双229块体积压裂工艺优化与应用

张林鹏

摘 要：受双229块压裂现场限制，未能实现连续注入，需停泵约2-3h，停泵期间，随着改造储层中流体由井筒中心高压区沿裂缝方向向远离井筒的低压区扩散，压力逐渐降低，因无充足支撑作用，裂缝存在闭合风险;在实施高强度加砂过程中，油井出现加砂过程中压力上涨过快、压裂后返排吐砂情况严重，支撑剂未能实现有效支撑。优化压裂连续泵注程序和设计参数，对区块压裂改造效果的提升和经济效益最大化，具有十分重要的意义。

关键词：体积压裂;连续泵注;加砂强度;大排量压裂

1 概况

双229区块构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷中南段清水洼陷北部，中央凸起西侧，含油层位主要为砂一段，属中低孔、低—特低渗的油藏。自开发以来，该区块储层压裂改造工艺先后经历了常规油管压裂技术、封隔器滑套分层压裂技术、高液体强度油管压裂技术、套管体积压裂技术、套管体积压裂技术（优化参数）四个阶段。

2 存在问题

2.1 液量需求量大，需中途停泵补液，裂缝未及时支撑，影响压裂最终效果

受双229块压裂施工现场和施工方罐体规模的限制，在套管体积压裂试验阶段，实施的套管体积压裂过程中，未能实现泵注程序的连续注入。随着改造储层中流体由井筒中心高压区沿裂缝方向向远离井筒的低压区扩散，压力逐渐降低，因无充足支撑作用，裂缝存在闭合风险，影响体积改造效果。

2.2 高强度加砂，存在砂堵和吐砂风险，储层改造效果并未实现明显提升

在体积压裂加砂强度的设计上，考虑到大排量的泵送和高液量的造缝能力，平均液体强度达到58m3/m，设计平均加砂强度达到3.9m3/m，加砂强度较常规油管压裂提升1.5倍以上。在实际施工过程中，部分油井出现加砂过程中压力上涨过快、压裂后返排吐砂情况严重等情况的发生，支撑剂未能实现有效支撑。

3 泵注程序及压裂参数优化过程及应用情况

为实现双229块体积压裂改造更充分，实现泵注程序的连续施工;并以从效益和压裂效果为出发点，根据储层条件和体积压裂先进理论，调整液体和加砂强度，为双229块的储层压裂改造，提供有力的技术支撑。

3.1 试验与优化过程

3.1.1 连续泵注程序，及时支撑裂缝，保证压裂效果

大排量、高液量套管体积压裂的最主要特点，双229块双层体积压裂的施工规模一般在1800-2400方左右，最大施工排量在12-14方/min，设计的施工参数对压裂车组和供液能力要求极高。借鉴采取大排量套管体积压裂的页岩焦AB-5HF井压裂前置液阶段中途停泵的地震监测数据，推断出在前置阶段中途停泵，会导致人工缝网的主裂缝延伸扩展受限，不利于增大改造体积。另外，由于泵入滑溜水阶段未对裂缝进行支撑，停泵后在压裂液滤失的作用下，地层压力下降，人工裂缝开始闭合，造成压裂能量损失，对体积压裂改造效果产生负面影响。因此，双229块体积压裂过程中在打入前置冻胶和滑溜水后中进行停泵补液，会导致主裂缝带延展受限，压裂过程中的能量损失导致裂缝闭合，最终导致改造体积偏小。

鉴于上述问题，在双229块采用了双层地罐的施工工艺方案，确保一次备液满足施工需求，在12-14方/min排量的前提下，满足2500方液量连续施工。实现体积压裂人工缝网延伸到更深处，促进缝网进一步复杂化，并在第一时间形成支撑，提升储层的改造体积范围。

3.1.2 秉承复杂缝网原则，创新砂液强度，增强体积压裂效果

基于体积压裂是以打碎储层形成剪切滑移缝为主要目的理念和双229块岩石脆性指数高达59.7%的特点，确定了“大液量、大排量造缝，低砂量支撑”的技术思路：一是前置液和低砂比阶段分别采用低黏度的滑溜水压裂液比较容易进入天然裂缝的特性，同时通过大排量使天然裂缝开启，形成复杂缝网;二是加砂阶段采用超级胍胶压裂液同时对张开的天然裂缝进行有效支撑，实现低密度、远距离支撑;三是加砂后期采用冻胶压裂液造主缝和保持主裂缝的高导流能力。

通过增加液體强度和降低加砂强度的优化设计，平均加砂强度由3.9m3/m下降到2.7m3/m;液体强度由57m3/m增加到141m3/m。通过压后生产数据对比分析，双229块两个油组在增加液体强度、降低加砂强度的情况下，多数油井的产量和平均日产量较之前有一个较大程度的提高。

4 结论与建议

在开展体积压裂过程中，压裂设计与现场实施的紧密结合，实现体积压裂施工的连续性施工，实现体积压裂人工缝网延伸到更深处，促进缝网进一步复杂化，并在第一时间形成支撑，提升储层的改造体积。是有效保证充分发挥体积压裂效果的必要手段之一。

大排量、高液量、低砂比是脆性岩石储层开展体积压裂的发展方向。通过大排量、高液量滑溜水打碎储层造成剪切滑移，形成非平面对称剪切裂缝（弯曲缝、多裂缝），是获取较高的导流能力的科学手段。

参考文献：

[1]张子明.辽河油田外围低孔低渗储层压裂改造技术研究[D].青岛：中国石油大学（华东），2010：43-46.