泵送桥塞一段多簇体积压裂工艺在北213-12HF井的应用

泵送桥塞一段多簇体积压裂工艺在北
213-12HF井的应用
摘要：为了解决龙凤山油气田北213区块火山岩储层水平井压裂改造过程中常规压裂施工规模小、储层改造效果不理想等问题，通过与国内外同行业压裂改造工艺对比分析，总结提出了泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂工艺。

该技术通过压裂车泵送的方式将大通径桥塞及射孔工具串泵送到设计位置，通过地面点火装置进行桥塞坐封和逐簇射孔，起出工具串后进行压裂施工，该工艺压裂位置准确，光套管压裂施工排量大，改造效果理想，而且压裂段数不受限制。

北213-12HF井压裂裂缝监测结果表明，火山岩储层天然裂缝比较发育，泵送桥塞一段多簇体积压裂工艺比常规压裂工艺更利于利用应力干扰，形成复杂缝网，与相同储层条件下的邻井相比，单井产量提高了30%～50%，达到了“体积压裂”的效果。

关键字：龙凤山油气田；泵送桥塞；一段多簇；体积压裂
近几年，随着龙凤山油气田火山岩储层的大规模开发，水平井、大排量、大液量的体积压裂工艺已成为该区块储层压裂改造的主要工艺手段，常规的油管卡封分段压裂改造工艺已不能完全满足该区块的开发需求。

在探索新的储层改造工艺技术过程中，水平井“体积压裂”这种开发模式逐渐得到了致密储层油气田开发行业的广泛认可，而实现这种开发模式的主要工程技术手段就是泵送桥塞分段多簇射孔联作＋体积压裂技术[1]。

1泵送桥塞压裂工艺
1.1工艺技术原理
压裂井井筒经过通井、刮管、试压等工序处理合格后采用油管传输方式进行第一压裂段多簇射孔，然后进行压裂改造，压裂完成后，采用压裂车泵送桥塞及多簇射孔枪工具串＋体积压裂联作的方式进行后续各段施工改造。

根据储层地质情况，每个压裂段设计1簇或多簇射孔。

每段压裂施工结束后，测井队伍利用电
缆将桥塞和分簇射孔枪工具串下放至造斜段附近，然后开泵将桥塞及射孔工具串泵送到设计位置，通过磁定位校深后调整到设计位置进行点火坐封桥塞，之后上提射孔枪至设计射孔位置逐簇射孔，起出工具串后投入可溶球进行下一段压裂施工。

采用相同方式，根据压裂段数需求，逐段进行泵送桥塞、多簇射孔、压裂施工。

1.2工艺技术特点
（1）泵送桥塞射孔联作采用磁定位校深，可确保射孔井段位置更精确。

通过一段多簇射孔后压裂位置更加精准，可实现多射孔段同时起裂，最大化的增加主缝网的波及体积。

（2）采用光套管压裂改造，施工排量大，可使多簇射孔段同时起裂，达到裂缝宽度及高度最大化，使缝网系统更复杂。

（3）泵送桥塞一段多簇射孔+压裂联作方式，可以不限压裂段数连续施工，施工安全、可靠性高，较常规油管压裂大大缩短了压裂周期。

1.3压后投产工艺
由于目前东北油气分公司采用的均为大通井免钻桥塞或全可溶桥塞，桥塞免处理，所以分段压裂施工结束后，无需进行钻塞作业，直接采用电缆下入破裂盘桥塞封堵压裂层，放空井内压力，拆换压裂井口后下入投产管柱，重新安装采气井口，连接放喷流程后使用泵车打开破裂盘即可进行放喷投产作业。

２分段多簇体积压裂机理
一段多簇体积压裂的作用机理：通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络。

从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[2]。

3现场应用
北213-12HF井是位于龙凤山油气田北213井区火石岭组火山岩5期次开发井网中的一口产建井，本井钻遇火山岩地层1141米，完钻井深4541米，属于致密砂岩地层，水平段长1046米，水平段轨迹主要穿行于火石岭组储层。

3.1主体改造工艺
通过连续地应力软件分析北213-12HF井的最大和最小主应力差在5-6MPa,通过北213井的全岩分析报告中得出脆性矿物含量还是大于60%，加上火山岩储层裂缝比较发育，所以本井适合体积压裂。

结合井筒地质条件，为提高改造效果，压裂主体工艺采用“泵送桥塞分段多簇射孔+混合水体积压裂”，井筒工艺采用多簇密切割，储层改造工艺为复杂裂缝体积压裂，实现目标改造体积有效。

依据储层特征和“先成缝、后成网”的体积压裂理念，采用“主干缝+分支缝网”模式进行改造，保证在平面上改造的纵深和横向波及，在制造人工裂缝连通储层的同时，尽可能的连通天然裂缝，提高改造效果。

考虑单段多簇射孔密切割压裂，为提高各射孔簇开启和进液强度的均匀性，基本上采用每段2-3簇射孔结合限流压裂方法，提高各射孔簇压开效率，实现有效的储层密切割。

3.2压裂液体系优选
采用“滑溜水＋交联液”的混合压裂液体系，压裂前期阶段采用黏度较低的滑溜水压裂液，利用滑溜水低摩阻特性大排量施工制造复杂裂缝、适当放大规模以更好地连通天然缝，通过注入粒径较小的压裂砂来支撑趾端天然裂缝，可以起到降低压裂液滤失的作用，提高液体效率及造缝能力，同时降低对储层的伤害；后期采用交联液，利用交联冻胶实现有效压开储层、近井地带突破和保证后期高砂比加砂，并利用大粒径支撑剂来提高主裂缝导流能力[3]。

3.3支撑剂优选
支撑剂采用不同粒径组合，以70/140目粉陶进行早期打磨、降滤，降低近井摩阻并提高液体效率，以40/70目陶粒支撑复杂裂缝网络、以30/50目陶粒建立主裂缝通道高导流。

3.4暂堵工艺
考虑在物性较好的压裂层段使用缝内暂堵转向工艺，依靠缝内暂堵剂促进裂
缝的复杂化，进一步提升改造体积内的整体渗流能力，同时对于天然裂缝相对发
育的储层，考虑使用缝内暂堵剂，降低液体滤失，提高缝内净压力，促进裂缝延伸。

3.5压裂施工参数优化
以水平段测录井油气显示、电性特征、压裂投产地质设计为基础，根据压裂
改造需要，综合各项地质因素（密度、伽马、声波时差、孔隙度、渗透率、地应
力剖面等），将本井水平段分为17段进行压裂改造，优选水平段物性好、固井
质量良好以上同时避开套管节箍的位置为射孔井段，确保射孔穿透效果，保证压
裂时裂缝能够正常起裂；根据储层物性、气藏模拟情况、储层地应力分布情况等，依据密切割原理，优选水平段甜点并进行分段和射孔位置选择，分段后各段的射
孔位置应处于其最小主应力且物性较好的位置，必要时进行定向射孔，便于压裂
时裂缝的开启和延伸；充分考虑利用地层间应力干扰，改造后能够形成复杂缝网，充分改造储层，单段设计1～3簇。

综合考虑储层钻遇情况和储层物性特征，利用模拟压裂软件进行模拟压裂。

综合考虑储层钻遇情况和储层物性特征，优化各段施工规模、施工参数和裂缝参数。

针对该井各段的压裂设计规模，优化出各段的入地总液量、前置液比例、最
大施工排量、加砂量、砂比等施工参数，确保压裂改造达到最佳效果。

3.6压裂实施过程和压后效果
第1段油管传输射孔后直接进行套管泵注压裂施工，压裂完成后，采用压裂
车水力泵送方式将桥塞及射孔枪工具串组合泵送至设计位置，然后进行逐簇点火
射孔，射孔完成起出工具串以后，投入可溶球，并开泵以 1.5～2.0m３/min排量
将可溶球送入球座。

送球入座后正式开始第二段压裂施工，当压力上升至
75.5MPa时，地层被成功压开，第二段压裂施工共加入陶粒65m3（70／140目粉
陶13.8m3、40／70目陶粒37.8m3、30／50目陶粒13.4m3），施工排量9.0～
13m3/min，最高砂比24.0％，注入前置液564m3，携砂液282m3，期间投入暂堵剂
450Kg，施工入地总液量1083m3。

第3～17段施工过程与该段相似，除第五段由于施工压力较高，未按设计完成加砂，其余段均顺利压开储层,按设计完成压裂施工，其中第9～15段由于加砂较容易，所以每段均比设计多加砂5方[4]。

从压裂裂缝网络参数表及第二段压裂施工曲线与裂缝网络长宽随时间变化图中可以看出，北213-12HF井采用单段多簇密切割储层改造方式，压裂后裂缝波及范围覆盖了整个水平段，储层充分被改造；通过压裂施工形成的复杂裂缝网系统，最大限度地沟通了储层，建立了油气运移通道，实现了压裂施工的目的，达到了“体积压裂”的效果。

压后放喷排液求产，当返排率为1.24%时出口便见油气显示，与相同储层条件下的邻井北213-2HF井压后在返排率相近情况下的产量进行对比，该井压后产量明显提高，压裂改造增产效果明显。

４结论与建议
（1）泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂技术在施工过程中通过多簇射孔可实多射孔段同时起裂，更容易增加缝网宽度和高度，最大化的增加缝网的改造体积。

（2）采用“滑溜水＋交联液”的混合压裂液体系，利用低黏度滑溜水低摩阻特性高排量施工制造复杂裂缝、适当放大规模以更好地连通天然缝，整体降低了液体黏度和压裂液对储层的伤害。

（3）北213-12HF井一段多簇压裂裂缝监测表明，龙凤山油气田北213区块虽然储层物性差、但天然裂缝发育，采用泵送桥塞+一段多簇射孔+体积压裂技术比单段单簇方式压裂改造增产效果明显。

参考文献:
[1]王欢.非常规油气藏储层体积改造模拟技术研究[J].特种油气藏，2014，21(2)：8-14．。