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(zhì)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(chǔ)上，采用先進的全三維GOHFER 壓裂設(shè)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(tài)影響因素，并進行壓裂工藝設(shè)計參數(shù)優(yōu)化和現(xiàn)場實施效果評價。

1 壓裂裂縫形態(tài)影響因素及對策

以ZQZ油田q422區(qū)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(shè)計軟件系統(tǒng)分析影響裂縫幾何形態(tài)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(shù)據(jù)見表1。分析認為：

表1 q422-1井油層物性數(shù)據(jù)

（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(chǎn)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(zhì)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(shù)據(jù)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(tài)的影響

在施工規(guī)模和其它地層參數(shù)不變的條件下，改變壓裂液性能參數(shù)，用三維壓裂設(shè)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(yīng)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(jié)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(xiàn)砂堵，無法按照設(shè)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(tài)的影響

使用三種排量進行模擬計算，不改變加砂規(guī)模和液量，改變施工排量，觀察對裂縫形態(tài)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(jié)果見表2、圖2。由以上結(jié)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(lián)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(jié)果

1.4 不同施工規(guī)模對裂縫幾何形態(tài)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(tài)和導流能力的影響，模擬壓裂裂縫結(jié)果見表3、圖3?？梢钥闯?，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(guī)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(jié)果

1.5 不同加砂時機對壓裂裂縫幾何形態(tài)的影響

圖4為用三維壓裂設(shè)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(yù)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(jié)果數(shù)據(jù)表。綜合分析表明，適宜的加砂時機應(yīng)結(jié)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(jié)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(shù)優(yōu)化及現(xiàn)場實施

通過以上分析，本文用三維壓裂設(shè)計軟件對q422-1井進行了設(shè)計優(yōu)化（表5），并根據(jù)優(yōu)化工藝參數(shù)進行了現(xiàn)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(shè)計前置液量充足，直到加砂前油管壓力才趨于平穩(wěn)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(xiàn)上升趨勢，說明此時砂量已達極限，施工按照設(shè)計順利完成。

該井壓后效果顯著，具體結(jié)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(chǎn)曲線

3 結(jié)論

（1）q422-1井壓前日產(chǎn)油3.2 t，壓后自噴，初期平均日產(chǎn)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(yōu)化設(shè)計采用適當?shù)那爸靡毫?，以低的支撐劑濃度起步?0%～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(shè)計前置液量充足，直到加砂前油管壓力才趨于平穩(wěn)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(xiàn)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(tài)受壓裂液流變性、施工排量、施工規(guī)模和加砂時機影響較大，選好設(shè)計參數(shù)和液體對薄互層壓裂效果至關(guān)重要。