q422-1井低滲透薄互層油藏壓裂裂縫幾何形態影響因素探討

隋向云，陳紫薇，周 琳，張紹嶺

（1.中國石油大港油田公司石油工程研究院，天津大港300280；2.中國石油西部鉆探工程有限公司）

薄互層油藏壓裂的問題在于施工成功率低，效果不理想。分析認為其原因主要是砂泥巖互層，物性差，非均質性強，形成的裂縫窄，井口壓力對砂濃度變化較為敏感，高砂比加砂難度大，易造成砂堵；施工時一般采用大排量施工，泥巖部分占裂縫的比例大，排量高，對泥巖剝蝕嚴重，污染支撐帶。針對這些問題，在壓前地層評估、充分認識儲層的基礎上，采用先進的全三維GOHFER 壓裂設計軟件，對具有典型薄互層特征的油井分析壓裂裂縫幾何形態影響因素，并進行壓裂工藝設計參數優化和現場實施效果評價。

1 壓裂裂縫形態影響因素及對策

以ZQZ油田q422區塊q422-1井為例。該井的解釋平均滲透率13.92×10-3μm2，平均孔隙度10.60%，平均厚度1.68 m，最大層厚4.5 m，最小層厚0.9 m，6層跨度為36.4 m，具有典型的薄互層的特點。本文使用全三維的GOHFER2005 壓裂設計軟件系統分析影響裂縫幾何形態因素。

1.1 基本情況分析

q422斷塊只有一口井q422-1井，油層物性數據見表1。分析認為：

表1 q422-1井油層物性數據

（1）q422-1井壓裂目的層11.8 m／7 層，平均厚度不足1.7 m／層，目的層中最大滲透率25.2×10-3μm2，最小滲透率0.3×10-3μm2，7個層中有3個干層，2個低產油層，為泥砂巖薄互層。這類油藏壓裂存在的主要問題在于：儲層物性差，非均質性強；壓裂形成的裂縫窄，井口壓力對砂濃度變化敏感，高砂比加砂難度大。

（2）q422-1井儲層物性差，為低孔低滲儲層。

（3）鄰井q422井數據表明油層原油物性較好。

1.2 壓裂液流變性對裂縫幾何形態的影響

在施工規模和其它地層參數不變的條件下，改變壓裂液性能參數，用三維壓裂設計軟件模擬壓裂裂縫幾何尺寸如圖1（圖中橫坐標為裂縫長，縱坐標為裂縫高，紅顏色代表裂縫比較寬，綠顏色代表裂縫比較窄，黃顏色居中；灰色部分中縱向曲線為應力曲線，橫向直線為改造目的層厚度，后面該類圖形均是如此。）。結果表明，壓裂液粘度過低，形成的裂縫窄，特別是儲層物性差的薄油層支撐劑不易進入，得不到有效改造，且施工困難，剖面顯示施工出現砂堵，無法按照設計完成施工，無疑對壓裂改造效果和儲層認識程度有極大的影響；壓裂液粘度太高，裂縫縱向延伸過量，支撐劑被填入夾層和非目的層，形成無效支撐，目的層得不到充分的改造，形不成有效裂縫，影響壓裂改造效果；只有當壓裂液流變性適宜，才能形成合理的裂縫，為施工成功和提高壓裂效果提供保證。

圖1 中粘度壓裂液裂縫寬度圖

1.3 施工排量對裂縫幾何形態的影響

使用三種排量進行模擬計算，不改變加砂規模和液量，改變施工排量，觀察對裂縫形態和導流能力等的影響，模擬排量分別為3 m3／min、4 m3／min、5 m3／min，壓裂裂縫幾何尺寸模擬結果見表2、圖2。由以上結果可以看出，施工排量越大形成的裂縫越高，層與層之間的聯通性越好，支撐縫長有所降低，平均縫寬有所增加，導流能力也大幅提高。尤其是針對薄互層油藏，適當提高施工排量有助于溝通薄層，增加縫寬，提高裂縫的改造程度，降低施工風險。但排量要合理，施工排量過高易壓開非目的層，造成浪費。

圖2 排量4 m3／min裂縫寬度圖

表2 不同排量下裂縫幾何尺寸模擬結果

1.4 不同施工規模對裂縫幾何形態的影響

分別采用平均砂比為20%、25%、30%、35%的泵注程序，分析對裂縫形態和導流能力的影響，模擬壓裂裂縫結果見表3、圖3。可以看出，砂比越高加入同樣多支撐劑所需的相對液量越小，對地層的污染減少，造成的裂縫規模也相對減小，但支撐濃度和導流能力均有所上升，近井筒的縫寬也更大。但盲目追求高砂比易造成施工困難，降低施工成功率，而且有可能壓開非目的層，造成浪費。對于薄互層壓裂，由于層薄且層間溝通不佳，造縫相對較窄，砂比不宜過高。

圖3 平均砂比25%裂縫寬度圖

表3 不同平均砂比裂縫幾何尺寸模擬結果

1.5 不同加砂時機對壓裂裂縫幾何形態的影響

圖4為用三維壓裂設計軟件模擬只注前置液支撐裂縫寬度隨時間變化曲線，由曲線可以看出，由于濾失因素的影響，排量越小濾失量相對較大，達到預期縫寬所需的前置液量越多；表4為不同施工排量與前置液量造縫寬度模擬結果數據表。綜合分析表明，適宜的加砂時機應結合具體井的施工排量確定。

表4 施工排量與前置液量造縫寬度模擬結果

圖4 排量5.0m3／min支撐裂縫平均縫寬變化曲線

2 壓裂工藝參數優化及現場實施

通過以上分析，本文用三維壓裂設計軟件對q422-1井進行了設計優化（表5），并根據優化工藝參數進行了現場實施，施工曲線見圖5。

表5 泵注程序表

由圖5可以看出：該井施工注前置液中期油管壓力始終上升，表明該井具有典型的薄互層特點，由于初期裂縫擴展較為困難，壓力升高后一些物性較差的層及一些薄隔擋層被壓開，由于設計前置液量充足，直到加砂前油管壓力才趨于平穩并開始下降，說明該井的加砂時機選擇比較合理；加砂后期，壓力有所上升，分析認為由于后期大粒徑高砂比支撐劑到達地層，由于薄互層造縫較窄油管壓力出現上升趨勢，說明此時砂量已達極限，施工按照設計順利完成。

該井壓后效果顯著，具體結果見圖6。

圖5 q422-1井壓裂施工曲線圖

圖6 q422-1井壓后采油生產曲線

3 結論

（1）q422-1井壓前日產油3.2 t，壓后自噴，初期平均日產15.5 m3，說明壓裂改造有效地改善了儲層滲流條件。

（2）q422-1井具有壓裂目的層井段長，層多且較薄，滲透率低，層間差異較大，低滲透、薄互層儲層的特點，綜合考慮壓裂液前置液量、砂比、支撐劑粒徑和排量對壓裂裂縫的影響，優化設計采用適當的前置液量，以低的支撐劑濃度起步，30%～40%的支撐劑濃度確保加砂量，尾追高濃度支撐劑，提高了壓裂效果。

（3）施工曲線顯示，q422-1井具有典型的薄互層特點，由于初期裂縫擴展較為困難，壓力升高后一些物性較差的層及一些薄隔擋層被壓開，由于設計前置液量充足，直到加砂前油管壓力才趨于平穩并開始下降。加砂后期大粒徑高砂比支撐劑到達地層，由于薄互層造縫較窄油管壓力出現上升趨勢。較高的前置液量，大施工排量，使裂縫擴展比較充分，確保了施工成功。

（4）薄互層壓裂裂縫幾何形態受壓裂液流變性、施工排量、施工規模和加砂時機影響較大，選好設計參數和液體對薄互層壓裂效果至關重要。