大牛地气田同步压裂工艺应用研究

申贝贝 何 青 陈付虎 张永春

(中石化华北分公司工程技术研究院，郑州 450006)

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，主要含气层位为石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组，是一套完整的海相潮坪 — 近海三角洲—陆相辨状河沉积层序［1］。气田在纵向上发育7套主力气层，储层平均孔隙度为7.62% ～10.27%，平均渗透率为0.55 ×10-3～ 1.36 ×10-3μm2，压力系数为0.8～1.0，表现为典型的低孔、低渗、低压气藏，自然产能低，开发难度大［2］。

针对大牛地气田岩性圈闭、致密、低渗、自然产能低等难点，在实践中采用水平井裸眼预置管柱分段压裂工艺技术，有效地提高了单井产量，增加了储量动用率，实现了气田的经济高效开发。目前气田天然气年产能达25×108m3［3］。但是，目前气田开发技术相对单一，气田储量品质不断下降，急需探索更高效的开发手段。

1 同步压裂工艺

丛式水平井组布井法是在井场部署多口水平井，平均单井土地占用面积少，道路、气站、管线等地面设施重复投资低，便于集中管理。国外丛式井组压裂实践中最常用的是同步压裂工艺(simultaneous fracturing)，该技术是指对2口或2口以上的配对井进行同时压裂，使压力液及支撑剂在高压下从一口井流向另一口井运移距离最短，以增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积，利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的的程度和强度，最大限度地连通天然裂缝。同步压裂最初是指2口互相接近且深度大致相同水平井间同时压裂，目前已发展成3、4口井同时压裂。

一般情况下，同步压裂井的井眼轨迹方位都与最小水平主应力一致，并且处于相同的深度。各水平段的每一级压裂同时进行，压裂顺序从水平段的趾端到跟端。所钻水平井之间的间距等于水平井压裂主裂缝的长度，并在压裂级数非常近的情况下进行同时压裂，直到所有的压裂完成后进行返排。一系列裂缝组在横向和纵向上产生，形成有效的压裂裂缝网络，并使各水平井有效连通，从而使流动通道减少了近井地带可能产生的弯曲通道。

2006年，同步压裂工艺首次在美国Ft.Worth盆地的Barnett页岩采气中得到应用［4］。作业者在水平井段相隔152～305 m的2口平行水平井配对井之间进行同步压裂作业。由于压裂井的位置接近，如果依次对2口井进行压裂，可能导致仅在第2口井中产生流体通道而切断第1口井的流体通道。而同步压裂工艺能够使被压裂的2口井的裂缝都达到最大化，相对于依次压裂工艺来说见效更快。实施作业后，2口井均以相当高的速度进行生产，其中1口井以日产25.5×104m3的速度持续生产30 d，取得了较好的压后效果。2009年，Continental Resources公司在Woodford页岩中进行套管井声波测井［5］，并实施“射孔 +同步多段压裂”作业，压后增产效果和费用均显示出一定的优势。

同步压裂工艺在国外油气开发中应用广泛，特别是当区块开发比较充分且井眼密集时，通过对多口井进行同步压裂能够获得比依次压裂更好的效果。但目前在国内，同步压裂还只是一个较新的概念，应用较少，其技术可行性还有待进一步实践。

2 同步压裂缝间干扰

水平井同步压裂形成复杂缝网的过程实质是人工裂缝在地层中同时延伸的过程，而延伸诱导应力场作用机制决定了同步压裂的裂缝展布情况［6］。

研究表明，油气井的注入作用会引起地应力的变化:一是注入流体进入储层，增加孔隙压力，引起地层容胀，产生孔隙弹性应力;二是注入流体与储层岩石之间存在的温度差导致地层温度降低，从而产生岩石热弹性应力，降低储层中的有效应力［7］。

在地层内扩展延伸的过程中，单一人工裂缝对原地应力场产生的附加诱导应力可用半无限裂缝模型或者便士模型计算求解［8-9］。但对于多缝应力干扰而言，多个诱导应力场的叠加计算繁琐。本次研究应用不连续位移法(DDM)［10］定量表征分析多缝间的应力干扰。该方法可以求解任意裂缝中j个单元不连续位移诱导裂缝i个单元的应力场，其数学表达式如式(1)所示，其基本原理如图1所示。

图1 多缝间应力干扰原理图

Cheng通过上述不连续位移方法，计算出3条人工裂缝同时存在情况下储集层中任一位置处最小、最大水平扰动值(如图2所示)［11］。图中，压应力为正值，剪应力为负值。对比分析可知，垂直于裂缝方向上诱导最小水平应力大于最大水平应力，最大差值可达到2.76 MPa。

图2 裂缝诱导产生的水平应力值分布

陈守雨等人通过注入诱导应力理论数值模型，模拟计算出注入流体引起的诱导热弹性应力和孔隙弹性应力。结果表明，诱导应力的变化从负值到正值，这种变化趋势主要受径向距离和注入时间控制。同时，人工裂缝表面切向上的应力变化比径向上的应力变化偏大，切向应力突变最大值可达到15 MPa左右，即诱导应力变化到一定程度时地层内水平应力会发生重新定向［12］。

这些研究均表明，人工裂缝的切向诱导应力变化大于径向诱导应力变化，达到一定程度时地层水平应力将重新定向，裂缝会实现缝内转向。对于大牛地气田水平最小主应力差较小的地层而言，利用同步压裂所产生的诱导应力场，可以实现裂缝的缝内转向，形成具有一定规模的缝网结构，有效地提高压裂改造体积。

但改变应力的过程需要配合相应的压裂方式［12］。首先以小排量起裂，再以恒定排量大量注入与地层配伍的低黏度流体，诱导同步压裂井产生热弹性应力和孔隙弹性应力，改变同步压裂井的初始应力状态，实现初次应力重定向，最后在同时进行大规模低砂比的同步压裂施工。

3 DP43井组现场试验

3.1 DP43井组现场概况

DP43井组位于鄂尔多斯盆地大牛地气田下石盒子组盒1段，为同层双向的丛式水平井组，生产中均采用裸眼预置管柱完井方式。室内分析测试结果表明，大牛地气田盒1气层砂岩储层最小水平主应力为39.68 ～43.34 MPa，最大水平主应力为 49.39 ～49.56 MPa，最大水平主应力和最小水平主应力差值约为6.05 ～9.88 MPa，低于 15 MPa的临界诱导应力值。

盒1段地层应力状况表明，压裂改造时产生的切向诱导应力只要足够大即可实现水平应力的重新定向，该地层具有通过同步压裂形成复杂缝网结构的地质基础。

3.2 同步压裂工艺现场试验

借鉴国外页岩气水平井丛式井组同步压裂改造方法，现场试验井组内相邻2口配对水平井DP43-3H和DP43-5H同步压裂。综合考虑2口井的位置，并分析应力干扰的诱导应力，优化裂缝参数和压裂施工参数，结合同步破胶、液氮伴注工艺技术，应用成熟的HPG压裂液体系，压后同时放喷排液。此外，相邻水平井DP43-1H采用单井逐段压裂。

DP43-3H和DP43-5H水平井均分9段实行压裂，同时起泵，同时压裂，压裂结束后同时放喷求产。3口水平井均采用一点法试气求产，其中DP43-3H和DP43-5H井实施同步压裂试气，分获无阻流量20.41×104m3/d和27.51 ×104m3/d，而单压水平井DP43-1H试气无阻流量为18.08×104m3/d。同步压裂改造效果明显，DP43-5H单井无阻流量为同期大牛地气田盒1段气层最高单井产量。同时，地面微地震和地面测斜仪监测解释结果表明，同步压裂水平井缝间和井间裂缝干扰现象明显，压裂改造体积明显大于单压水平井。

相较单井压裂工艺，同步压裂工艺还可以有效地提高压裂设备的利用率，并节省大量的人力和物力，实现井组和气田的高效开发。

4 结语

(1)不连续位移法和理论数值模型计算结果表明，同步压裂产生的诱导应力能够重新定向地层应力，实现裂缝的缝内转向，增加改造体积，提高改造效果。

(2)大牛地气田盒1段气层具有地层应力重新定向的地质基础，同步压裂在DP43丛式井组配对井中应用效果显著，不仅可提高压裂设备的利用率，而且能有效地扩大压裂改造体积，提高单井控制储量和压后产量。

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［12］陈守雨，杜林麟，贾碧霞，等.多井同步体积压裂技术研究［J］.石油钻采工艺，2011，33(6):59-65.