連續油管分段壓裂在復雜井網下避射壓裂方法

關鍵詞/主題詞：壓裂；水平井；連續油管；含水率；壓竄；提高采收率；工程技術；現場實踐

0引言

在油藏的勘探開采進入中后期階段后，注水開發已成為維持油田產量的主要手段之一。在遼河油田的外圍區塊TB1塊，長期屬于低速低效開發狀態，面臨著資源潛力挖掘與經濟效益優化的雙重挑戰。長期注水致使地層壓力分布的失衡、地層流體與粘土顆粒的遷移、原生孔隙結構的破壞以及儲層物性的顯著變化［1］，不僅導致儲層中優勢滲流通道的形成，甚至誘發水淹現象，開發難度大［2］。注水開發后，油井出現長期無效應或見效即見水的情況，水驅效率低、注采關系差，易形成無效循環，造成含水率持續上升、水平井過早水淹，嚴重影響整體開發成效［3］。因此，有效識別水平井鄰井注水井、油井對應的水平段位置，采取有效的控水技術、防竄技術，減少人工裂縫與優勢滲流通道竄通，提高儲量動用程度，對改善水平井開發效果顯得尤為重要。

為了應對油藏高含水期的挑戰，眾多學者提出了多種解決策略。在油藏水驅開發高含水期對策方面，2020年，王有慧等針對北布扎奇油田高含水砂巖老油田在注水開發過程中面臨的平面波及方向性強、井間水竄現象嚴重等問題，根據注水開發矛盾和剩余油差異富集的特點，采用組合式技術手段進行調控，如注采井網調整、注采方式優化、注采動態調配等方式，進行剩余油挖潛開發并取得了一定的增油效果［4］。2021年，胡佳妮利用淀粉接枝共聚物凝膠進行堵水調剖，研究了淀粉接枝共聚物凝膠的性能，包括基本特性、注入性和封堵性，并評估了其在不同條件下的穩油控水效果。結果顯示，該凝膠初始黏度低，易于注入，但受成膠空間影響大，空間越大，強度越高，其對高滲透巖心封堵能力強于低滲透巖心，對中低滲透儲層傷害小，有一定選擇性封堵作用，然而，增加凝膠注入量會加大對中低滲透巖心的傷害，不利于液流轉向［5］。2022年，陰艷芳針對平面、層間、層內、流體“四大”矛盾加劇、剩余油高度分散等注水開發問題，強調了深化油藏含水期儲層聯通質量和剩余油定量描述是開展精細水驅挖潛的重要性，認為這是開展精細水驅挖潛的基礎，她提出，發展精細注水調整技術是實現穩油控水的核心舉措，并針對沈84-安12塊提出了實施開發層系調整、多級細分注水、水淹層挖潛、多元注采調控等優化對策［6］。2023年，彭梓俊開展自膨脹封隔器對水平井進行層間封隔研究，探討了有效實施分層控水堵漏的可行性，自膨脹封隔器作用原理為接觸井眼內特定流體發生持續膨脹，封隔器膨脹后空間受限與井壁過盈擠壓產生接觸應力，進而對環空實現密封隔離［7］。除了有機封堵和機械封堵，還可以采用高強度固井水泥對射開的層段進行封堵，但封堵近井地帶，范圍較小，并且在壓裂改造的過程中存在著較高的壓竄風險［8］。

大慶長垣油田針對薄差油層發育厚度小、儲層物性條件差、動用程度低、層間干擾明顯等問題，在精細描述砂體的基礎上開展壓裂、水井酸化等技術進行挖潛［9］，然而，隨著長垣油田可采儲量采出程度、綜合含水率均超過95%，進入雙特高后期開發階段后，常規壓裂改造后的單井累增油量由400t下降到了300t［10］，因此，以注采井網調整為主技術措施也難以滿足挖潛的需要。同時，面對井周污染、低滲區見效弱等問題，不能單純依靠調剖或者封堵進行調整，需借助壓裂措施挖掘低滲區潛力。

盡管壓裂改造工藝作為提高油井產量的主要手段，但在高含水期的適應性差，為此各學者開展了控水壓裂相關技術的研究，在明晰儲層特性與應力分布的基礎上，對裂縫延伸方向予以分析并控制其形態，依不同情形制定差異化策略：

（1）針對油水層不同層情況，封堵高含水層，同時壓裂低含水層，解決油水層間的矛盾；

（2）針對油水同層且容易區分的儲層，在高含水高滲透率帶實施封堵，對低滲透帶進行壓裂改造；

（3）對于油水同層，不容易區分的油水混合區，改變油水相對滲透關系的選擇性堵水技術，實現油的高效開采和水的有效控制。

2004年，李臣等認為在開展儲層靜態特征深入認識的同時，需要針對性開展調驅、酸化、擠液破堵、壓裂引效、轉抽提液、堵隔水層、補層動用新層等一系列措施提高低滲層的動用［11］。2007年，王德喜等針對縱向非均質性高的高含水厚油層，提出了油井補孔、堵水、壓裂與水井細分注水相結合的3種厚油層精細挖潛方法，其中為了減少高產液層對壓裂層的干擾，采取先壓裂后立即堵水的策略，設計了“壓上堵下、壓下堵上、壓中間堵兩端”3種不同工藝管柱結構，主要由可撈可鉆空心橋塞封隔器、長膠筒封隔器和平衡封隔器組成，優化施工參數，在進行壓裂挖潛的同時平衡隔層上下壓差，保證隔層的穩定性雖然在試驗取得了一定效果，但復雜管柱不適用于水平井壓裂，具有一定的局限性［12］。2013年，朱或等針對高含水井厚油層內進行剩余油挖潛工藝探索，現場試驗50井次，總結了葡萄花油田主要高含水壓裂手段，包括相滲透率改善劑控水壓裂工藝、覆膜砂控水壓裂、先堵后壓工藝等，雖然取得了較好的試驗效果，但試驗規模還較小［13］。2019年，馮興武針對低滲透薄互層儲層開展選井選層和控水壓裂技術適應性研究，利用應力差與儲隔層厚度界限圖版開展選井選層，配套支撐劑段塞打磨技術、低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝、透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水材料，優化施工參數設計，實現縱向上控制縫高、平面上控制含水的目的，試驗1井次見到效果，但因礦場試驗較少對方法無法評價［14］。

在壓裂控水材料方面，2019年，梁海濱在其學位論文《低滲砂巖中高含水油層控水壓裂技術研究》中探討了相滲透率改善劑存在的主要問題為導致地面泵注壓力增加、儲層傷害加大等，為此進行相滲透率改善劑體系的研發，將優選出的4種單體合成改善后的相滲透率改善劑，與優選的Al3+交聯劑進行合成，提升了不堵油、控水的作用，但重點對優化的相對滲透率改善劑進行大量的室內實驗工作，因未開展礦場試驗對工藝無法定論。2022年，李洋洋利用控水材料對儲層孔喉壁面進行改性，將其改性為中性潤濕或疏水性壁面，降低產水量對產能的影響，進替補提高產量［15］。2022年，韓增軍從提高堵劑封堵效果、合理化注入工藝兩方面入手，設計了“前置堵劑（弱凝膠＋油溶樹脂）+主劑（酚醛樹脂凝膠）+封口劑（TP910和高強度酚醛樹脂凝膠）”三段塞立體封堵工藝，按比例（2∶8∶1）注入，對地層實現了有效封堵，雖取得了一定控水和增油的效果，但未說明長期效果跟蹤［16］。2022年，周萬富等研發了帶活性基團的阻水透油支撐劑，通過將有機硅化物覆膜于石英砂上，提高支撐劑表面油潤濕指數以疏水親油，實驗證明該支撐劑油流速是水流速的10倍以上，現場應用效果明顯好于常規石英砂［17］，雖取得了一定效果，但試驗井較少。綜上調研，盡管前人開展了諸多針對性的儲層高含水期剩余油挖潛工藝和調整思路的研究，但防竄思路上壓裂-控水一體化技術結合得尚不緊密，當前的做法大多數側重于在壓裂改造完成后，油井進入見水階段后再利用特定工具和材料進行控水，這種解決油井高含水問題的方法較為局限，缺乏更為前瞻性和綜合性的技術手段。

分析復雜井網下注采關系差、油井壓裂改造后高含水的原因主要是長期注水與前期壓裂在地層形成了滲透率較高的優勢通道，在密集井網下進行水平井壓裂改造時，井間干擾嚴重，導致裂縫起裂位置不明確、改造不均衡、有效簇率降低，人工裂縫與優勢通道連通，難以針對性改造低滲區，造成初期效果輕微甚至沒有效果、含水率上升速度快。為了有效進行針對性改造、控制含水率并提升經濟效益，形成防竄控水-壓裂一體化技術，關鍵就是在儲層改造過程中同步開展避射防竄工作，確保精確改造。連續油管底封拖動壓裂技術通過精確的定點定向射孔，能夠有效控制壓裂裂縫的起裂位置，從而增強壓裂作業的針對性和有效性。隨著連續油管壓裂的配套工具在設計、應用方面不斷完善，施工效率得到提高，連續油管能夠更好地適應復雜地質條件和作業需求，該技術在礦場應用經驗越來越豐富［18］，但經過前期調研，關于采用連續油管壓裂在復雜井網下開展避射防竄壓裂降低含水率的研究較少。

基于此，在TB1區塊充分發揮連續油管底封拖動分段壓裂技術的優勢，精細劃分、精準開發、科學評價，推動防竄控水-壓裂一體化技術的發展。首先要深入分析和掌握復雜井網中的注采關系特性，其次圍繞復雜井網下優勢裂縫分布、水體分布情況，優化裂縫起裂位置，最后為了防止裂縫壓竄，要控制裂縫形態，實現規避水井和已壓裂井的壓裂作業，從而提高了油氣的采收率。這一技術的應用為復雜井網環境下油田的增產改造開辟了新思路。

1方法過程

1.1成果研究過程

根據遼河油田TB1區塊的現有的改造難題，開展針對性避射控水儲層改造精準挖潛研究，如圖1所示。

從圖1中可以看出，在復雜井網下開展避射壓裂方法，以地質為導向，借助地質資料明確簇點位置以避開水井和已壓裂井，優選連續油管底封拖動分段壓裂等工藝，優化壓裂方案，控制裂縫延伸，為了對比復雜井網下避射壓裂思路與常規壓裂工藝，配合開展科學監測進行評價。

1.1.1改造難點

（1）儲層特性和開發模式。在遼河油田的外圍區塊TB1塊，油藏埋深860～1090m，主要儲層類型為砂礫巖，表現出中孔、中低滲的儲層特性。歷經30年開發過程，TB1塊逐步轉向一套層系注水開發模式，縱向注水井段跨度達到160m。然而，本區塊非均質性強，不同油組物性差異大，滲透率級差為8～743倍不等，受層間干擾的影響，直井縱向水驅動用程度有所下降，開展儲層改造后含水率上升較快，直井平均含水率達到87.5%，注采對應關系差。

為了應對這一挑戰，采用直平組合優化井網：在現有直井井網（注采井距110～156m）間穿插部署了水平井，前期采用“水平井+橋塞分段壓裂”模式進行儲層改造，在一定程度上提高了油井的產量。為了進一步提升產能，下一步要繼續深化水平井壓裂改造技術挖潛工作，但在此過程中，面臨著以下難點：井間動態響應顯著，高產水、高含水率問題突出；裂縫起裂位置不明確、簇間改造不均衡。這些難點使得壓裂效果難以得到有效發揮，嚴重制約了常規增產措施的有效性，導致下一步水平井改造困難、剩余油氣采收率難以進一步提升的困境。

（2）井間動態響應明顯，高產水、高含水率問題突出。以TB-13井為例，在實施橋塞分段壓裂施工后，其鄰井的壓力和日產量均發生了顯著變化。雖然在該井設計過程中充分考慮了通過段內規模的優化進行防竄，但在施工過程中，鄰井（位置距離TB-13井第二段僅43m）仍出現了明顯的油壓、套壓升高現象，油壓由1.2MPa上升至4.6Mpa，套壓由2.5MPa上升至5.1MPa。壓裂液在施工過程中可能短暫地為鄰井提供了能量補給，鄰井開井后含水率大幅度升高，產油量在開井初期有所增加，但很快出現了遞減的情況。分析認為，老縫的存在對新裂縫發育干擾顯著，影響了裂縫的延伸與展布，進而影響壓裂效果和開發效果［19］。

（3）裂縫起裂位置不明確、簇間改造不均衡。對TB-13井進行了微地震監測，該井各段裂縫長度在205m到292m的范圍內，其中，在第2段、第4段、第6段出現了裂縫長度失控的現象，東西兩翼的裂縫長度差異尤為明顯，鑒于橋塞分段壓裂井為地震監測數據只能反映出某一段的裂縫縫長［20］，但所反映的可能只是該段中某一簇超級縫（異常增長）的縫長。分析認為，這種情況受到了儲層非均質性或優勢通道的影響，段內不均勻裂縫發育，產生超級縫。

結合產液剖面進一步分析，TB-13井有效產油簇數偏低，簇有效率僅為65.8%，結合鄰井的生產動態進行分析，TB-13井第2段的產液量并不理想，認為與相鄰的注水井發生竄通，導致該井含水率高達98%。

1.1.2針對性開發對策

為解決復雜井網下水平井壓裂控水的改造難點，綜合考慮低產低效井的成因，包括地質因素、油藏因素、工藝因素等［21］，選擇有改造價值的區域，考慮規避水井和已壓裂井、平臺井交叉布縫策略成為了此次作業的核心考量。

（1）精準地質認識優化壓裂起裂點。遵循壓裂工程一體化原則，結合錄井解釋結果、測井解釋結果以及試油數據分析等地質生產資料，分析儲層特征精細劃分甜點區［22］，甜點區通常被分為I類、II類和III類，其中I類甜點區綜合品質最好，是壓裂工程的首選目標；II類甜點區次之，但仍具有一定的開發潛力；III類區則屬于儲層品質較差的區域。同時，利用地質軟件構建井網關系，結合前期的微地震監測數據，構建出能夠準確反映已壓裂井裂縫密度、長度、方向等基本參數及其空間分布特征的裂縫模型，再結合水體分布圖進行分析。由于是在直井井網間穿插部署了水平井，增加了水平井周圍環境的復雜性，井間可能同時存在注水井、已壓裂井，針對距離較近的注水井，在相對應的水平段不考慮進行布壓裂點，并適當增加段間距，確保有足夠的安全隔離帶，防止注水井對裂縫造成干擾，同時，應當全面評估壓裂裂縫與注水井積水區相互作用可能導致的壓裂后產水量過高問題，通過模擬不同裂縫長度下的產量變化，來確定裂縫長度的最優范圍，以減緩產量增長趨勢的放緩［23］；對于距離較遠的注水井，通過精細控制改造規模，以避免新裂縫與注水井發生竄通為前提，最大程度地對砂體進行改造；若鄰井為已壓裂的油井，控制起裂點和裂縫形態以預防新裂縫向老裂縫方向發育，防止裂縫的竄通，因此，精準描述井間地質特征，是成功開展避射壓裂的基礎。

（2）連續油管精準控制起裂位置，確保射開效率。目前橋塞分段壓裂技術主要問題包括但不局限于壓后工藝流程繁瑣、簇間流體注入量與支撐劑分布不均等，難于保證能夠進行精確的裂縫控制。相比之下，連續油管底封拖動壓裂工藝展現出了顯著的技術優勢［24］：在施工方式上，連續油管底封拖動分段壓裂技術施工排量較小且能夠確保每個射孔點得到充分改造；施工過程中可進行連續作業，避免了起下鉆等復雜作業程序，一旦發生砂卡可直接循環快速清砂，無需進行打撈作業；施工結束后，也無需鉆磨橋塞，可直接放噴、下泵生產。在施工方法、壓后油井管理以及作業效率等多個維度上均展現出顯著的優勢。此外，連續油管底封拖動技術能夠靈活地適應不同的井況和作業要求，使得施工人員可以更加精準地控制作業進度和質量；多位學者通過現場實踐，進一步驗證了其精準定位的特性及高度的針對性［25］，不僅提高了作業效率，還大大降低了作業風險，從而充分滿足了精準壓裂改造挖潛的具體需求。

在明確壓裂起裂位置和施工工藝后，采用水力噴砂射孔壓裂聯作技術，不僅能夠提高造縫精度，還能減少近井地帶的污染［26］，通過優化射孔排量以確保孔眼的開啟，但噴砂射孔工況是連續油管水力噴砂射孔作業中最易出現強度和穩定性問題的過程［27］，需要優化射孔排量、管柱尺寸、噴嘴的數量、孔眼直徑等參數，計算不同條件下的射流速度和摩阻，保證射開套管的前提下，油管摩阻、環空摩阻、噴嘴節流壓差、回壓的總和要在井口和管柱的承壓范圍內。為達到水力噴射效果，要求噴嘴流速在200m/s以上，同時能夠減少噴嘴磨損，從而提高作業的效率和工具的使用壽命。

（3）精準控制裂縫形態，差異化設計方案。在深入研究井網井距與地質條件對裂縫擴展效果及產能貢獻的基礎上，針對不同甜點段的地質特性，遵循“優質儲層多加砂”的精細化設計理念，對各甜點段的加砂規模進行了差異化設計，具體設計原則如下：優先改造I類甜點區：針對資源富集、潛力巨大的區域，實施重點改造，優化半縫長，通過提液提砂技術最大化采收率；適度改造II類甜點區：針對資源基礎良好、開發條件復雜（規避水井、已壓裂井）的區域，采取靈活多樣的改造策略，各段規模差異化較大，逐步提升采收率，以避免對周邊臨井造成不利影響；III類區保持原狀：對于資源潛力有限或地質條件復雜的區域，暫不進行改造，以節約資源并降低風險；限制避射點區域改造規模：所有接近水井、已壓裂井的區域，無論其甜點級別如何，均需嚴格限制壓裂作業的規模和范圍，確保作業安全，防止發生水竄。

1.2成果應用過程

為開展對比試驗，在TB-13井同油組中選定TB-02井和TB-03井這兩口水平井，進行連續油管分段避射壓裂改造現場試驗。根據前期監測結果，明確TB1塊的裂縫發育方向為NE78°。在此基礎上，緊密結合地質模型，對TB-02井和TB-03井這兩口水平井改造位置進行優化，以確保壓裂改造能夠精準、高效地進行，充分發揮該區域的油氣開采潛力。

在復雜井網下，TB-02井周邊的井位布局較為復雜，在其50m井距范圍內，分布著4口注水井和2口油井。這些注水井在過往的生產過程中，累計注入水量達到了3.83×104m3，對TB-02井的壓裂改造作業產生限制。而TB-03井鄰井距離相對較遠，在其50m井距范圍內有1口注水井、2口油井，在100m井距范圍內還有3口注水井和2口油井，其注水井累計注入水量高達15.35×104m3，同樣面臨著復雜的地質條件和井位環境的挑戰。針對復雜的井位布局情況，經過詳細分析和優化，明確TB-02井設計36段進行壓裂改造，TB-03井設計34段進行壓裂改造，且均采用一段一簇模式，這種方式有助于提高壓裂改造的針對性和效果，為實現高效油氣開采奠定堅實基礎。

（1）射孔方案優化。影響噴砂射孔的參數主要有噴射速度、射孔砂硬度和粒徑、攜砂液體性質、噴嘴尺寸、壓力等多種因素。以TB-02井為例，基于連續油管參數（外徑50.8mm、壁厚4.75mm、鋼級ST110）、噴嘴組合（6個?3.175mm噴嘴）以及井身條件（?139.7mm×10.54mmP110套管），另外，對該井地層壓力、流體性質以及施工工藝要求等多方面因素的綜合考慮，設定回壓為10MPa，對不同排量下噴嘴流速和摩阻進行了精確計算，見表1。

從表1中可以看出，隨著排量的增加，噴嘴流速呈現上升趨勢，當射孔排量達到0.6m3/min時，噴嘴流速達到200m/s以上，滿足連續油管水力噴射的技術標準和要求。由于排量增加的同時摩阻也逐漸增加，不僅會消耗更多的能量，降低施工效率，還可能導致連續油管內的壓力過高，超過其安全工作壓力范圍，引發安全事故，因此，在方案參數優化設計中，充分考慮現場設備抗壓等級以及井控安全規范以及其他相關因素，經過綜合評估，優化射孔排量為0.6m3/min，一方面能實現水力噴射的要求，減少在施工過程中噴嘴的過度磨損，從而延長工具的使用壽命；另一方面，可以確保施工過程中的安全，最大程度降低潛在的風險。

（2）壓裂方案優化。為了切實有效地把控裂縫的延伸情況，需要對施工參數進行優化模擬，以實現最大化的油氣產量為目標，避免因裂縫過度延伸而引發裂縫壓竄［28］。根據TB-02井垂深977.35～1003.61m，估算地層閉合壓力在14～16MPa范圍內，為滿足人工裂縫支撐縫長和導流能力的需求，選擇0.212～0.425mm石英砂與0.425～0.85mm石英砂作為支撐劑，結合軟件模擬與現場經驗，優化0.212～0.425mm石英砂與0.425～0.85mm石英砂比例為3∶7，以確保支撐效果最佳。在壓裂液的選擇上，結合前期施工經驗，采用變粘滑溜水壓裂液體系。為提升壓裂效果，環空加砂階段提高前置液比例，增加入井液量；在主加砂階段采用階梯式加砂方式，且為保障加砂順利，最高砂比不超30%。結合地質條件以及流體性質，假設壓裂不受鄰井的干擾，利用軟件針對60～140m范圍內不同半縫長條件下年累計產量開展模擬實驗，以壓后獲最大產能為基準確定最佳半縫長。模擬結果顯示，當半裂縫達110m后，年累計產量呈現顯著平臺效應，此半縫長條件下產量增長幅度漸小，原因在于裂縫越長，其內部阻力影響越大，致使水平井產量增長幅度趨緩［29］，因此依據110m半縫長設計單井加砂規模，旨在實現經濟效益與產能潛力之間的最優平衡。由于類甜點區存在需特別避開水井及已壓裂井位置等復雜因素，此類因素對裂縫擴展影響重大，為確保開采作業高效精準，對各簇開展裂縫擴展模擬，實施個性化設計調整，以減少裂縫間的相互干擾和水竄的風險。運用相同的方法和思路，完成TB-03井的設計。除了TB-13井，選取地質條件相近、同油組水平井TB-14井也作為對比井，實驗井與對比井具體施工規模，見表2。

從表2中可以看出，實驗井采用每段一簇進行壓裂改造，整體上分段更細，裂縫密度由百米5條增加到百米5.7條，有助于更充分地開發儲層；在壓裂規模方面也有明顯的增加，單簇規模更大。

（3）現場實施。采用連續油管帶底封拖動技術進行分段壓裂，將連續油管與管柱工具串連接后下入井底，利用定位器精確定位，每一段驗封合格后先后進行連續油管水力噴射射孔和環空加砂壓裂。連續油管水力噴射通過高壓水流的強大沖擊力，在設計的裂縫起裂點形成有效的射孔通道，環空加砂壓裂則是利用環空空間，將攜帶有支撐劑的壓裂液注入地層，在地層中形成具有一定導流能力的裂縫，完成一段壓裂改造后上提管柱進行下一段的壓裂施工［30］，完成所有層段壓裂后，上提連續油管出井口完成施工。

TB-02及TB-03井，共16天完成70段壓裂改造，平均單段施工2.5h，累計加砂1968m3，累計加液28644m3。以TB-02井第二段施工曲線為例，在射孔階段，排量為0.6m3/min，施工壓力在65～50MPa范圍內，部分層段的施工曲線存在明顯的破裂特征；在前置液階段，排量逐漸提高，在前置液階段加入2-4個段塞，砂比4%～7%，油套環空最高施工壓力55MPa，油管最高壓力為63MPa，施工曲線存在明顯的上升后逐漸下降，呈現為地層破裂形態，判斷地層壓開；在攜砂液及頂替液階段，排量保持不變，砂比14%～30%逐漸增加，油套環空最高施工壓力30MPa，油管最高壓力為49MPa，攜砂液階段排量穩定，砂比基本穩定，隨著裂縫的延伸和擴展，泵壓波動起伏呈現壓力波動型［31］，施工壓力曲線較為平穩。

2結果現象討論

2.1防竄效果討論

（1）壓竄原因分析。流體從儲層流向井筒分為基質流向人工裂縫和人工裂縫流向井筒兩部分。基質低滲透率導致流體滲流阻力大，限制單井產量，通過壓裂改造形成人工裂縫可提高儲層滲流能力，是提高油井產能最直接、最經濟的技術手段。但壓竄現象對油井地層能量及壓裂效果產生不良影響，導致壓裂效果未及預期，進而影響其首年日產、EUR（最終可采儲量）等，降低油井產能。針對注水區塊不同的油水層分布情況，引起裂縫竄通的原因也不同：對于油水同層和差油層、注水關系差且復雜的區塊，復雜的油水關系導致油層的壓力分布不穩定，已壓裂井產生的誘導應力可能干擾目標井常規壓裂時水力裂縫不均勻起裂、延伸不受控制。Zhang等通過實驗模擬發現人工裂縫的延伸受應力干擾作用明顯，并且人工裂縫中的高流體壓力可能導致人工裂縫以大角度偏轉，易出現壓竄情況，影響壓裂效果。對于油水不同層的區塊，在薄油層或者遮擋層應力遮擋弱的儲層，壓裂改造極易穿透上下隔層，導致人工裂縫溝通上、下層，裂縫縱向上過度延伸不僅會減小裂縫的有效縫長，還會油井含水率高、增油效果差［32］。因此，采取針對性、有效的防竄措施的發生至關重要。

（2）防竄機理分析。防竄核心在于通過合理的工藝技術和措施手段控制裂縫形態，裂縫的長度、高度和寬度。2014年，王理國在其學位論文中深入探討了裂縫形態的影響因素，包括裂縫長度的影響因素前置液量、施工排量；裂縫高度的影響因素地應力、巖石力學楊氏模量、泊松比、施工排量、以及濾失性、稠度系數、粘度、密度等壓裂液性能參數；裂縫寬度的影響因素施工排量和壓裂液粘度、支撐劑濃度、巖石力學參數楊氏模量以及射孔方位、密度及孔徑［33］。例如，在壓裂過程中采用前置段塞對微裂縫進行“預處理”，采用“多級加砂和多級組合”的方式注入上浮劑和下沉劑，在縱向上構建一道人工隔層［34］；在壓裂施工過程中，前置液階段小排量造縫+泵入小規模細砂，并停泵使其形成人工隔層，再階梯升排量控制裂縫向上延伸［35］。研究表明，變排量、改變壓裂液粘度對控制縫長、縫高和增加縫寬方面效果較好，但在薄層水平井的現場實驗中，監測數據表明僅有90%裂縫在砂體內延伸，且井距小于200m時，井間老裂縫引起的應力干擾使目標井壓裂改造過程中形成了不受控制的水力裂縫，影響儲層改造效果［36］。因此，除了工藝上采取相應措施外，在已壓裂鄰井對應的水平改造段位置前后10m以外進行科學合理射孔定點，實現進一步降低壓竄風險。

（3）避射壓裂控制裂縫竄通、降低含水率分析。以同油組的TB-02井、TB-03井、TB-13井、TB-14井為例，討論避射壓裂思路的降低含水率效果。TB-13井平均含水率為91.7%，最高含水率達98%，TB-14井平均含水率73.1%，采用連續油管避射分段壓裂思路改造后，TB-03井自噴期平均含水率70.2%，平均含水率54.2%；TB-02井投產初期含水率高，達95%，轉抽生產后含水率下降。結合產液剖面測試結果和礦化度監測結果，分析認為TB-02井初期產水量高可能是裂縫發育延伸到鄰井注水井積水區，隨著生產進行，有效注采對應關系逐漸形成，產油量上升，含水率下降，表明TB-02井采用的連續油管分段避射壓裂技術有效控制了裂縫形態，防竄控制效果顯著。

針對不同油層防竄效果，以水平井TB-41井為例，該井與TB-02井等不屬于同一油組，該井的縱向、橫向地質環境更為復雜，具體表現為：1）TB-41井水平改造段下部離油水界面不足35m；2）平面上距大規模改造壓裂水平井約200m，存在低應力區；3）同層位鄰井有3口水井，井距43～47m，累計注水3.77×104m3；該井水平改造段上部緊鄰另一口已經進行過壓裂改造的水平井，TB-41井趾端與此水平井垂直距離28～33m，而實際測量距離范圍為50～60m左右，該上部水平井2022年12月大規模橋塞分段壓裂，微地震監測結果顯示裂縫高度達到了54～70m，半縫高為27～35m，使TB-41井面臨極高的壓竄風險。因此該井在優化各項參數以避免平面上發生水淹的同時，還需特別關注防止裂縫向下延伸至油水界面、向上壓竄至上部水平井。按照設計劃分為31段進行單簇壓裂作業，對趾部至中部（第1段至第20段）進行控縫改造，對跟部進行充分改造，其中特別針對7至8段、17至18段、28段實施了避水、避老縫的壓裂改造。經底封溫壓監測和微地震監測，第一段縫高超過地質要求，導致井間竄通，其余各段壓裂效果基本符合預期，防竄效果提高到95.2%。綜合全井監測數據，認為該井在目前壓裂改造排量和規模的條件下，當段間距≤15.5m時，發生過度改造的概率為37.5%，表明簇間距過密會導致過度改造的可能性大幅增加；當段間距lt;16m時，易出現過度改造；當段間距gt;22m時，易出現孤立簇，無法形成有效縫網。

綜上所述，盡管采用諸如變排量壓裂和控制壓裂液粘度等技術手段可以在一定程度上控制裂縫形態，但這些方法也無法完全保證控制裂縫如預想的方式進行延伸與發育；而采用避射與控制規模的策略配合壓裂改造，減弱了誘導應力對裂縫延伸方向的影響，結合施工規模的優化，避免提供裂縫繼續延伸的不利條件，從而有效控制了裂縫竄通問題發生。

2.2生產效果討論

（1）產液剖面監測。產液剖面監測技術在評估油氣井生產效果、測試評價層段動用差異以及壓后產量差異方面具有重要作用。但實際應用中，各段流體壓力、溫度、流動狀態不同，流體在井筒內匯集時相互干擾，增加了測試結果解釋的難度［37］。為此，運用常規儀器和分布式光纖監測分別在TB-02井、TB-03井投產初期對其進行產液剖面測試，對水平井壓裂改造進行全過程、全井段的跟蹤和監測［38］，并對比了同油組的TB-13井、TB-14井的產液剖面測試數據。結果表明，TB-02井有效簇率最高，為95.7%，TB-03井有效簇率為93.1%，均明顯高于TB-13井（70.4%）、TB-14井（86.2%），連續油管分段壓裂施工具有明顯優勢。

（2）示蹤劑監測。示蹤劑可分為放射性元素、穩定同位素和化學物質等體系，示蹤劑監測技術可準確評價水平井各段的有效動用情況，計算水平井各段的產量貢獻率［39］，為降低潛在危害，采用穩定同位素進行壓裂改造評估，分別對TB1區塊的4口井投入油溶性和水溶性示蹤劑，進行了各井各段產量貢獻率的對比分析，TB-02井和TB-03井的每4至5段采用一類示蹤劑。TB1塊4口井示蹤劑測試結果，如圖2所示。

從圖2中可以看出，TB-02井、TB-03井的出水、出油均一性明顯好于TB-13井、TB-14井，連續油管分段壓裂平均出水均一性為56.5%、平均出油均一性為72.8%；橋塞分段壓裂的平均出水均一性僅為24.5%，平均出油均一性為48.6%。其中，TB-02井產水剖面除了第4段，其他層段產水量差距較小；TB-03井第三段與其他層段的產水量差異較大，但各層段產油量差距最小；TB-13井各段產水、產油剖面差距都比較明顯；TB-14井產水差距較大，第3段、第4段的出水量較多，產油剖面差距較小。

（3）產量分析。為直觀地對比不同工藝生產效果，將同油組四口井的生產數據進行對比分析，如圖3所示。

從圖3中可以看出，連續油管避射壓裂增產效果、控制含水率效果明顯。截至2024年11月，4口井均已為機采方式開采，生產情況分別為：TB-13井累產液6549.70t，累產油僅562.30t，平均日產液20.40t，平均日產油1.75t；TB-14井累產液5055.70t，累產油1361.00t，平均日產液14.60t，平均日產油3.93t；TB-02井累產液7134.80t，累產油1925.00t，平均日產液20.70t，平均日產油5.59t；TB-03井累產液8010.10t，累產油3635.00t，平均日產液23.40t，平均日產油10.60t。進一步與同區塊整體水平對比，TB1區塊水平井平均自噴期53天，平均單井累產液1480.00t，平均單井累產油331.80t，表明TB-02井、TB-03井優于區塊的平均水平，各項指標都有了大幅的提升。通過同油組、同區塊的對比，證實了連續油管分段避射壓裂方法的增產有效性，同時通過避射技術避免在可能導致水竄或其他不利影響的區域進行壓裂，提高了壓裂的針對性和有效性。

綜上所述，連續油管分段避射壓裂方法在TB1塊的實際應用中，結合“精細劃分、精準開發、科學評價”的原則，成功實現了避水、避已壓裂井與控制含水率的目的，施工數據及生產實踐均表明，壓裂增產效果明顯，相較于水平井橋塞分段壓裂技術具有明顯優勢，為區塊的高效開發提供了堅實的技術支持。

3結論建議

（1）連續油管分段避射壓裂方法成功解決了復雜井網下注采關系差、水平井壓裂改造后壓竄和高含水的關鍵問題。通過精確地質導向與精細射孔點位設計，結合改造規模的個性化控制，有效克服了起裂點不明確、壓裂改造不均衡及裂縫沿優勢通道發育導致鄰井竄通等難題，大幅減少井間干擾。在TB1區塊應用中，防竄效果提升至95.2%，產量提升1.8倍，平均含水率降低31.4%，為復雜井網下高含水單井產能提升提供了有效范例，也為類似油井改造提供了重要技術與經驗支撐。

（2）在長期注水開發的復雜井網中，通過注采井網關系分析、數值模擬和水體分布情況分析等手段，建立了連續油管分段避射壓裂方法，有效應對了水平井裂縫竄通、高含水的問題，推動了壓裂改造方法的創新。然而，由于油藏剩余油描述的精度不足以及直井裂縫發育微地震監測覆蓋率的局限，對水平井壓裂受效層段的優化仍有提升空間。

（3）下步建議聚焦于深化數值模擬研究與裂縫發育情況分析，緊密結合礦場實踐優化壓裂選點，增強單井改造效果，精準調整壓裂改造范圍，實現資源高效利用，推動該方法在油藏開發中持續創新與發展，提升復雜井網油藏整體開發效益。