聶建華

（中原油田內蒙探區(qū)勘探開發(fā)指揮部，河南濮陽 457001）

中原油田東濮老區(qū)目前已進入高含水開發(fā)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(guī)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(fā)，多層壓裂優(yōu)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(fā)的重要手段，對中原油田難動用儲層的開發(fā)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(tài)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(shù)：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(shù)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(shù)，分析參數(shù)變化對裂縫形態(tài)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(shù)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(chuàng)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(shù)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(huán)：當某層壓裂過程中出現(xiàn)砂堵等事故時，可從套管反洗，反循環(huán)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(xiàn)管柱卡井事故時，可投球打壓實現(xiàn)安全接頭解鎖，之后正轉脫扣，實現(xiàn)安全丟手。

3 現(xiàn)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(xiàn)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(yè)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(yè)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(shù) 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(wěn)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(xù)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(wěn)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(guī)合壓方式改造效果差，遞減快，不能長期穩(wěn)產的狀況，實現(xiàn)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(wěn)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(xiàn)場應用最高為四封分壓三層，下步將進一步擴大分層級數(shù)，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(yōu)化設計提供了依據，提高了改造程度，現(xiàn)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(shù)值模擬方法研究［J］.巖石力學與工程學報，2002，（21）：2154-2158.

［2］杜衛(wèi)平.薄層多層壓裂應力剖面與裂縫形態(tài)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(yōu)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(yè)，2009，29（2）：92-94.