低滲薄互層深層油氣藏多層壓裂工藝技術

聶建華

（中原油田內蒙探區勘探開發指揮部，河南濮陽 457001）

中原油田東濮老區目前已進入高含水開發后期，剩余油高度分散，油水關系極其復雜，挖潛對象轉向薄互層。該類儲層具有連通性差，縱向上“兩薄”，即油層薄、其相鄰隔層也薄，砂泥巖交互，跨度大，物性差等特點；早期考慮到隔層厚度薄、縫高容易失控，多層壓裂易卡管柱，薄互層壓裂多采用大規模合壓方式，壓后初期產量高，遞減快；分析影響壓后效果的主要原因是合壓方式改造精細程度不夠、部分層段得不到有效改造；因此，開展安全可取式多層壓裂管柱及工具系列研發，多層壓裂優化分層、縫高控制及配套技術研究是保證砂泥巖薄互層油氣資源有效開發的重要手段，對中原油田難動用儲層的開發具有重要意義[1-4]。

1 中原油田低滲薄互層深層儲層壓裂改造難點

中原油田薄互層油氣藏主要位于水下分流次河道、水下分流河道側翼及前緣席狀砂沉積微相，具有低孔、低滲、單層厚度小、砂泥巖交互、縱向分布跨度大的特點，薄互層油氣藏多層壓裂改造存在以下技術難點：

（1）隔層厚度小，分層、選層難度大；

（2）目的層和隔層應力差值較小，裂縫形態及縫高難控制；

（3）埋藏深、施工壓力高，多層壓裂卡管柱風險大。

2 低滲薄互層深層油藏多層壓裂技術

2.1 薄互層多層壓裂工藝

早期薄互層大跨度合壓，部分層段得不到有效改造，產能不能充分解放；如何明確合層壓裂跨度界限，確保小層都能充分改造，此外，保證壓裂裂縫高度控制合理，避免壓竄隔層，導致管外竄槽影響管柱起出，是薄互層多層壓裂工藝需要解決的重點問題。

2.1.1 確定合層壓裂跨度界限為15 m 通過建立多產層壓裂流量分配模型并對模型求解[1]，得到影響小層流量分配的主要地層參數：最小主應力、產層厚度、彈性模量、產層滲透率。應用FracproPT軟件模擬上述地層參數對裂縫延伸的影響（見表1）。

模擬條件：3個產層形成3條裂縫，調整2號層地層參數，分析參數變化對裂縫形態的影響，模擬不同壓裂段跨度下多條裂縫改造效果，從而確定分層界限。

模擬結果表明：產層彈性模量、應力、厚度差異越大，多產層均勻改造程度越低；較厚產層（＞5 m）與薄層合壓（＜2.5 m），薄層改造效果差（見圖1、圖2）。壓裂層跨度大于15 m，部分裂縫改造效果變差，從而確定合層壓裂跨度界限為15 m。

2.1.2 建立控縫高隔層厚度圖版 計算中原油田薄互層儲層砂、泥巖應力差[2，3]范圍 2.0 MPa～7.0 MPa，這種情況下，隔層厚度、壓裂目的層厚度對縫高控制的作用顯得尤其重要。本文分析了薄互層儲隔層應力差、隔層厚度、壓裂目的層厚度三個關鍵因素對縫高擴展的影響，建立了隔層厚度、應力差、壓裂層厚度關系圖版，作為薄互層多層壓裂分層、選層的依據。

表1 影響流量分配的主要地層參數設置

圖1 彈性模量對裂縫延伸影響

圖2 應力對裂縫延伸影響

（1）薄互層由于具有砂泥巖多重界面，縫高延伸需要考慮復合層效應影響，在軟件模擬計算中應用復合層效益因子，表征了復合層效應對薄互層縫高控制的影響程度。

薄互層復合層效應抑制裂縫高度擴展的機理包括產生界面多裂縫、界面滑移、軟地層塑性屈服[4]。計算復合層效應因子范圍為：8.9（純砂巖）-25（純泥巖），缺省復合層效應因子，薄互層壓裂縫高擴展幅度較大，使用復合層效應因子縫高能夠得到較好控制，比較復合實際情況（見圖 3、圖 4）。

圖3 缺省復合層效應因子的裂縫剖面

圖4 復合層效應因子取25的裂縫剖面

（2）考慮薄互層復合層效應影響因素，創建壓裂層厚度、應力差、所需隔層厚度關系圖版[5]（見圖5），確定了控制縫高所需隔層厚度界限：在砂、泥巖應力差較小（＜7 MPa）的情況下，隔層厚度是控制縫高的關鍵因素，壓裂層厚度越大，所需隔層厚度越小，壓裂層厚度10 m～15 m，控制縫高需要隔層厚度≥4 m；壓裂層厚度＜10 m，控制縫高需要隔層厚度≥8 m。

圖5 2 m砂巖/2 m泥巖薄互層模式縫高控制圖版

圖6 多層壓裂管柱示意圖

2.2 安全可取式薄互層多層壓裂管柱設計

設計了逐級解封多層壓裂管柱（見圖6），加工了配套系列工具，具有如下特點：

（1）封隔器采用單體卡瓦雙向錨定設計，使管柱減少了水力錨、伸縮管等工具，管柱結構簡單，管柱卡井危險性降低。

（2）管柱逐級解封設計降低了多層壓裂后管柱起出時的解封阻力。

技術指標：耐溫140℃，耐壓差70 MPa，最多分段數6段（套管不保護情況下可達7段）。

工作原理：

（1）坐封：管柱到位后上提旋轉下放完成Y521封隔器坐封，之后即可進行最下層壓裂。在壓下層的過程中，完成上部所有Y141封隔器的坐封。

（2）壓裂：完成最下層壓裂后，投球打開壓裂滑套，進行第二層壓裂。其他層類似，依次投球完成壓裂。

（3）反循環：當某層壓裂過程中出現砂堵等事故時，可從套管反洗，反循環洗出油管內的壓裂液和砂，為下步的解決措施做準備。

（4）解封：上提管柱，封隔器從上至下逐級解封。

（5）丟手：若出現管柱卡井事故時，可投球打壓實現安全接頭解鎖，之后正轉脫扣，實現安全丟手。

3 現場應用

3.1 施工情況

2013年1月至2015年12月，深層低滲薄互層多層壓裂技術現場試驗、應用40口井，封隔器2～4級、分3～5段，壓裂3層，成功率100%。獲工業油流孔隙度下限由10%下降到8%，有效率95%，日增油244.5 t、氣 10.56×104m3，平均單井日增油 6.1 t、氣 0.26×104m3；累增油 36 117.4 t、氣 2 244.45×104m3，平均單井累增油902.9 t、氣 56.11×104m3，增加探明/動用/可采儲量253.9/364.5/117.2×104t。見到了良好的經濟效益。

3.2 典型井例

白廟氣田白58井，壓裂井段：沙三下1～2，4 107.8 m～4 184.9 m，12.7 m/9 n。

3.2.1 壓裂難點及設計思路

難點分析：（1）目的層分散、跨度大（77.1 m），目的層上、下均有射開層，壓裂方式選擇、分層工藝實施難度大；（2）井深4 000 m以上，物性差（孔隙度2.7%～9.3%，含油飽和度0%～62.6%），壓裂施工難度較大。

設計思路：（1）根據壓裂目的層小層分布及壓裂需要采用卡四封分壓三層壓裂工藝，為避免填砂、洗井等工藝對氣井帶來傷害和延長作業期，采用卡底封保護下部儲層，壓后合采；（2）壓裂下層：S3X2，4 178.6 m～4 184.9 m，4.6 m/2 n；設計單縫穿多層壓裂工藝；壓裂中層：S3X1，4 148.3 m～4 151.6 m，3.3 m/2 n；設計單縫穿多層壓裂工藝；壓裂上層：S3X1，4 107.8 m～4 129.5 m，4.8 m/5 n；設計縱向雙裂縫壓裂工藝；（3）根據儲層應力情況結合施工難度，選擇低密度陶粒，粒徑Φ300 μm～600 μm，降低施工難度；（4）多層同步破膠技術，壓后快速排液，減小地層傷害。

表2 白58、白70井效果對比表

3.2.2 壓裂施工參數 2014年1月17日施工，破裂壓力：80.1 MPa/80.4 MPa/77.9 MPa，一般排量3.5 m3/min/3.5 m3/min/3.9 m3/min，加入 Φ300 μm～600 μm 陶粒0.9 m3+20.8 m3/0.9 m3+17.1 m3/1.2 m3+22.8 m3，平均砂比23.1%/21.1%/21.7%，停泵壓力：49.6 MPa/52.9 MPa/52.2 MPa。

3.2.3 壓裂效果 壓前間開，壓后管柱順利起出，日產氣2 500 m3，油4.0 t，產量穩定。截止到2015年11月26日，累增油1 489.8 t，累增氣72.9×104m3，有效期676 d，繼續有效；與鄰井白70井壓裂效果對比表明：多層壓裂累計增油量高，穩產期長，每米增油量顯著增加，產層改造徹底（見表2）。

（2）薄互層多層壓裂工藝技術改善了薄互層油氣藏采用常規合壓方式改造效果差，遞減快，不能長期穩產的狀況，實現了大段砂泥巖薄互層油氣藏的有效動用，為中原油田增儲穩產提供了技術支撐。

（3）設計的逐級解封多層壓裂管柱及配套工具系列，可有效降低解封載荷，用于5寸半套管，具備最多分壓7層能力，目前現場應用最高為四封分壓三層，下步將進一步擴大分層級數，加大推廣力度。

4 結論

（1）薄互層合層壓裂跨度界限及控縫高隔層厚度的確定，為薄互層多層壓裂優化設計提供了依據，提高了改造程度，現場應用符合率高，增產效果好。

［1］張士誠，申茂和.多層壓裂流量分配數值模擬方法研究［J］.巖石力學與工程學報，2002，（21）：2154-2158.

［2］杜衛平.薄層多層壓裂應力剖面與裂縫形態研究［D］.成都：西南石油學院，2005.

［3］陳銳.控縫高水力壓裂人工隔層厚度優化設計方法［D］.成都：西南石油學院，2006.

［4］王興文，任山，宋艷高，等.多層分層壓裂的產層間距問題探討［J］.天然氣工業，2009，29（2）：92-94.