譚紹栩，林家昱，張藝耀，李 進，劉海龍

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤中34-9 油藏主力層位分布在明化鎮(zhèn)組、東營組和沙河街組。鉆遇的地層從上到下依次為:第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組以及古近系東營組和沙河街組，主要含油層系為低滲致密層[1]。從同井區(qū)兩口井投產(chǎn)情況來看，產(chǎn)液量未達到鉆后配產(chǎn)且壓差較大，經(jīng)分析得知，所在區(qū)塊具備一定的儲量基礎，但因井況復雜未錄取中子密度測井資料，儲層物性解釋及孔喉結構具有不確定性，由國內礦場經(jīng)驗得知，籠統(tǒng)壓裂防砂是提高低產(chǎn)能致密井單井產(chǎn)量的重要手段[2-4]。為此，以海上鉆井平臺作為載體，進行了渤海油田M 井的籠統(tǒng)壓裂作業(yè)，并取得了成功。

1 基本概況

M 井采用177.8 mm 套管射孔完井+籠統(tǒng)壓裂，目的層位為泥巖夾粉、細砂巖，或細砂巖與泥巖不等厚互層，砂巖巖性以中、細粒巖屑長石砂巖為主[5]。儲層為沙河街組，油藏類型為層狀構造油藏。主要含油井區(qū)測井解釋平均孔隙度8.9%，平均滲透率25.1 mD，儲層物性低孔、低滲。油藏地溫梯度3.68 ℃/100m，壓力系數(shù)為1.005，壓力梯度為0.986 MPa/100m，屬于正常溫度和壓力系統(tǒng)。

2 海上籠統(tǒng)壓裂工藝優(yōu)選及施工難點分析

2.1 海上籠統(tǒng)壓裂工藝優(yōu)選

2.1.1 選井原則 針對渤海油田儲層物性及籠統(tǒng)壓裂技術發(fā)展現(xiàn)狀，進一步優(yōu)化了籠統(tǒng)壓裂選井條件:

（1）具有一定的儲量基礎和開采潛力；

（2）具有較充足的能量基礎，地層虧空不嚴重；

（3）地層物性較差，連通性較差；

（4）地層不出砂，不需要進行防砂作業(yè)。

2.1.2 壓裂液優(yōu)選 合適的壓裂液對壓裂效果有重要的作用。針對需要籠統(tǒng)壓裂的井，進行壓裂液的優(yōu)化設計與地層試驗，優(yōu)選出一種適用于籠統(tǒng)壓裂及該井的壓裂液體系。

高性能壓裂液:配方為3%膠粉（WG-11）+0.1%助排劑（LDsurf-300D）+0.1%黏土穩(wěn)定劑（Cla-web）+0.02%殺菌劑（BE-3S）+0.02%抑菌劑（BE-6）+0.02%酸（BA-20）+0.1%堿（Mo-67）+0.08%瞬時交聯(lián)劑（Cl-31）+0.3%延遲交聯(lián)劑（Cl-2fM）+0.1%破膠劑（Vicon-NF），特點是攜砂能力強，濾失量低，能滿足渤海一般常溫常壓井的作業(yè)需求。

2.1.3 支撐劑優(yōu)選 根據(jù)油層物性、施工要求，并充分考慮作業(yè)成本，初步分析儲層破裂壓力較高，裂縫閉合壓力預測為40～50 MPa，以閉合壓力作為極限壓力值，中強度陶?？蓾M足抗壓要求。為保證順利加砂及提高整體裂縫導流能力，優(yōu)選20～40 目中強度陶粒。選用20/40 目中強度陶粒，支撐較寬的主裂縫，同時配合縫內暫堵劑提高裂縫開度[6]。綜合考慮支撐劑壓實、嵌入、破碎及應力循環(huán)等因素，支撐劑抗壓級別滿足不低于52 MPa 的要求。

2.2 海上籠統(tǒng)壓裂施工難點

籠統(tǒng)壓裂的目的是通過壓裂在致密低滲儲層形成裂縫并充填陶粒，形成擋砂屏障，從而穿透污染帶，增加泄油面積，降低流速，提高油井產(chǎn)能[7-9]。

籠統(tǒng)壓裂是通過高排量將砂漿泵入到儲層內，高排量泵入砂漿的過程中，施工壓力逐漸變大，管內摩阻增加，通常會通過加入交聯(lián)劑降低摩阻，確保作業(yè)能夠順利進行。通過對裂縫形成機理的分析得知，斜井井眼軌跡通常不與最小主應力垂直，產(chǎn)生的裂縫將偏離射孔方向，發(fā)生近井地帶扭轉，導致摩阻增加，裂縫面向垂直于最小水平應力的方向發(fā)展，與最大應力方向一致，形成裂縫轉向。斜井壓裂初期負斜率可能是近井地帶摩阻產(chǎn)生的，而不是徑向和裂縫延伸形成的，會誤導判斷，還會造成破裂壓力和施工壓力過高，最后使裂縫生長失控?；\統(tǒng)壓裂施工過程中不確定性較大，可能會出現(xiàn)提前脫砂的情況。因此為了井筒安全，采取將RTTS 封隔器位置上移，根據(jù)設計砂量，留足砂漿口袋，避免提前脫砂引起的套管變形。

籠統(tǒng)壓裂施工完成后需要等待地層自動閉合，需長時間返排作業(yè)，待地層閉合后，才能保證井控，因此現(xiàn)場需要配備足夠的壓井材料，保證井控安全。

3 籠統(tǒng)壓裂工具與壓裂參數(shù)設計

3.1 籠統(tǒng)壓裂工具及管柱結構

M 井為一口177.8 mm 套管射孔不防砂井，儲層物性相對較差，采用籠統(tǒng)壓裂進行儲層改造，選用20/40 目陶粒[10，11]。鉆具組合:引鞋+艾普177.8 mm champv封隔器+120.6 mm 鉆鋌+88.9 mm 鉆桿+變扣（411×DSHT55 B）+139.7 mm 鉆桿。通過優(yōu)化壓裂管柱，引進采用champv 封隔器+艾普鎖定接頭，防止在施工作業(yè)過程中壓力過高導致管柱上串，造成解封封隔器，避免造成施工事故。champv 封隔器是一種帶有旁通機構的懸掛式可回收高溫高壓封隔器，工具在下井過程中，旁通通道能一直保持打開狀態(tài)，當封隔器開始坐封時，旁通通道逐漸關閉。封隔器坐封后，旁通通過一個平衡機構來保持關閉。這個平衡機構主要利用工作管柱的壓差在平衡接頭上產(chǎn)生一個向下的力來防止旁通被打開（見圖1，圖2）。

3.2 籠統(tǒng)壓裂模擬設計

采用壓裂分析軟件進行籠統(tǒng)壓裂參數(shù)設計，在正式壓裂前進行小壓測試，根據(jù)地層反饋情況，確定正式壓裂參數(shù)。泵注期間，需要實時地監(jiān)測地面泵注壓力，地面壓力需保持在安全范圍內，避免RTTS 封隔器內外壓差過大而意外解封，泵注和脫砂期間，地面泵注壓力最大值為:

式中:WL-封隔器解封的壓差，MPa。

施工最大允許壓力會在現(xiàn)場施工時實時監(jiān)測，確保地面油壓始終低于Pmax。

根據(jù)作業(yè)前模擬，泵注程序及裂縫模擬（見圖3），根據(jù)模擬結果可知:裂縫鋪砂長度50.6 m，裂縫高度87.1 m，裂縫寬度1.378 cm。

4 現(xiàn)場試驗及效果

4.1 籠統(tǒng)壓裂施工

（1）壓裂作業(yè)（見圖4）。本次壓裂作業(yè)，排量16 bpm進行主壓作業(yè)，共加砂51 776 lbs，壓力4 500 psi 左右，顯示較平穩(wěn)，將陶粒全部頂入地層后停泵。

（2）返排作業(yè)（見圖5）。防砂作業(yè)結束后，轉入關井返排防壓階段，通過圖5 施工曲線看出，放壓時間較長，待壓力釋放結束后，進行壓井作業(yè)，有效的控制了井控。

4.2 壓裂施工效果

圖1 champv 封隔器整體示意圖

圖2 champv 封隔器工具二維結構圖

圖3 壓裂裂縫模擬

圖4 BZ34-9B2 井壓裂施工曲線

圖5 BZ34-9B2 井返排作業(yè)示意圖

BZ34-9B2 井壓裂后采用普合電泵生產(chǎn)管柱進行生產(chǎn)。投產(chǎn)初期油壓3.5 MPa，日產(chǎn)液123 m3，含水9%，日產(chǎn)油111.93 m3，與同井區(qū)、同構造兩口井相比產(chǎn)量高出一倍（見表1）。

表1 壓裂后產(chǎn)量與配產(chǎn)情況對比

試驗井生產(chǎn)后一直運行穩(wěn)定，但由于渤海油田該類作業(yè)較少，未提前確定明確的放噴制度，為后期處理帶來一定的困擾。如何控制放噴量和頻率，在盡快放壓的同時，保證地層盡量不出油，保證井控安全，是此類壓裂作業(yè)在今后需要探索的問題。借鑒并咨詢陸地頁巖氣、致密氣、煤層氣等的低滲地層的壓裂情況，壓裂后泵壓下降緩慢，且有返吐現(xiàn)象是正常的，需要確認放噴量和時間。

5 結論

（1）籠統(tǒng)壓裂champv 封隔器性能穩(wěn)定，在高排量、高壓力下密封效果良好，后期帶壓解封順利完成，后期作業(yè)可繼續(xù)使用該類工具進行籠統(tǒng)壓裂作業(yè)。

（2）在現(xiàn)場對籠統(tǒng)壓裂工具及工藝進行了試驗，與常規(guī)壓裂工具和工藝比較，籠統(tǒng)壓裂工藝操作簡便，儲層改造效果良好，裂縫規(guī)模與設計基本一致，不易發(fā)生復雜情況，且作業(yè)成本較低，投產(chǎn)后生產(chǎn)壓差穩(wěn)定，日產(chǎn)油超過配產(chǎn)。

（3）試驗井生產(chǎn)后一直運行穩(wěn)定，后續(xù)測壓獲取準確地層壓力后，能夠分析壓裂作業(yè)后的地層壓力和圈閉壓力，并可根據(jù)壓力情況，確定后續(xù)類似井作業(yè)是否需要增加放壓、放噴作業(yè)程序，并做好相應的安全風險分析。

（4）通過整合平臺設備各方面資源，克服海上籠統(tǒng)壓裂施工難點，順利實施了1 口井的177.8 mm 套管完井籠統(tǒng)壓裂施工，投產(chǎn)后，增產(chǎn)效果較好，為今后渤海低產(chǎn)能井完井壓裂技術發(fā)展提供了經(jīng)驗。