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致密储层水平井层内定向压裂技术研究

【摘要】针对长庆超低渗储层隔夹层发育、纵向非均质性强，部分井钻遇致

密隔夹层，出现井段压不开放弃或改造不充分等问题，开展水平井层内定向压裂

技术研究试验。通过定向射孔技术实现定方位、超深穿透射孔，确保裂缝穿过致

密储层沟通主力贡献层，并优选双封单卡压裂工艺实现选择性压裂，同时采用前

置酸预处理技术降低破裂压力，确保裂缝在隔夹层正常起裂，采用组合粒径+螺

旋式加砂方式，确保裂缝顺利延伸，保证施工安全，提高施工成功率。现场试验

2口井，成功率100%，平均单井日增油8.0t，增产效果明显，为水平井增产或

稳产提供了有效技术手段。

【关键词】致密储层定向射孔双封单卡

以华庆为代表的超低渗透油藏储层致密，物性差，渗透率小于1×10-3μm2，

与国外目前开发的非常规油气资源或致密油属于同一类油藏。这类油藏采用常规

定向井开采方式单井产量低、递减快，转变开发方式，规模应用水平井开发。经

过前期不断试验和完善，形成了以“水力喷射+小直径封隔器”为主体的水力喷砂

分段压裂技术，然而该技术对于井身轨迹复杂、钻遇率低、难压开的层段难以取

得理想的改造效果，出现放弃目的层或改造不充分的情况。据统计，华庆油田长

6油层完试93口水平井，设计改造段数928段，多次试压才压开的段数264段，

占总段数28%；因施工压力高，地层难以压开而放弃段数15段，影响了单井产

量。其主要原因一方面是工艺因素，水力喷砂分段压裂工艺采用喷砂射孔、加砂

压裂一体化管柱，首先喷射器无法实现定方位射孔，方位的不确定也加剧了裂缝

起裂的困难；其次，喷射器节流作用导致施工压力高，易造成喷嘴严重磨损、脱

落或封隔器损坏，导致目的层压不开、改造不充分或压窜。另一方面是地层因素，

华庆储层致密，层内发育差油层、干层、泥质夹层等互层，纵向非均质性强，复

合层效应明显[1]，即当裂缝穿过隔夹层时，会沿着地层界面延伸，导致缝宽减

小，施工压力升高，造成裂缝纵向扩展困难，这种因素比例占65%左右。大庆油

田在葡萄花储层两口水平井上开展了可控穿层先导性试验，实现了泥岩段射孔裂

缝穿层压裂，纵向上沟通未钻遇薄互层，平均单井日增油7.8m3。借鉴大庆成功

改造经验，结合长庆致密储层地质特征，集成创新应用定向射孔技术及双封单卡

选择性压裂工艺，实现致密储层层内定向压裂，在华庆超低渗储层取得了成功，

增产效果明显。

1定向压裂工艺关键技术1.1水平井定向射孔技术

（1）优选射孔枪弹组合，提高射孔穿透深度，增加裂缝纵向沟通油层机率。

2010年以前水平井射孔主要采用89枪89弹、89枪102弹或102枪127弹

射孔，穿透深度0.50-0.65m左右，针对物性较差的油层穿透深度偏低，影响单

井产量。2011年水平井定向射孔技术取得了新的突破，结合井眼轨迹、油层钻

遇及储层物性情况，形成了水平井超深穿透定向复合射孔工艺技术。该技术采用

高效压冲式复合射孔器和超深穿透水平定向射孔器组合形成了变射孔方式、变枪

型、变相位的增压连续油管输送水平井射孔工艺[2]，采用多级延时压力起爆工

艺，一次下井完成多层射孔，并实施超二代复合射孔，穿透深度达1m以上，进

一步增大了射孔穿透深度。

综合考虑射孔穿深和施工安全性，优选了“95枪+超二代”枪弹组合，环空间

隙14.6mm，穿透深度达到1.0m以上（如表1所示）。

（2）优化射孔模式，实现射孔定方位，确保裂缝朝油层有利方向起裂扩展。

利用StimPlan压裂软件模拟隔夹层发育的储层，常规射孔与定向射孔裂缝

形态。

假设条件：通过射孔位置的不同来体现常规射孔与定向射孔的差异。常规射

孔的射孔位置在泥岩段或差油层段；定向射孔目的是实现向物性较好的储层定向

穿越沟通，因此模拟射孔位置接近油层界面。模拟结果：在油层段射孔的裂缝缝

长和导流能力都优于在差油层段射孔。

因此，根据井眼轨迹与与主力贡献层相互关系，优化了三种射孔模式。当靠

近油层下部时，采用向上120度射孔方位；在油层中部时，射孔方向采用水平或

螺旋90度方位；靠近油层上部时，采用向下120度射孔方位。

1.2双封单卡选择性压裂技术

双封单卡压裂工艺是利用导压喷砂器的节流压差使上下封隔器坐封，高压液

体由喷砂器的喷砂口进入目的层，完成对目的层压裂后，停泵，封隔器胶筒自然

回收，反洗后上提至第二个目的