富县区块高闭合应力储层射孔工艺研究

(中国石化华北油气分公司采油一厂, 陕西 咸阳 712000)

摘  要：针对鄂尔多斯盆地斜坡南部富县区块天然气藏高闭合应力储层存在的压裂率较低，压后效果差，严重制约该区块有效突破的问题，开展了储层改造工艺优化攻关，这其中的一个重要方面就是储层射孔工艺优化，文章以富县区块盒1储层物性参数为例，首先分析井眼大小、射孔相位角、射孔方位角、孔眼长度以及孔眼直径等出发分析水平井射孔孔眼周围应力分布状态，随后针对具体储层开展起裂规律研究，并确定了最优射孔方式。

关键词：富县区块；高闭合应力储层；射孔作业；工艺优化

0 前言

富县区块构造位置位于鄂尔多斯盆地斜坡南部。储层纵向上发育多套气层，目前发现的产气层位有上石盒子组、下石盒子组盒1层、山西组山1层、山2层以及太原组太1层及下古马五层，其中主力勘探层位为盒1层。储层埋藏深度在2600-3200m之间，气层纵向上交错叠合发育，储层非均质性较强，内部差别较大。富县区块勘探面积3834.51km2，经过多年的勘探和研究，预测天然气储量为7057.4×108m3，目前仍处于勘探评价阶段。前期压裂过程中，地层闭合应力、施工压力相比分公司其它区块较高，而成功率较低，压后效果差，严重制约了富县区块有效突破。通过调研邻近区块储层工程地质特征及改造工艺，认为长庆宜川-黄龙区块采用的前置酸加砂压裂技术、防水锁滑溜水携砂压裂工艺、高排量混合水压裂技术取得了较好的改造效果，对于富县压裂工艺优化具有一定借鉴意义。同时根据工程地质特征分析及前期压裂工艺评价，结合邻近区块工程工艺调研结果，明确储层射孔工艺优化方向，开展富县区块高闭合应力储层射孔工艺优化研究，初步形成了富县区块高闭合应力储层射孔工艺技术。

1 研究区块储层改造特点

富县区块经过近些年的勘探评价，初步进行了储层改造工艺现场试验，但面对储层埋藏深、温度高、低孔特低渗等特点，经济有效开发仍存在以下问题：

（1）富县区块具有较高的闭合应力，压裂施工压力高，易砂堵，需要通过储层改造技术优化，提高施工成功率。

前期室内地应力实验测试结果表明,结果显示盒1层最小主应力梯度为0.0182MPa/m,太1层最小主应力梯度为0.0185MPa/m,与大牛地相比，最小主应力梯度较高，比同层位最小主应力高约12MPa。

同时,通过现场小压测试证实，富县区块具有较高的闭合应力梯度，其中太原组闭合应力梯度为0.0193MPa/m，山西组闭合应力梯度为0.0175MPa/m。

较高的闭合应力梯度导致破裂压力、施工压力较高，施工难度大。富县区块直井共压裂14井40次，超压14次,占比35%，其中有8层由于砂堵导致加砂失败，施工成功率80%，水平井压裂3口井20段，超压8段，占比40%，施工成功率85%；其中FP3H井前三段由于施工压力高，无法加砂而放弃。

偏高的施工压力导致排量受限，造成压裂裂缝缝宽偏窄，现场施工过程中在中高砂比段，支撑剂进入地层后，地面压力上涨明显，容易发生砂堵，加砂困难。例如，FP3H井第二段压裂施工，施工压力为65-55MPa,排量为5.5m3/min，在19%砂比段进入地层后压力开始上涨至砂堵，放喷解堵后，第二次加砂，施工压力65-60MPa，施工排量仅为4.5m3/min，当6%砂比段进入地层后再次发生砂堵，最终放弃第二段压裂施工。

因此需要开展储层改造技术研究，降低破裂压力及施工压力，提高成功率。

（2）富县区块压后产量低，需要通过储层改造技术优化，提高压后效果。

截至2017年，针对富县区块分别进行了直井和水平井勘探评价试验，直井多采用套管固井完井，后期进行射孔压裂改造，共压裂40井次，压后见气31井次，平均日产气2108m3/d，平均日产水2.1m3/d。

水平井共压裂3口井，其中富平探1井及FP1H井均采用裸眼封隔器分段压裂工艺，压后FP1H井无阻流量为5.1×104m3/d，FP3H井采用固井完井可钻桥塞分段压裂工艺，压后日产气仅为5920m3/d，均未达到经济可采界限。同时通过水平井试采曲线发现压后产量递减较快，分析原因为施工压力高导致压裂有效改造体积小，需要通过压裂工艺及设计参数优化提高压裂效果。

2 影响储层射孔工艺应用的因素分析

2.1 不同射孔方位角对射孔孔周应力及射孔起裂压力影响

固定井底压力为57MPa，模拟射孔孔径为0.10m，分别分析单个射孔方位角差异对射孔孔周应力及起裂压力影响。分别模拟射孔方位角（与水平最大主应力方向的夹角）为0°、30°、60°、90°时对应射孔井孔周应力，见下图1。

图1方位角0°- 90°时对应射孔井孔周应力  

不同射孔方位角对应破裂压力见下图2，可知：当射孔方位角存在差异时，破裂压力差异显著，当射孔方位角为0°及180°时，破裂压力最低，裂缝最容易起裂。

图2  方位角对应射孔破裂压力影响

2.2 不同射孔相位角对射孔孔周应力及射孔起裂压力影响

以90°相位角为例，采用90°相位射孔完井，可得到4个射孔方位角对应的破裂压力，某个角度对应的破裂压力应该为4个射孔中对应的最小的破裂压力，据此可以得到任意角度对应的破裂压力，就可以得到该相位射孔井在该地层对应的破裂压力范围，如图3所示。

图3   90°射孔相位示意图

将射孔相位角为60°、90°及180°对应的破裂压力进行对比，见下图4，可明显看出：随相位角减小，破裂压力变化区间逐渐变窄，裂缝更容易起裂。

图4  不同相位角对应破裂压力

2.3 不同射孔孔深对射孔孔周应力及射孔起裂压力影响

模拟过程中固定井底压力为57MPa，以方位角为0度射孔为例，模拟不同射孔孔深对射孔孔周应力影响。沿射孔孔深方向，取距井壁距离为0m、0.1m、0.2m、0.5m处分析射孔孔壁应力分布，可以看出，在距井壁距离为0.1m处射孔孔壁周向应力达到最大值（图5），此处最容易发生破裂，其它位置处射孔孔壁应力均显著小于井壁处射孔孔壁应力。根据不同射孔深度孔壁破裂所需破裂压力可知，射孔后破裂最先发生在井壁射孔孔壁处，其射孔深度对破裂影响较小。

图5  不同射孔深度射孔孔壁破裂所需破裂压力

2.4 孔眼直径对射孔孔周应力及射孔起裂压力影响

模拟过程中固定井底压力为57MPa，以方位角为0度射孔为例，模拟不同射孔直径对射孔孔周应力影响。分别模拟射孔孔径为0.008m、0.01m、0.012m及0.0254m的情况，并分析井壁处射孔孔壁应力，由结果可知：对于不同直径射孔来说，井壁处射孔孔壁应力并未存在差异，不考虑孔眼摩阻影响下，射孔孔径对于起裂压力并未存在影响。

3 最优射孔方式确认

通过上文分析整体来看，射孔参数对破裂压力影响最大的是射孔方位角，而孔深、孔径等参数对破裂压力影响较小。为此，在确定最大主应力方向条件下180°定向射孔；主应力方向不定条件下，采取小相位角射孔。而水力喷砂射孔相比常规射孔具有更大孔径，更深穿透深度，能够实现定向射孔，避免射孔压实作用，在降低破裂压力方面更具优势。

4 结语

 鄂尔多斯盆地富县区块资源丰富、潜力大，目前仍处于勘探评价阶段。统计分析发现相关井在前期压裂过程中由于地层闭合应力、施工压力相比分公司其它区块较高而导致成功率较低，压后效果差，严重制约区块有效突破的问题。开展了富县区块高闭合应力储层射孔工艺优化研究，通过开展影响储层射孔工艺应用的因素分析认为射孔参数对破裂压力影响最大的是射孔方位角，而孔深、孔径等参数对破裂压力影响较小。通过调研邻近区块储层工程地质特征及改造工艺，认为高排量混合水力喷砂射孔取得了较好的改造效果，对于富县高闭合应力储层射孔工艺优化具有一定借鉴意义。

参考文献：

[1] 王宝峰.低渗透储层射孔增产工艺技术应用[J].化学工程与装备.2020,(09):82-84.

[2] 明旭.萨北开发区不同储层射孔工艺效果分析[J].化学工程与装备.2018,(02):144-147.

[3] 刘增,朱建新.低孔低渗储层射孔技术改进及应用[J].油气井测试.2011,(04):63-65.

[4] 吴柏志.低渗透油藏高效开发理论与应用[M].北京：石油工业出版社，2009.

[5] 康毅力，罗平亚.中国致密砂岩气藏勘探开发关键工程技术现状与展望[J].石油勘探与开发.2007，34（2）：239-244.

来源：化学工程与装备-官方网站-创刊于1972    2022年第11期  在线投稿  >>