薄互层定点多级脉冲式压裂技术研究

杜现飞， 张 翔， 唐梅荣， 黄蓬刚

(1 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院 2低渗透油气田开发国家工程重点实验室)

鄂尔多斯盆地长6-8油藏资源量大，分布稳定，是长庆油田实现5 000×104t长期稳产战略目标的重要资源基础[1]。该类油藏岩性致密、物性差，纵向上砂泥层共生、层内泥质及钙质隔夹层发育，岩石力学、地应力、脆性等参数变化较大[2]，前期采用混合水体积压裂工艺难以实现各段油层充分动用，单井产量较低(试油产量一般为4～8 t/d)，因此急需研究应用新型压裂技术。本文针对致密薄互层压裂地质特征，业内首次开展大型物理模拟和可视化平行板实验剖析了前期低产因素，提出了提高储层纵向动用程度和增加横向支撑裂缝长度的技术方向，通过优选目的层段和射孔位置、优化射孔方式、革新加砂程序，最终形成了适用于致密薄互层的定点多级脉冲式压裂技术。

一、致密薄互层油藏特点

以鄂尔多斯盆地合水南地区长6-8致密薄互层为研究对象，通过对目标区块油藏地质特点及储层特征研究，可以发现该类油藏一般具有下面典型特征：

(1)储层岩性复杂，纵向非均质性强，渗透率低。研究区块储层岩性主要为灰色泥质粉砂岩与浅灰色油迹细砂岩、褐灰色油斑细砂岩和灰黑色泥岩不等薄互层，且储层横向变化大，物性较差。孔隙度小于11%，渗透率小于0.3 mD，为超低渗-致密储层。

(2)纵向上岩性、力学参数变化频次高，层间差异大。纵向上含油井段主要分布在10～25 m之间，油层较多，平均5层/井，通常砂泥互层，平均砂泥比1 ∶7；岩性平均每米1.47次变化，最小尺度仅1 cm左右；层间动态弹性模量最大差异20 GPa，静态弹性模量最大差异15 GPa，水平最小地应力差2.5～5.5 MPa。

(3)层内水平两向应力差大，岩石脆性指数低。研究区块层内两向水平地应力差5.5～7 MPa，岩石脆性指数40%以下，与盆地其他区块相比，体积压裂难以形成复杂裂缝，纵向多层充分改造难度大[3]。

二、薄互层水力裂缝扩展规律

1.物理模拟实验

1.1 实验方案设计

在给定的三轴围压条件下，采用混凝土试件进行了15组物模实验(见表1)，研究层间力学性质差异以及薄互层厚度、不同层数条件下对裂缝扩展的影响[4-5]。

1.2 实验结果分析

薄互层间力学性质差异导致水力裂缝在纵向上扩展的能力变弱，随着层间最小水平地应力差和弹性模量差的增加，对水力裂缝的缝高扩展抑制作用愈加明显，水力裂缝进入高应力层的面积逐步减小。

水力裂缝穿越薄互层时发生曲折扩展，储层厚度一定时，薄互层层厚变薄(或层数增加)，将增加缝高曲折扩展的程度(见表2)。

表1 薄互层物模实验方案设计汇总表

注：试件大小为30 cm×30 cm×60 cm。

表2 上下层不同弹性模量、最小水平应力差条件下裂缝形态表

2. 数值模拟分析

由于在实验室尺度下，裂缝宽度不易被测量，故采用数值模拟手段研究水力裂缝在薄互层间扩展时缝宽的变化[6-7]。数值模拟结果(图1、图2)表明：水力裂缝在层间扩展时，缝高扩展受到抑制，且高应力、高弹性模量层中的缝宽较窄；随着层间最小水平地应力差和弹性模量差的增大，缝宽紧缩程度越明显。

图1 不同层间最小水平地应力差下缝宽-缝高界面

图2 不同层间弹性模量差下缝宽-缝高界面

三、支撑剂运移规律实验

为了评价不同液体的携砂性能和现有加砂方式的工艺有效性，利用大型可视化平板裂缝模拟系统，寻求能够减缓滑溜水压裂时支撑剂沉降并提高有效支撑缝长的加砂方式。

1. 实验方案

常温常压下，保持支撑剂类型、排量不变，通过对比不同液体和加砂方式下支撑剂在可视化平板中的砂堤长度，研究支撑剂在裂缝中的沉降运移规律[8]。具体方案见表3。

2. 实验结果

实验结果(表4)表明，相比胍胶基液，滑溜水携砂性能差，恒定砂比注入时支撑剂易沉降导致横向输送距离较短(2 m左右)；采用脉冲式注入方式可改善支撑剂铺置剖面，增加近井筒裂缝铺砂浓度，提高横向输送距离50%。

表4 不同液体类型和加砂方式下支撑剂铺砂情况表

四、定点多级脉冲式压裂优化设计

1. 优选射孔位置及工艺

根据物模实验和数值模拟统计分析，建立了基于层间应力差和弹性模量差的射孔位置优选图版(图3)。

图3 岩石力学参数-射孔位置优选图板

区域I：优选高应力层或高弹性模量层进行射孔；区域Ⅱ：优选高弹性模量层进行射孔；区域Ⅲ：优选高应力层进行射孔；区域Ⅳ：对全部目标层实施射孔并分级改造。利用水力喷砂射孔工艺特有的定点射孔、点源起裂、裂缝导向性强的技术优势，控制薄互层人工裂缝起裂位置及扩展方向[9]，提高纵向多薄层裂缝系统复杂程度。

2. 优化脉冲加砂间隔时间

数值模拟了不同脉冲间隔下支撑剂的分布特征，模拟结果表明，脉冲时间越短，支撑剂趋向连续铺置；脉冲时间过长，支撑剂铺置过稀，裂缝将会闭合。

脉冲间隔60 s时，有效支撑缝长较120 s时增加20%左右，考虑到现场脉冲加砂装置的实际性能，优化脉冲间隔为100 s。

五、现场试验

针对合水油田储层特征，优化了定点多级脉冲式压裂工艺参数，累计开展现场试验74口井，试油产量由前期的4～8 t/d提高到19.5 t/d，投产初期较对比井日增油1.2 t/d以上，增产效果显著。

1. 工艺及参数优化

由于合水油田致密薄互层纵向上岩石力学、地应力、脆性等参数差异大导致难以形成复杂缝网，且裂缝扩展形态多变、裂缝有效支撑程度低，优化采用定点多簇射孔、纵向多级压裂、混合压裂液体系和脉冲式加砂方式，结合储层渗透率和纵向储隔层配置条件，运用三维压裂软件进行了压裂参数优化，模拟结果见表5。

2. 实例分析

合水油田N185井油层厚度15.8 m，渗透率0.11 mD，孔隙度10.1%，纵向砂泥互层叠合，层间静态弹性模量差最大22 GPa，最小水平地应力差最大5.5 MPa。建立该井纵向岩性-力学参数剖面，利用可压性及物性综合评价体系优选出3个射孔簇进行多级改造(图4)。

该井采用水力喷射环空加砂压裂方式[10]，优化单级液量400 m3，单级砂量40 m3，施工排量6.0 m3/min，砂比12.0%，脉冲次数16次；最终试排日产油55.34 t，较邻井笼统体积压裂提高2～4倍；缝高测试和裂缝拟合表明，储层纵向动用程度提高50%，横向有效支撑缝长增加30%，实现了薄互层充分动用的工艺目的。投产初期日产油3.23 t，与邻井笼统体积压裂相比平均日增油1.2 t以上。

表5 合水油田长7储层压裂参数模拟结果

图4 N185井纵向工程甜点优选结果

六、结论

(1)裂缝扩展规律物模实验证实：薄互层间力学性质差异使得水力裂缝在纵向上扩展的能力变弱，水力裂缝穿越薄互层时易发生曲折扩展，从而导致储层纵向动用程度较低。

(2)支撑剂运移规律物模实验证实：常规阶梯式加砂方式，相比高黏液体系，滑溜水压裂液由于黏度较低，支撑剂易沉降使得充填效果不理想，从而导致横向支撑裂缝长度较短。

(3)提出了针对薄互层储层特征的定点多级脉冲式压裂工艺设计方法，通过定点射孔控制裂缝起裂和扩展，通过多级压裂改造纵向多个目标层，通过脉冲式加砂改善支撑剂充填效果。

(4)在合水油田长7储层累计试验74口井，平均试排产量由前期的4～8 t/d提高到19.5 t/d，投产产量较对比井增油1.2 t/d以上，采用该工艺可以实现致密薄互层提高纵向动用程度和增加横向支撑裂缝长度的目标。

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