申貝貝 何 青 陳付虎 張永春

(中石化華北分公司工程技術(shù)研究院，鄭州 450006)

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，主要含氣層位為石炭系太原組、二疊系山西組和下石盒子組，是一套完整的海相潮坪 — 近海三角洲—陸相辨狀河沉積層序［1］。氣田在縱向上發(fā)育7套主力氣層，儲層平均孔隙度為7.62% ～10.27%，平均滲透率為0.55 ×10-3～ 1.36 ×10-3μm2，壓力系數(shù)為0.8～1.0，表現(xiàn)為典型的低孔、低滲、低壓氣藏，自然產(chǎn)能低，開發(fā)難度大［2］。

針對大牛地氣田巖性圈閉、致密、低滲、自然產(chǎn)能低等難點，在實踐中采用水平井裸眼預置管柱分段壓裂工藝技術(shù)，有效地提高了單井產(chǎn)量，增加了儲量動用率，實現(xiàn)了氣田的經(jīng)濟高效開發(fā)。目前氣田天然氣年產(chǎn)能達25×108m3［3］。但是，目前氣田開發(fā)技術(shù)相對單一，氣田儲量品質(zhì)不斷下降，急需探索更高效的開發(fā)手段。

1 同步壓裂工藝

叢式水平井組布井法是在井場部署多口水平井，平均單井土地占用面積少，道路、氣站、管線等地面設施重復投資低，便于集中管理。國外叢式井組壓裂實踐中最常用的是同步壓裂工藝(simultaneous fracturing)，該技術(shù)是指對2口或2口以上的配對井進行同時壓裂，使壓力液及支撐劑在高壓下從一口井流向另一口井運移距離最短，以增加水力壓裂裂縫網(wǎng)絡的密度及表面積，利用井間連通的優(yōu)勢來增大工作區(qū)裂縫的的程度和強度，最大限度地連通天然裂縫。同步壓裂最初是指2口互相接近且深度大致相同水平井間同時壓裂，目前已發(fā)展成3、4口井同時壓裂。

一般情況下，同步壓裂井的井眼軌跡方位都與最小水平主應力一致，并且處于相同的深度。各水平段的每一級壓裂同時進行，壓裂順序從水平段的趾端到跟端。所鉆水平井之間的間距等于水平井壓裂主裂縫的長度，并在壓裂級數(shù)非常近的情況下進行同時壓裂，直到所有的壓裂完成后進行返排。一系列裂縫組在橫向和縱向上產(chǎn)生，形成有效的壓裂裂縫網(wǎng)絡，并使各水平井有效連通，從而使流動通道減少了近井地帶可能產(chǎn)生的彎曲通道。

2006年，同步壓裂工藝首次在美國Ft.Worth盆地的Barnett頁巖采氣中得到應用［4］。作業(yè)者在水平井段相隔152～305 m的2口平行水平井配對井之間進行同步壓裂作業(yè)。由于壓裂井的位置接近，如果依次對2口井進行壓裂，可能導致僅在第2口井中產(chǎn)生流體通道而切斷第1口井的流體通道。而同步壓裂工藝能夠使被壓裂的2口井的裂縫都達到最大化，相對于依次壓裂工藝來說見效更快。實施作業(yè)后，2口井均以相當高的速度進行生產(chǎn)，其中1口井以日產(chǎn)25.5×104m3的速度持續(xù)生產(chǎn)30 d，取得了較好的壓后效果。2009年，Continental Resources公司在Woodford頁巖中進行套管井聲波測井［5］，并實施“射孔 +同步多段壓裂”作業(yè)，壓后增產(chǎn)效果和費用均顯示出一定的優(yōu)勢。

同步壓裂工藝在國外油氣開發(fā)中應用廣泛，特別是當區(qū)塊開發(fā)比較充分且井眼密集時，通過對多口井進行同步壓裂能夠獲得比依次壓裂更好的效果。但目前在國內(nèi)，同步壓裂還只是一個較新的概念，應用較少，其技術(shù)可行性還有待進一步實踐。

2 同步壓裂縫間干擾

水平井同步壓裂形成復雜縫網(wǎng)的過程實質(zhì)是人工裂縫在地層中同時延伸的過程，而延伸誘導應力場作用機制決定了同步壓裂的裂縫展布情況［6］。

研究表明，油氣井的注入作用會引起地應力的變化:一是注入流體進入儲層，增加孔隙壓力，引起地層容脹，產(chǎn)生孔隙彈性應力;二是注入流體與儲層巖石之間存在的溫度差導致地層溫度降低，從而產(chǎn)生巖石熱彈性應力，降低儲層中的有效應力［7］。

在地層內(nèi)擴展延伸的過程中，單一人工裂縫對原地應力場產(chǎn)生的附加誘導應力可用半無限裂縫模型或者便士模型計算求解［8-9］。但對于多縫應力干擾而言，多個誘導應力場的疊加計算繁瑣。本次研究應用不連續(xù)位移法(DDM)［10］定量表征分析多縫間的應力干擾。該方法可以求解任意裂縫中j個單元不連續(xù)位移誘導裂縫i個單元的應力場，其數(shù)學表達式如式(1)所示，其基本原理如圖1所示。

圖1 多縫間應力干擾原理圖

Cheng通過上述不連續(xù)位移方法，計算出3條人工裂縫同時存在情況下儲集層中任一位置處最小、最大水平擾動值(如圖2所示)［11］。圖中，壓應力為正值，剪應力為負值。對比分析可知，垂直于裂縫方向上誘導最小水平應力大于最大水平應力，最大差值可達到2.76 MPa。

圖2 裂縫誘導產(chǎn)生的水平應力值分布

陳守雨等人通過注入誘導應力理論數(shù)值模型，模擬計算出注入流體引起的誘導熱彈性應力和孔隙彈性應力。結(jié)果表明，誘導應力的變化從負值到正值，這種變化趨勢主要受徑向距離和注入時間控制。同時，人工裂縫表面切向上的應力變化比徑向上的應力變化偏大，切向應力突變最大值可達到15 MPa左右，即誘導應力變化到一定程度時地層內(nèi)水平應力會發(fā)生重新定向［12］。

這些研究均表明，人工裂縫的切向誘導應力變化大于徑向誘導應力變化，達到一定程度時地層水平應力將重新定向，裂縫會實現(xiàn)縫內(nèi)轉(zhuǎn)向。對于大牛地氣田水平最小主應力差較小的地層而言，利用同步壓裂所產(chǎn)生的誘導應力場，可以實現(xiàn)裂縫的縫內(nèi)轉(zhuǎn)向，形成具有一定規(guī)模的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，有效地提高壓裂改造體積。

但改變應力的過程需要配合相應的壓裂方式［12］。首先以小排量起裂，再以恒定排量大量注入與地層配伍的低黏度流體，誘導同步壓裂井產(chǎn)生熱彈性應力和孔隙彈性應力，改變同步壓裂井的初始應力狀態(tài)，實現(xiàn)初次應力重定向，最后在同時進行大規(guī)模低砂比的同步壓裂施工。

3 DP43井組現(xiàn)場試驗

3.1 DP43井組現(xiàn)場概況

DP43井組位于鄂爾多斯盆地大牛地氣田下石盒子組盒1段，為同層雙向的叢式水平井組，生產(chǎn)中均采用裸眼預置管柱完井方式。室內(nèi)分析測試結(jié)果表明，大牛地氣田盒1氣層砂巖儲層最小水平主應力為39.68 ～43.34 MPa，最大水平主應力為 49.39 ～49.56 MPa，最大水平主應力和最小水平主應力差值約為6.05 ～9.88 MPa，低于 15 MPa的臨界誘導應力值。

盒1段地層應力狀況表明，壓裂改造時產(chǎn)生的切向誘導應力只要足夠大即可實現(xiàn)水平應力的重新定向，該地層具有通過同步壓裂形成復雜縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)的地質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2 同步壓裂工藝現(xiàn)場試驗

借鑒國外頁巖氣水平井叢式井組同步壓裂改造方法，現(xiàn)場試驗井組內(nèi)相鄰2口配對水平井DP43-3H和DP43-5H同步壓裂。綜合考慮2口井的位置，并分析應力干擾的誘導應力，優(yōu)化裂縫參數(shù)和壓裂施工參數(shù)，結(jié)合同步破膠、液氮伴注工藝技術(shù)，應用成熟的HPG壓裂液體系，壓后同時放噴排液。此外，相鄰水平井DP43-1H采用單井逐段壓裂。

DP43-3H和DP43-5H水平井均分9段實行壓裂，同時起泵，同時壓裂，壓裂結(jié)束后同時放噴求產(chǎn)。3口水平井均采用一點法試氣求產(chǎn)，其中DP43-3H和DP43-5H井實施同步壓裂試氣，分獲無阻流量20.41×104m3/d和27.51 ×104m3/d，而單壓水平井DP43-1H試氣無阻流量為18.08×104m3/d。同步壓裂改造效果明顯，DP43-5H單井無阻流量為同期大牛地氣田盒1段氣層最高單井產(chǎn)量。同時，地面微地震和地面測斜儀監(jiān)測解釋結(jié)果表明，同步壓裂水平井縫間和井間裂縫干擾現(xiàn)象明顯，壓裂改造體積明顯大于單壓水平井。

相較單井壓裂工藝，同步壓裂工藝還可以有效地提高壓裂設備的利用率，并節(jié)省大量的人力和物力，實現(xiàn)井組和氣田的高效開發(fā)。

4 結(jié)語

(1)不連續(xù)位移法和理論數(shù)值模型計算結(jié)果表明，同步壓裂產(chǎn)生的誘導應力能夠重新定向地層應力，實現(xiàn)裂縫的縫內(nèi)轉(zhuǎn)向，增加改造體積，提高改造效果。

(2)大牛地氣田盒1段氣層具有地層應力重新定向的地質(zhì)基礎(chǔ)，同步壓裂在DP43叢式井組配對井中應用效果顯著，不僅可提高壓裂設備的利用率，而且能有效地擴大壓裂改造體積，提高單井控制儲量和壓后產(chǎn)量。

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