羊 勇，楊文飛，韓永泉，梁 濤，張永德

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 常規(guī)水力壓裂與水力噴砂壓裂縫口形態(tài)

1.1 常規(guī)水力壓裂縫口形態(tài)

在常規(guī)水力壓裂中，通常認(rèn)為人工裂縫為平面裂縫，沿最大主應(yīng)力方向擴(kuò)展。Behrman 和Elbel 發(fā)現(xiàn)要使裂縫從射孔孔眼起裂并延伸，射孔必須在與最大主應(yīng)力垂直平面成10°～20°范圍內(nèi)。Nolte 指出如果裂縫不是由射孔孔眼起裂，則流體必定沿套管邊的窄通道與裂縫溝通[1]（見圖1）。

圖1 射孔孔眼與裂縫縫面不一致造成尖點(diǎn)

井下微地震測(cè)試結(jié)果顯示當(dāng)射孔方位與最大主應(yīng)力方向不一致時(shí)，壓裂縫可能是S 型縫，即裂縫先沿射孔方位短暫延伸，之后彎曲并沿最大主應(yīng)力方向延伸。

窄通道與裂縫彎曲的縫寬限制了流體的流動(dòng)，導(dǎo)致施工壓力升高，裂縫凈壓力降低，縫寬減小。同時(shí)在壓裂后的生產(chǎn)中，有助于控制支撐劑回流。

1.2 水力噴砂壓裂縫口形態(tài)

水力噴砂射孔技術(shù)是將帶有磨料（通常是石英砂）的液體，用高壓泵從油管經(jīng)特制的噴嘴產(chǎn)生高速射流，液流中的砂粒與套管、水泥環(huán)及儲(chǔ)層接觸時(shí)，速度突然降為0，由動(dòng)量定理可知，此時(shí)含砂射流將產(chǎn)生強(qiáng)大的沖蝕效果。

圖2 水力噴射大型物模試驗(yàn)靶件沖蝕孔道

2008 年長(zhǎng)慶油田開展了實(shí)際礦場(chǎng)條件下的水力噴射大物模試驗(yàn)。噴孔形態(tài)得到了準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)，為水力噴射參數(shù)優(yōu)化提供了重要的研究基礎(chǔ)。采用Φ139.7 mm、P110、壁厚9.17 mm 套管；6.3 mm 雙噴嘴對(duì)稱分布噴射器；射孔排量0.6 m3/min。套管射開孔徑22 mm～24 mm，噴孔形態(tài)呈劍形孔道，最大成孔直徑84 mm，最大深度354 mm（見圖2）。

1.3 不同縫口形態(tài)產(chǎn)生的影響

常規(guī)水力壓裂中，大部分情況下，射孔方位與裂縫延伸方向不一致（見圖3），窄通道與裂縫彎曲限制了流體的流動(dòng)，有助于控制支撐劑回流。

圖3 常規(guī)水力壓裂縫口平面示意圖

當(dāng)射孔方位與裂縫延伸方向一致（見圖4），孔眼附近支撐劑回流將形成局部弱支撐帶。在常規(guī)127 射孔彈，90°相位螺旋布孔的條件下，因相同方向上孔眼直徑遠(yuǎn)小于孔眼間距，弱支撐帶規(guī)模小，影響不大。

圖4 常規(guī)水力壓裂縫口剖面示意圖

水力噴砂壓裂形成的大沖蝕孔道在壓裂后不能閉合，這些孔道使人工裂縫縫口支撐劑更易回流，使縫口得不到支撐而降低導(dǎo)流能力。由于沖蝕孔道直徑與井筒直徑接近，無(wú)論其相位與裂縫方向是否一致，都將直接溝通人工裂縫與套管孔眼，使縫口形成弱支撐帶（見圖5）。

圖5 水力噴射縫口平面示意圖

隨著沖蝕孔道的增大，弱支撐帶范圍也擴(kuò)大，如果沖蝕孔道直徑與孔道間距接近，近井弱支撐帶可能連片（見圖6），極端情況下縫口將失去支撐，完全閉合，使油井表現(xiàn)出堵塞特征。

圖6 水力噴射縫口剖面示意圖

1.4 強(qiáng)化縫口支撐方法

為防止縫口得不到支撐而降低導(dǎo)流能力，常規(guī)水力壓裂泵注程序中，通常將支撐劑濃度由小到大臺(tái)階式遞增，最后階段提高至650 kg/m3（砂比40 %）以上。

對(duì)于尾注頂替液要求用量適當(dāng)，不能過(guò)量頂替，防止將縫口支撐劑推向裂縫深處，同時(shí)為控制支撐劑回流至井筒，采用強(qiáng)制閉合、樹脂沖洗、樹脂包裹支撐劑、纖維等技術(shù)。長(zhǎng)慶油田常用的強(qiáng)制閉合是泵注一停止就開始液體返排，使孔眼處發(fā)生相反的脫砂，使裂縫中支撐劑沉降以前裂縫就閉合。同時(shí)在部分區(qū)塊水平井水力噴砂壓裂施工中嘗試采用尾注樹脂包裹支撐劑控制回流，取得了一定效果。

2 利用射孔孔眼實(shí)現(xiàn)水力噴射條件分析

2.1 臨界噴射速度

不同物質(zhì)硬度不同，導(dǎo)致水力噴射達(dá)到?jīng)_蝕效果的最小噴射速度不同，稱為臨界噴射速度。不同材料的硬度及臨界噴射速度（見表1）[2]。

表1 不同材料的硬度及臨界噴射速度

本文所討論的鄂爾多斯盆地X193 區(qū)塊C7 油藏為頁(yè)巖油儲(chǔ)層，臨界噴射速度按硅質(zhì)頁(yè)巖11.3 m/s 進(jìn)行計(jì)算。

2.2 有效孔眼比例

壓裂施工中有效孔眼數(shù)可由下式求得[3]：

式中：n-有效孔眼數(shù)，取整；Q-壓裂排量，m3/min；d-射孔孔眼直徑，m；c-孔眼流量系數(shù)，取0.80～0.85；ρ-壓裂液密度，kg/m3；p-施工破裂壓力，MPa；St-儲(chǔ)層抗張強(qiáng)度，MPa；σh-最小主應(yīng)力，MPa；Δpf-井筒摩阻，MPa；pw-井筒靜液柱壓力，MPa；pp-儲(chǔ)層壓力，MPa。

因資料數(shù)據(jù)不足，本文采用中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油水井壓裂設(shè)計(jì)規(guī)范》取值，有效孔眼比例為44 %[4]。

2.3 壓裂排量

壓裂排量與射孔孔眼流速關(guān)系如下式：

式中：V-射孔孔眼流速，m/s；Q-壓裂排量，m3/min；D-射孔孔眼直徑，本文涉及區(qū)塊主要采用127 射孔彈，孔徑11.0 mm；c-有效孔眼比例系數(shù)，考慮壓裂排量增大后有效孔眼比例可能提升，取0.44～1.0；L-射孔段長(zhǎng)度，m；Sd-射孔密度，本文涉及區(qū)塊主要采用16 m-1。

通過(guò)公式（2）得出，在鄂爾多斯盆地X193 區(qū)塊C7油藏，當(dāng)每米射孔段對(duì)應(yīng)壓裂排量達(dá)到0.5 m3/min 時(shí)，攜砂液開始對(duì)近井地層產(chǎn)生沖蝕效果，可能出現(xiàn)沖蝕孔道；當(dāng)每米射孔段對(duì)應(yīng)壓裂排量達(dá)到1.1 m3/min 時(shí)，必定出現(xiàn)沖蝕孔道。

3 X193 區(qū)塊沖蝕孔道測(cè)算及其影響

3.1 X193 區(qū)塊體積壓裂沖蝕孔道測(cè)算

2016-2019 年X193 區(qū)塊C7 油藏實(shí)施體積壓裂214 口，射孔段長(zhǎng)范圍4 m～18 m，壓裂排量范圍5 m3/min～10 m3/min。

按有效孔眼比例系數(shù)0.44 測(cè)算，X193 區(qū)塊C7 油藏壓裂時(shí)射孔孔眼流速范圍8.3 m/s～37.4 m/s，其中流速高于該區(qū)臨界噴射速度11.3 m/s 有197 口，占比92.1 %。此部分油井可能存在近井沖蝕孔道，導(dǎo)致支撐劑回流加劇，影響裂縫支撐導(dǎo)致產(chǎn)量降低（見圖7）。

按有效孔眼比例系數(shù)1.0 測(cè)算，X193 區(qū)塊C7 油藏壓裂射孔孔眼流速范圍3.7 m/s～16.4 m/s，其中流速高于該區(qū)臨界噴射速度11.3 m/s 有23 口，占比10.7 %。此部分油井必定存在近井沖蝕孔道，導(dǎo)致支撐劑回流加劇，影響裂縫支撐導(dǎo)致產(chǎn)量降低（見圖8）。

3.2 X193 區(qū)塊體積壓裂沖蝕孔道影響分析

X193 區(qū)C7 油藏共實(shí)施壓力恢復(fù)測(cè)試17 井次，測(cè)試結(jié)果表明，部分井液量與地層壓力不匹配，其中3 口井表現(xiàn)出明顯的高壓力低液量特征，堵塞嚴(yán)重（見圖9）。

圖7 X193 區(qū)塊C7 油藏壓裂時(shí)射孔孔眼流速分布直方圖（按有效孔眼比例系數(shù)0.44 測(cè)算）

圖8 X193 區(qū)塊C7 油藏壓裂時(shí)射孔孔眼流速分布直方圖（按有效孔眼比例系數(shù)1.0 測(cè)算）

圖9 X193 區(qū)塊C7 油藏地層壓力與日產(chǎn)液量關(guān)系散點(diǎn)圖

圖10 P194-103 井體積壓裂施工曲線

圖11 P194-103 井小規(guī)模壓裂施工曲線

其中P194-103 井，2018 年8 月實(shí)施體積壓裂后轉(zhuǎn)采，轉(zhuǎn)采前累計(jì)注水3 120 m3，體積壓裂加砂30 m3，壓裂排量10.0 m3/min，砂比10.0 %，射孔段長(zhǎng)16 m，測(cè)算壓裂時(shí)射孔孔眼流速范圍6.9 m/s～15.6 m/s，壓裂施工曲線（見圖10）。轉(zhuǎn)采后液量下降迅速，生產(chǎn)至10月，日產(chǎn)液1.44 m3，日產(chǎn)油0.48 t，含水66.7 %。實(shí)施測(cè)壓，測(cè)壓時(shí)核實(shí)支撐劑返吐嚴(yán)重，砂埋射孔段93 m，返吐砂量1.7 m3。沖砂后測(cè)壓，測(cè)試結(jié)果地層壓力20.1 MPa，壓力保持水平125.6 %。

針對(duì)此情況，試驗(yàn)采用高砂比小規(guī)模壓裂補(bǔ)強(qiáng)縫口支撐，考慮到強(qiáng)制閉合、樹脂固結(jié)砂等常規(guī)控制支撐劑回流技術(shù)在體積壓裂井效果差，試驗(yàn)尾追8 目～16目大直徑支撐劑，在射孔炮眼處形成反向橋堵，控制支撐劑回流。2019 年3 月對(duì)P194-103 井實(shí)施上述措施，壓裂加砂15 m3，壓裂排量2.0 m3/min，砂比40.0 %，壓裂施工曲線（見圖11）。措施后日產(chǎn)液4.58 m3，日產(chǎn)油2.66 t，含水41.9 %，日增油2.18 t，效果顯著（見圖12）。措施后穩(wěn)定生產(chǎn)4 個(gè)月，實(shí)施探砂面，未發(fā)現(xiàn)支撐劑返吐情況，說(shuō)明該項(xiàng)技術(shù)有效控制了支撐劑返吐情況。

圖12 P194-103 井生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

綜上所述，在鄂爾多斯盆地X193 區(qū)塊C7 油藏，當(dāng)每米射孔段對(duì)應(yīng)壓裂排量達(dá)到0.5 m3/min 時(shí)，攜砂液開始對(duì)近井地層產(chǎn)生沖蝕效果，可能出現(xiàn)沖蝕孔道；當(dāng)每米射孔段對(duì)應(yīng)壓裂排量達(dá)到1.1 m3/min 時(shí)，必定出現(xiàn)沖蝕孔道。這些沖蝕孔道使人工裂縫縫口支撐劑更易回流，使縫口得不到支撐而降低導(dǎo)流能力，進(jìn)而影響產(chǎn)量。

對(duì)此情況，建議一是對(duì)體積壓裂井應(yīng)盡量增大射開程度，減小每米射孔段壓裂排量；二是壓裂施工設(shè)計(jì)采取尾追8 目～16 目大直徑支撐劑，在射孔炮眼處形成反向橋堵，控制支撐劑回流；三是對(duì)縫口支撐差導(dǎo)致初期低產(chǎn)的體積壓裂井，采用高砂比小規(guī)模壓裂補(bǔ)強(qiáng)縫口支撐的方法提高產(chǎn)量。