蘇53區塊裸眼水平井段內多裂縫體積壓裂實踐與認識

唐 勇 王國勇 李志龍 陳守雨 杜林麟 李 偉

（1.長城鉆探工程有限公司蘇里格氣田項目部，遼寧盤錦 124010；2.東方寶麟科技發展（北京）有限公司，北京 100083；3.華北油田公司鉆采工程部，河北任丘 062552）

體積壓裂是指在水力壓裂過程中，實現對儲層全方位的改造，從而增加水力裂縫波及體積，提高初始產量和最終采收率。廣義的體積壓裂包括以下3種模式：（1）使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網絡，將可以滲流的有效儲層打碎，使裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大。適用儲層條件：巖石的脆性指數不低于50，裂縫起裂與擴展不僅是張性破壞，還存在剪切、滑移、錯斷等復雜的力學行為，壓裂形成剪切裂縫或張性裂縫和剪切裂縫的組合裂縫。（2）采用多種方法在有限的井段內增加水力裂縫條數和密度（天然裂縫也可能開啟），這些裂縫累積控制的泄流面積隨裂縫的條數、縫長、縫寬、縫高等因素變化而變化。適用儲層條件：巖石為張性破壞，壓裂形成張性縫。（3）利用儲層水平兩向應力差與裂縫延伸凈壓力的關系，實現裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力的差值與巖石抗張強度之和，形成以主縫和分支裂縫相組合的枝狀裂縫。適用儲層條件：儲層水平兩向應力差不超過4 MPa。

1 蘇53區塊體積壓裂模式選擇

1.1 蘇53區塊儲層基本特征

蘇53區塊盒8段、山1段氣藏屬巖性圈閉氣藏，儲層分布受砂體展布和物性的控制，屬無邊底水定容彈性驅動氣藏。盒8段埋深3 305～3 330 m，孔隙度5.0%～16.9%，滲透率0.1～4.5 mD，氣層分布主要受巖性控制，巖性主要為含礫粗砂巖、不等粒砂巖等，氣層平均有效厚度10.8 m，分布較穩定。山1段埋深3 150～3 500 m，孔隙度 5.0%～13.1%，滲透率 0.1～2.3 mD，巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖及少量的石英砂巖，氣層平均有效厚度11.5 m。兩段儲層孔喉結構非均質性較強，具有小孔喉、分選差、排驅壓力高、連續相飽和度偏低和主貢獻喉道小的特點。地溫梯度3.07 ℃/100 m，地層壓力系數0.87～0.94。

1.2 巖石力學參數及地應力方位測試

選取盒8段和山1段巖心，進行室內抗壓抗拉測定、硬度測量及粘聚力分析，結果如表1、表2。實驗測試表明，盒8段、山1段巖石具有硬脆性特征，巖石為張性破壞，水力壓裂容易形成張性縫。巖心測試最大水平地應力方位NE72.5～81.3°，與砂體走向垂直。已壓裂井微破裂四維向量掃描結果表明，盒8、山1段最大主應力方位均為北偏東向。

表1 單軸抗壓、抗拉、硬度測量結果

表2 黏聚力與內摩擦角測試數據

1.3 地應力大小

室內實驗測得，砂巖最小水平主應力值平均50.43 MPa，砂泥巖為 53.70 MPa，泥巖為 57.16 MPa。盒8、山1段水平應力差值較大，都在10 MPa以上，水力壓裂形成單一裂縫。

1.4 天然裂縫發育情況

儲層全區域非均質能量掃描（圖1）可知，盒8、山1段均分布有北東和北西向的天然裂縫網，天然裂縫方位與水力裂縫方位處于有利角度，水力壓裂時人工裂縫能夠溝通天然裂縫網（圖2）。

圖1 盒8、山1段天然裂縫網絡在地層中的分布

圖2 盒8、山1段人工裂縫遭遇天然裂縫后轉向延伸

1.5 體積壓裂模式選擇

依據巖石力學參數測試結果，蘇53區塊盒8、山1段巖石以張性破裂為主，壓裂形成張性縫。由于水平地應力差值較大，壓裂更易形成單一裂縫，不具備剪切裂縫和分支裂縫形成的應力條件。

根據不同儲層體積壓裂模式的適用條件，蘇53區塊盒8、山1段適合采用段內多裂縫體積壓裂改造模式。當壓裂形成橫向縫時，裸眼水平井段內多裂縫體積壓裂如圖3所示。

圖3 裸眼水平井段內多裂縫體積壓裂示意圖

2 裂縫間距優化

利用有限元數值軟件模擬分析多條橫向裂縫間間距對裂縫形態和壓后生產動態的影響，從而確定合理的裂縫間距，以發揮水平井最大產能。

模擬條件：儲層有效厚度10.8 m，裸眼封隔器卡距300 m，縫內凈壓力與隔層應力差的比小于0.8，裂縫延伸的高度可以控制在2倍的儲層厚度內，段內壓裂3～6條裂縫。

模擬表明，對多條橫向裂縫，當裂縫間距大于1.5倍縫高時，裂縫間不存在干擾。低于此界限，間距越小，裂縫間產生的干擾就越嚴重，對裂縫形態和壓后生產影響就越大。

3 段內多裂縫體積壓裂工藝的實現

水平井段內多裂縫體積壓裂是通過在封隔器卡段內一次或多次使用高強度水溶性多裂縫暫堵劑臨時封堵前次裂縫迫使流體轉向來壓開多條新裂縫的新技術，能夠獲得比常規分段壓裂大的單井有效改造體積。水平井常規分段壓裂只能動用段內滲透高的層段，更低級別滲透率層段則難于開啟。而封隔器卡段內多裂縫體積壓裂則可以有效動用段內不同滲透率級別的層段，從而提高單井產量和最終采收率。

該技術的關鍵在于每次投送暫堵劑的數量、投送方式及每條裂縫的規模和裂縫間距的控制。其實現過程：根據氣藏特點、地質特征、工藝條件、巖石力學特性，用裸眼封隔器將水平段分為幾段。根據斷裂力學理論，水力裂縫總是從物性好、斷裂韌性低、閉合應力低、破裂壓力低、抗張強度低的層段優先起裂，綜合水平段測井解釋曲線、巖石力學參數解釋成果、破裂壓力剖面分析，結合縫間干擾理論確定段內產生次級裂縫數目，從中優選出起裂點理想的若干縫，確定投送多裂縫暫堵劑用量實施封堵。

4 GX-100高強度水溶性多裂縫暫堵劑

GX-100水溶性多裂縫暫堵劑，是在地面高溫高壓下通過交聯反應以及物理法的勢能活化得到的顆粒型堵劑，是化學反應與物理勢能相互催化的復合體。一次交聯是在生產時完成物化反應，形成顆粒，在應用時，顆粒隨液體進入孔眼和裂縫后，在壓力差下獲得勢能后繼續反應交聯，形成高強度的濾餅。從而具備顆粒性的高強度，又具備了交聯型堵劑的良好封堵率。具備了用量少、形成壓差大、壓后完全溶解無污染的特點。

GX-100水溶性多裂縫暫堵劑具有很高的承壓能力，最高可承受80 MPa壓差，封堵率高，封堵效果好，在壓裂液、酸液里可以完全溶解，不會造成新的傷害，內含表面活性劑，有利于助排，投入方法簡單，不會給壓裂設備帶來新的負擔，所需的壓力和封堵時間，可以通過應用量劑大小、成分組成、顆粒大小控制。

針對不同儲層特性、不同封堵控制的作用，經過擬合計算確定不同的有效用量。通過特殊工藝，可實現支撐劑均勻分布在裂縫中，控制裂縫延伸有效長度，實現多裂縫的形成，實現裂縫轉向。用量3～5 kg，可以使支撐劑均勻分布在裂縫中；用量8～10 kg，可以控制裂縫的有效縫長；用量15～20 kg，在加砂過程中或二次加砂前，在地應力條件允許下可以形成轉向裂縫；用量50～100 kg， 可以使再次開啟的裂縫位置發生變化，形成新的平行裂縫。

5 現場試驗及壓后效果

實例1：蘇53-78-38H井垂深3 334 m，水平段長1 000 m，地層溫度108.5 ℃，地層壓力系數0.824，目的層盒8段，壓裂形成橫向縫。依據段內多裂縫體積壓裂理論，設計7段12條縫，?88.9 mm油管注入，注入壓裂液3 890.7 m3，加入中密度高強度陶粒420.0 m3，平均砂比23.5%，最高砂比33.4%，施工排量3.6 m3/min。壓后排液火焰高度20～25 m，排液速度高于常規分段壓裂水平井。2011年12月1日投產，針閥控制生產，截止到2012年12月9日，套壓8.81 MPa，套壓下降速率0.032 6 MPa/d，油壓1.25 MPa，累計產氣4 553.54×104m3，單位壓降產氣量374.47×104m3/MPa。該井施工情況見圖4。

圖4 蘇53-78-38H井段內多條橫向裂縫體積壓裂示意圖及加砂壓裂施工曲線

根據微破裂四維影像壓裂裂縫監測解釋結果（圖5），通過在壓裂段內投入多裂縫堵劑，臨時封堵前次裂縫迫使流體轉向來達到壓開多條新裂縫的技術在盒8段是完全適用的，壓后增產效果顯著。

圖5 蘇53-78-38H井裂縫監測解釋結果及壓后生產曲線

實例2：蘇53-78-27H井垂深3 377.5 m，水平段長1 000 m，地層溫度102.6 ℃，地層壓力系數0.87，目的層山1段，壓裂形成橫向縫。依據段內多裂縫體積壓裂理論，設計5段15條縫，?88.9 mm油管注入，長短縫布縫，注入壓裂液5 833.1 m3，加入中密度高強度陶粒660.0 m3，平均砂比20.7%，最高砂比30.5%，施工排量3.8～4.0 m3/min。2012年5月28日投產，針閥控制生產，截止到2012年12月10日，套壓16.11 MPa，套壓下降速率0.032 9 MPa/d，油壓1.18 MPa，累計產氣 3 646.53×104m3，單位壓降產氣量561.87×104m3/MPa。該井施工情況見圖6。

圖6 蘇53-78-27H井段內多條橫向裂縫體積壓裂示意圖及加砂壓裂施工曲線

根據微破裂四維影像壓裂裂縫監測解釋結果（圖7），通過在壓裂段內投入多裂縫堵劑，臨時封堵前次裂縫迫使流體轉向來達到壓開多條新裂縫的技術山1段是完全適用的，壓后增產效果良好。

圖7 蘇53-78-27H井裂縫監測解釋結果及壓后生產曲線

6 壓后效果對比及經濟效益分析

蘇53區塊共試驗6口段內多縫體積壓裂井。分別從這6口井對應的上下左右方位相鄰最近處各選取2口物性相近井，對該工藝與常規分段壓裂水平井、長水平段分段壓裂水平井、常規分段大規模壓裂水平井進行對比分析，主要對比套壓下降速率、單位壓降產氣量、累計產氣量等關鍵指標（圖8、圖9）。對比井目的層盒8、山1，水平段長1 000～1 200 m，長水平段井水平段長1 750～2 200 m。

圖8 段內多裂縫體積壓裂與常規分段壓裂套壓下降速率對比曲線

圖9 段內多裂縫體積壓裂與常規分段壓裂單位壓裂采氣量對比曲線

由圖8可以看出，投產150 d后，段內多縫體積壓裂井套壓下降速率最低；當生產時間超過150 d，段內多縫體積壓裂井單位壓降采氣量接近長水平段分段壓裂井，生產時間越長，單位壓降采氣量優勢越明顯。對類比井的套壓降和累計產量進行生產曲線擬合，確定產量遞減方程。

根據產量遞減方程預測（圖10），段內多縫體積壓裂水平井單井平均最終累積產量12 267萬m3，而常規分段壓裂水平井平均單井最終累積產量8 027萬m3，常規分段大規模壓裂水平井平均單井最終累積產量9 671萬m3。

圖10 段內多裂縫體積壓裂井與常規分段壓裂水平井產量遞減方程對比曲線

7 結論與認識

（1）高精度巖石力學參數及地應力連續剖面解釋技術是裸眼水平井段內多裂縫體積壓裂技術的核心，解釋結果與實際誤差不超過5%。

（2）多裂縫暫堵劑的投送時機、投送方式和使用量是實現段內多裂縫的關鍵。

（3）采用段內多裂縫壓裂工藝，能夠實現利用一段工具改造多個滲透率級別層段的目標，大幅度減少下入分段工具數量，降低施工風險和生產成本。

（4）適度加大單條裂縫改造規模和增加水平段裂縫密度，能夠提高水平井一次動用儲量，實現區域體積改造目的，大幅度提高氣井產量。

（5）增加水平段水力裂縫密度有利于初期的高產和長期的穩產。

（6）段內多裂縫體積壓裂技術同樣適用于套管和裸眼完井的致密油藏、頁巖氣水平井體積壓裂改造。

（7）段內多裂縫體積壓裂技術為有效動用水平段所有儲層提供了可行的技術手段。

［1］MEYER B R， BAZAN L W， JACOT R H.Optimization of Multiple Transverse Hydraulic Fractures in Horizontal Wellbores［R］.SPE 131732， February 2010.

［2］MOUSLI N A， RAGHAVAN R， CINCO-LEY H.The influenceof vertical fractures intercepting active and observation wells on interferencetests［J］.SPEJ，December 1982：933-944.

［3］雷群，胥云，蔣廷學，等.用于提高低–特低滲透油氣藏改造效果的縫網壓裂技術［J］.石油學報，2009，30（2）：237-241.

［4］陳守雨，劉建偉，龔萬興，等. 裂縫性儲層縫網壓裂技術研究及應用［J］.石油鉆采工藝，2010，32（6）：67- 71.

［5］陳守雨，杜林麟，賈碧霞，等. 多井同步體積壓裂技術研究［J］.石油鉆采工藝，2011，33（6）：59- 65.

［6］BO Song， CHRISTINE Ehlig-economides.ratenormalized pressure analysis for determination of shale gas well performance［R］.SPE 144031.

［7］SOLIMAN M Y， HUNT J L， EL Rabaa W.On fracturing horizontal wells［J］.SPE 18542， November 1988.

［8］STEHFEST H.Numerical Inversion of Laplace Transforms［J］Comm. ACM， 1970（13）:47-49.

［9］STEVENS W F，THODOS G.Prediction of approximate time of interference between adjacent wells［J］Journal of Petroleum Technology, 1959, 11（10）：77-79.