時(shí)耀亭 ，周 琳，王 偉，趙云生，李玉勤，候素英

（1.中國石油大港油田公司第一采油廠，天津大港 300280；2.中國石油西部鉆探工程有限公司 ）

水平井水力噴砂射孔不動(dòng)管柱分段壓裂技術(shù)采用動(dòng)態(tài)封隔方法，利用射流產(chǎn)生“伯努利”效應(yīng)，在井筒內(nèi)造成局部低壓區(qū)，在地層內(nèi)部產(chǎn)生高于井筒內(nèi)的壓力使裂縫生成并向地層內(nèi)部延伸，通過投球打滑套，實(shí)現(xiàn)多段壓裂，其管柱主要由液壓安全丟手、噴射器、單流閥、篩管、堵頭等組成；適用井型為套管固井（新井）、套管射孔、割縫（沖縫）篩管完井（新老井均可）［1－4］。

1 中10－73H井壓裂技術(shù)

1.1 實(shí)施井基本情況

中10－73H井是港中油田北三斷塊的一口完鉆于2010年2月的新井。北三斷塊處于濱海斷層上升盤的邊部，上覆地層為平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組，沙河街組，總的含油層系為沙河街的濱Ⅰ、濱Ⅲ、濱IV油組，目的層為沙一下的濱Ⅲ5油層。該目的層為西高東低的單斜構(gòu)造，完鉆井深3325 m，油層埋深2725～2785 m。目的層為砂巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)層孔隙度15.9% ，滲透率43.9×10－3μm2，油藏類型為構(gòu)造巖性油藏，油氣比為242。該井區(qū)1974年9月投入開發(fā)，截止目前該井區(qū)只有1口注水井，日注81 m3。濱Ⅲ5油層累計(jì)采油7.6×104t，2012年2月15日對該井的30650～3311.7 m井段進(jìn)行了壓裂施工，壓裂管柱見圖1。

1.2 設(shè)計(jì)原則

（1）針對該井較長水平段，厚油層等特點(diǎn)，同時(shí)降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，采用不動(dòng)管柱水力噴射分段壓裂工藝；為了提高水平井施工排量及單個(gè)噴槍的過砂規(guī)模，噴槍采用8×φ6.0mm噴嘴組合，上下兩層，每層4個(gè)噴嘴，90°相位，總體相位角45°。

圖1 中10－73H井壓裂管柱示意圖

（2）根據(jù)地質(zhì)設(shè)計(jì)優(yōu)選的分段壓裂井段，結(jié)合水力噴射分段壓裂工藝定點(diǎn)壓裂的特點(diǎn)，確定中10－73 H井定點(diǎn)噴射壓裂點(diǎn)自下而上分別為：第1段3286.0m±0.5 m，第2段3210.0m±0.5 m，第3段3126.0m±0.5 m，第4段3060.0m±0.5 m（注：噴射壓裂點(diǎn)必須避開套管接箍），見表1。

（3）采用控制最高砂濃度的低砂比技術(shù)，最高砂液比40%；施工平均砂液比20%～23%，通過砂比的控制降低施工風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)采用30－50目陶粒，降低縫寬對加砂難度的影響。

（4）提高壓裂凍膠液的粘度增加凍膠液的攜砂性能，減小壓裂液攜帶支撐劑在運(yùn)移過程中的支撐劑沉降速度，減小壓裂液在地層中的濾失。

表1 中10－73H壓裂井段和噴射壓裂點(diǎn)

（5）壓后返排采用逐級(jí)放大油嘴方式控制排液，預(yù)防支撐劑回流和出砂，確保施工安全、成功。

（6）施工中根據(jù)情況，合理調(diào)整施工程序，確保施工成功。

1.3 支撐劑及射孔砂準(zhǔn)備

支撐劑及射孔砂準(zhǔn)備見表2。

表2 支撐劑及射孔砂參數(shù) m3

1.4 壓裂材料性能要求

（1）壓裂液性能要求：① 具有抗剪切性能好、延遲交聯(lián)、摩阻低、攜砂性好、破膠徹底、返排性能好、對地層傷害小等優(yōu)點(diǎn)，充分考慮與地層及井內(nèi)流體的配伍性；② 抗高剪切能力：在油層溫度條件下，170 s－1剪切80 min，粘度大于150 mPa·s

（2）支撐劑要求：30－50目中密度陶粒69 MPa下，破碎率小于5%；射孔用天然石英砂28 MPa下，破碎率小于14%。

1.5 壓裂參數(shù)設(shè)計(jì)

為保證施工的順利完成，施工中確?？偱帕吭?.4～4.6 m3／min，其中油管排量3.4 m3／min，套管排量1.0～1.2 m3／min。根據(jù)已知的裂縫延伸壓力梯度，計(jì)算每一層需要控制的套管壓力，原則是控制地面套管壓力低于該層計(jì)算出的裂縫延伸壓力3～4 MPa。如果沒有準(zhǔn)確的地應(yīng)力資料，則根據(jù)壓開最下部地層時(shí)的起裂壓力，推算裂縫延伸壓力梯度，由此控制壓裂上部地層時(shí)的套管壓力。施工地面壓力參數(shù)預(yù)測見表3。

2 施工情況及效果

2.1 現(xiàn)場分段實(shí)施壓裂情況

（1）第一層壓裂主要數(shù)據(jù)：排量1.35～3.385 m3／min，壓力24.5～71.48 MPa，砂比5%～36%，加石英砂2.1 m3，加支撐劑陶粒砂21.4 m3，階段用液271.68 m3（圖2）。

表3 施工地面壓力參數(shù)預(yù)測

圖2 中10－73H井一層壓裂施工曲線

（2）第二層壓裂主要數(shù)據(jù)：排量1.35～3.385 m3／min，壓力46.17～61.07 MPa，砂比7.0%～40%，加石英砂2.2 m3，加支撐劑陶粒砂31.7 m3，階段用液291.4 m3（圖3）。

圖3 中10－73H井第二層壓裂施工曲線

（3）第三層壓裂主要數(shù)據(jù)：排量1.35～3.385 m3／min，壓力32.3～63.2 MPa，砂比6.7%～39.6%，加石英砂2.0m3，加支撐劑陶粒砂34.98 m3，階段用液353.94 m3。

（4）第四層壓裂主要數(shù)據(jù)：排量1.34～3.94 m3／min，壓力35.0～62.3 MPa，砂比7.2%～37.2%，加石英砂2.0m3，加支撐劑陶粒砂20.0m3，階段用液228.93 m3。

該水平井多井壓裂共加砂116.38 m3，用液1146 m3，最高壓力71.48 MPa。

2.2 中10－73H井壓裂后的生產(chǎn)情況

中10－73H壓裂后累計(jì)排液115 m3后，自噴生產(chǎn)，4 mm 油嘴日產(chǎn)液28 m3、日產(chǎn)油7.76 t、含水72.3%，油壓、套壓6.0MPa；最高日產(chǎn)量達(dá)36 t。目前下深抽電泵，日產(chǎn)液64.6 m3，日產(chǎn)油24.2 t，含水62.5%，生產(chǎn)情況平穩(wěn)。水平井分段壓裂技術(shù)使一口長停井恢復(fù)了生產(chǎn)，已累計(jì)挖潛增油8271 t，取得了很好的增產(chǎn)效果。

3 認(rèn)識(shí)與建議

（1）水平井多井段分層壓裂是大港油田近年來壓裂技術(shù)的重大突破，中10－73H井是大港油田分層段最多的管柱一次性壓裂井，同時(shí)，也取得了突破性的增產(chǎn)效果。該水平井多井段壓裂成功為今后高壓低滲透儲(chǔ)層壓裂改造，提高這類井的產(chǎn)能與改善開發(fā)效果積累了技術(shù)經(jīng)驗(yàn)。

（2）今后實(shí)施水平井多段壓裂時(shí)，應(yīng)論證每一口水平壓多井段分層壓裂地質(zhì)方案，加大對不同儲(chǔ)層壓裂參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，并在配套壓裂管柱工具方面強(qiáng)化防卡功能的提高和防止壓裂砂的返吐，以減少壓裂后管柱卡造成的大修，從而提高水平井多井段分層壓裂實(shí)施措施的整體效益。

［1］王鴻勛.水力壓裂原理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1987：180－205.

［2］萬仁薄，羅英俊.采油技術(shù)手冊［壓裂技術(shù)］［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1991：130－139.

［3］王賢君，張明慧，肖丹鳳.超低濃度壓裂液技術(shù)在海拉爾油田的應(yīng)用［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2012，26（6）：111－113.