面產(chǎn)生粗糙致使其相互支撐，天然裂縫的進(jìn)一步擴(kuò)展誘導(dǎo)了剪切滑移張開連接較弱的斷層和平面，進(jìn)而形成了網(wǎng)狀裂縫。

在地層物性要求上，簇式體積壓裂有其一定特殊性。一是要求巖石具有較高的偏應(yīng)力和強(qiáng)度，是不易發(fā)生塑性形變的脆性巖石（楊式模量高，泊松比低），它是形成體積縫的物質(zhì)基礎(chǔ)。研究顯示，富含石英、碳酸鹽的頁巖易形成縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)。二是由于該縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)是由剪切縫形成，因而在剪切縫的形成上存在一定要求，即壓力小于最小水平應(yīng)力。三是天然裂縫及相互溝通情況對縫網(wǎng)的形成起關(guān)鍵作用，在天然裂縫發(fā)育及溝通情況較好的情況下，不僅易形成縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)且改造效果也較好。

在壓裂工藝實(shí)施上，水平井常規(guī)壓裂采用的是單段射孔，單段壓裂模式，避免縫間干擾。而體積壓裂采用“分段多簇”射孔，多段一起壓裂模式，利用3條以上相距較近裂縫同時(shí)延伸產(chǎn)生的縫間干擾，促使裂縫轉(zhuǎn)向，產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)。每個(gè)壓裂段長100—150m，每簇跨度為0.45—0.77m，每簇之間間隔為20—30m。

在壓裂方案設(shè)計(jì)上，需注意雙封單卡管柱上下封隔器間卡距。單向錨定時(shí)，上封位移極??；下封隨著卡距、壓力增加位移呈增大趨勢，50m卡距，70MPa位移近80mm。同時(shí)，卡距越大、壓力越高，下封失效的幾率越大。

在壓裂措施成本上，水平井簇式體積壓裂與常規(guī)壓裂差別很小。因?yàn)閺乃扇〉拇胧┕に嚿峡矗瑹o論是射孔還是壓裂，與常規(guī)水平井措施所使用的儀器設(shè)備基本相同，只是在壓裂井的選擇以及措施方案優(yōu)化上有明顯的不同。

在工藝推廣應(yīng)用上，水平井簇式體積壓裂技術(shù)已在國外大面積推廣使用，美國約有15%的天然氣利用該項(xiàng)技術(shù)從頁巖中采出。而我國長慶油田已進(jìn)行了該項(xiàng)技術(shù)試驗(yàn)，試驗(yàn)井取得了日產(chǎn)41.82噸原油的較好效果。大慶油田在水平井簇式體積壓裂方面也做了很多工作。由于儲(chǔ)層巖性以砂巖為主，且高壓下呈塑性變形，在大慶油田區(qū)塊上實(shí)現(xiàn)理論意義上的體積壓裂是較為困難的，但可以充分利用這種壓裂改造手段，進(jìn)行“擬體積壓裂”，即在水平井段內(nèi)，通過優(yōu)化段間距、分段多簇射孔，通過多段一起壓裂的模式，利用縫間干擾的影響，促使裂縫轉(zhuǎn)向，進(jìn)而形成更多的裂縫。目前，大慶油田已在特低滲透區(qū)塊SP83井上采用了該項(xiàng)技術(shù)，取得了壓后初期產(chǎn)油15t/d，穩(wěn)油期產(chǎn)油8t/d以上的較好效果。

3 認(rèn)識和建議

（1） 水平井裸眼完井分段壓裂技術(shù)有效地解決了“水平井壓裂固井質(zhì)量差”這一技術(shù)性難題，具有對儲(chǔ)層傷害低，節(jié)省投產(chǎn)成本，可正常進(jìn)行多段壓裂，適用范圍廣等特點(diǎn)，在大慶油田有著較好的應(yīng)用前景。

（2） 水平井簇式體積壓裂技術(shù)具有壓后產(chǎn)能高，油層改造效果好等特點(diǎn)，但由于其措施工藝對改造對象有限制（一般針對頁巖），在大慶油田的推廣使用上仍處于起步階段，目前已發(fā)展出“擬體積壓裂”技術(shù)，并取得較好的試驗(yàn)效果。

（3）水平井裸眼完井分段壓裂技術(shù)和簇式體積壓裂技術(shù)在工藝應(yīng)用上要從實(shí)際情況出發(fā)，實(shí)施前，需對油藏狀況、工藝實(shí)施等方面做進(jìn)行系統(tǒng)性研究，選擇工藝可靠性高、改造針對性強(qiáng)、措施成本低的壓裂技術(shù)是取得較好經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵。

參考文獻(xiàn)

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