關(guān)鍵詞/主題詞：壓裂；水平井；連續(xù)油管；含水率；壓竄；提高采收率；工程技術(shù)；現(xiàn)場實踐

0引言

在油藏的勘探開采進(jìn)入中后期階段后，注水開發(fā)已成為維持油田產(chǎn)量的主要手段之一。在遼河油田的外圍區(qū)塊TB1塊，長期屬于低速低效開發(fā)狀態(tài)，面臨著資源潛力挖掘與經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)化的雙重挑戰(zhàn)。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(jié)構(gòu)的破壞以及儲層物性的顯著變化［1］，不僅導(dǎo)致儲層中優(yōu)勢滲流通道的形成，甚至誘發(fā)水淹現(xiàn)象，開發(fā)難度大［2］。注水開發(fā)后，油井出現(xiàn)長期無效應(yīng)或見效即見水的情況，水驅(qū)效率低、注采關(guān)系差，易形成無效循環(huán)，造成含水率持續(xù)上升、水平井過早水淹，嚴(yán)重影響整體開發(fā)成效［3］。因此，有效識別水平井鄰井注水井、油井對應(yīng)的水平段位置，采取有效的控水技術(shù)、防竄技術(shù)，減少人工裂縫與優(yōu)勢滲流通道竄通，提高儲量動用程度，對改善水平井開發(fā)效果顯得尤為重要。

為了應(yīng)對油藏高含水期的挑戰(zhàn)，眾多學(xué)者提出了多種解決策略。在油藏水驅(qū)開發(fā)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(fā)過程中面臨的平面波及方向性強(qiáng)、井間水竄現(xiàn)象嚴(yán)重等問題，根據(jù)注水開發(fā)矛盾和剩余油差異富集的特點，采用組合式技術(shù)手段進(jìn)行調(diào)控，如注采井網(wǎng)調(diào)整、注采方式優(yōu)化、注采動態(tài)調(diào)配等方式，進(jìn)行剩余油挖潛開發(fā)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(jìn)行堵水調(diào)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(wěn)油控水效果。結(jié)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(qiáng)度越高，其對高滲透巖心封堵能力強(qiáng)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(zhuǎn)向［5］。2022年，陰艷芳針對平面、層間、層內(nèi)、流體“四大”矛盾加劇、剩余油高度分散等注水開發(fā)問題，強(qiáng)調(diào)了深化油藏含水期儲層聯(lián)通質(zhì)量和剩余油定量描述是開展精細(xì)水驅(qū)挖潛的重要性，認(rèn)為這是開展精細(xì)水驅(qū)挖潛的基礎(chǔ)，她提出，發(fā)展精細(xì)注水調(diào)整技術(shù)是實現(xiàn)穩(wěn)油控水的核心舉措，并針對沈84-安12塊提出了實施開發(fā)層系調(diào)整、多級細(xì)分注水、水淹層挖潛、多元注采調(diào)控等優(yōu)化對策［6］。2023年，彭梓俊開展自膨脹封隔器對水平井進(jìn)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(nèi)特定流體發(fā)生持續(xù)膨脹，封隔器膨脹后空間受限與井壁過盈擠壓產(chǎn)生接觸應(yīng)力，進(jìn)而對環(huán)空實現(xiàn)密封隔離［7］。除了有機(jī)封堵和機(jī)械封堵，還可以采用高強(qiáng)度固井水泥對射開的層段進(jìn)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(fēng)險［8］。

大慶長垣油田針對薄差油層發(fā)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(xì)描述砂體的基礎(chǔ)上開展壓裂、水井酸化等技術(shù)進(jìn)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(jìn)入雙特高后期開發(fā)階段后，常規(guī)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(wǎng)調(diào)整為主技術(shù)措施也難以滿足挖潛的需要。同時，面對井周污染、低滲區(qū)見效弱等問題，不能單純依靠調(diào)剖或者封堵進(jìn)行調(diào)整，需借助壓裂措施挖掘低滲區(qū)潛力。

盡管壓裂改造工藝作為提高油井產(chǎn)量的主要手段，但在高含水期的適應(yīng)性差，為此各學(xué)者開展了控水壓裂相關(guān)技術(shù)的研究，在明晰儲層特性與應(yīng)力分布的基礎(chǔ)上，對裂縫延伸方向予以分析并控制其形態(tài)，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(qū)分的儲層，在高含水高滲透率帶實施封堵，對低滲透帶進(jìn)行壓裂改造；

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

2004年，李臣等認(rèn)為在開展儲層靜態(tài)特征深入認(rèn)識的同時，需要針對性開展調(diào)驅(qū)、酸化、擠液破堵、壓裂引效、轉(zhuǎn)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(zhì)性高的高含水厚油層，提出了油井補孔、堵水、壓裂與水井細(xì)分注水相結(jié)合的3種厚油層精細(xì)挖潛方法，其中為了減少高產(chǎn)液層對壓裂層的干擾，采取先壓裂后立即堵水的策略，設(shè)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(jié)構(gòu)，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(yōu)化施工參數(shù)，在進(jìn)行壓裂挖潛的同時平衡隔層上下壓差，保證隔層的穩(wěn)定性雖然在試驗取得了一定效果，但復(fù)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(nèi)進(jìn)行剩余油挖潛工藝探索，現(xiàn)場試驗50井次，總結(jié)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(guī)模還較?。?3］。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(shù)適應(yīng)性研究，利用應(yīng)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(shù)、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(yōu)化施工參數(shù)設(shè)計，實現(xiàn)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(xué)位論文《低滲砂巖中高含水油層控水壓裂技術(shù)研究》中探討了相滲透率改善劑存在的主要問題為導(dǎo)致地面泵注壓力增加、儲層傷害加大等，為此進(jìn)行相滲透率改善劑體系的研發(fā)，將優(yōu)選出的4種單體合成改善后的相滲透率改善劑，與優(yōu)選的Al3+交聯(lián)劑進(jìn)行合成，提升了不堵油、控水的作用，但重點對優(yōu)化的相對滲透率改善劑進(jìn)行大量的室內(nèi)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(jìn)行改性，將其改性為中性潤濕或疏水性壁面，降低產(chǎn)水量對產(chǎn)能的影響，進(jìn)替補提高產(chǎn)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(shè)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(qiáng)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(xiàn)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(fā)了帶活性基團(tuán)的阻水透油支撐劑，通過將有機(jī)硅化物覆膜于石英砂上，提高支撐劑表面油潤濕指數(shù)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(xiàn)場應(yīng)用效果明顯好于常規(guī)石英砂［17］，雖取得了一定效果，但試驗井較少。綜上調(diào)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(diào)整思路的研究，但防竄思路上壓裂-控水一體化技術(shù)結(jié)合得尚不緊密，當(dāng)前的做法大多數(shù)側(cè)重于在壓裂改造完成后，油井進(jìn)入見水階段后再利用特定工具和材料進(jìn)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(shù)手段。

分析復(fù)雜井網(wǎng)下注采關(guān)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(yōu)勢通道，在密集井網(wǎng)下進(jìn)行水平井壓裂改造時，井間干擾嚴(yán)重，導(dǎo)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(yōu)勢通道連通，難以針對性改造低滲區(qū)，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(jìn)行針對性改造、控制含水率并提升經(jīng)濟(jì)效益，形成防竄控水-壓裂一體化技術(shù)，關(guān)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(xù)油管底封拖動壓裂技術(shù)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(qiáng)壓裂作業(yè)的針對性和有效性。隨著連續(xù)油管壓裂的配套工具在設(shè)計、應(yīng)用方面不斷完善，施工效率得到提高，連續(xù)油管能夠更好地適應(yīng)復(fù)雜地質(zhì)條件和作業(yè)需求，該技術(shù)在礦場應(yīng)用經(jīng)驗越來越豐富［18］，但經(jīng)過前期調(diào)研，關(guān)于采用連續(xù)油管壓裂在復(fù)雜井網(wǎng)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(qū)塊充分發(fā)揮連續(xù)油管底封拖動分段壓裂技術(shù)的優(yōu)勢，精細(xì)劃分、精準(zhǔn)開發(fā)、科學(xué)評價，推動防竄控水-壓裂一體化技術(shù)的發(fā)展。首先要深入分析和掌握復(fù)雜井網(wǎng)中的注采關(guān)系特性，其次圍繞復(fù)雜井網(wǎng)下優(yōu)勢裂縫分布、水體分布情況，優(yōu)化裂縫起裂位置，最后為了防止裂縫壓竄，要控制裂縫形態(tài)，實現(xiàn)規(guī)避水井和已壓裂井的壓裂作業(yè)，從而提高了油氣的采收率。這一技術(shù)的應(yīng)用為復(fù)雜井網(wǎng)環(huán)境下油田的增產(chǎn)改造開辟了新思路。

1方法過程

1.1成果研究過程

根據(jù)遼河油田TB1區(qū)塊的現(xiàn)有的改造難題，開展針對性避射控水儲層改造精準(zhǔn)挖潛研究，如圖1所示。

從圖1中可以看出，在復(fù)雜井網(wǎng)下開展避射壓裂方法，以地質(zhì)為導(dǎo)向，借助地質(zhì)資料明確簇點位置以避開水井和已壓裂井，優(yōu)選連續(xù)油管底封拖動分段壓裂等工藝，優(yōu)化壓裂方案，控制裂縫延伸，為了對比復(fù)雜井網(wǎng)下避射壓裂思路與常規(guī)壓裂工藝，配合開展科學(xué)監(jiān)測進(jìn)行評價。

1.1.1改造難點

（1）儲層特性和開發(fā)模式。在遼河油田的外圍區(qū)塊TB1塊，油藏埋深860～1090m，主要儲層類型為砂礫巖，表現(xiàn)出中孔、中低滲的儲層特性。歷經(jīng)30年開發(fā)過程，TB1塊逐步轉(zhuǎn)向一套層系注水開發(fā)模式，縱向注水井段跨度達(dá)到160m。然而，本區(qū)塊非均質(zhì)性強(qiáng)，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(qū)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(dá)到87.5%，注采對應(yīng)關(guān)系差。

為了應(yīng)對這一挑戰(zhàn)，采用直平組合優(yōu)化井網(wǎng)：在現(xiàn)有直井井網(wǎng)（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(jìn)行儲層改造，在一定程度上提高了油井的產(chǎn)量。為了進(jìn)一步提升產(chǎn)能，下一步要繼續(xù)深化水平井壓裂改造技術(shù)挖潛工作，但在此過程中，面臨著以下難點：井間動態(tài)響應(yīng)顯著，高產(chǎn)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(fā)揮，嚴(yán)重制約了常規(guī)增產(chǎn)措施的有效性，導(dǎo)致下一步水平井改造困難、剩余油氣采收率難以進(jìn)一步提升的困境。

（2）井間動態(tài)響應(yīng)明顯，高產(chǎn)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(chǎn)量均發(fā)生了顯著變化。雖然在該井設(shè)計過程中充分考慮了通過段內(nèi)規(guī)模的優(yōu)化進(jìn)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(xiàn)了明顯的油壓、套壓升高現(xiàn)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(chǎn)油量在開井初期有所增加，但很快出現(xiàn)了遞減的情況。分析認(rèn)為，老縫的存在對新裂縫發(fā)育干擾顯著，影響了裂縫的延伸與展布，進(jìn)而影響壓裂效果和開發(fā)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(jìn)行了微地震監(jiān)測，該井各段裂縫長度在205m到292m的范圍內(nèi)，其中，在第2段、第4段、第6段出現(xiàn)了裂縫長度失控的現(xiàn)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(jiān)測數(shù)據(jù)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(rèn)為，這種情況受到了儲層非均質(zhì)性或優(yōu)勢通道的影響，段內(nèi)不均勻裂縫發(fā)育，產(chǎn)生超級縫。

結(jié)合產(chǎn)液剖面進(jìn)一步分析，TB-13井有效產(chǎn)油簇數(shù)偏低，簇有效率僅為65.8%，結(jié)合鄰井的生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行分析，TB-13井第2段的產(chǎn)液量并不理想，認(rèn)為與相鄰的注水井發(fā)生竄通，導(dǎo)致該井含水率高達(dá)98%。

1.1.2針對性開發(fā)對策

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

（1）精準(zhǔn)地質(zhì)認(rèn)識優(yōu)化壓裂起裂點。遵循壓裂工程一體化原則，結(jié)合錄井解釋結(jié)果、測井解釋結(jié)果以及試油數(shù)據(jù)分析等地質(zhì)生產(chǎn)資料，分析儲層特征精細(xì)劃分甜點區(qū)［22］，甜點區(qū)通常被分為I類、II類和III類，其中I類甜點區(qū)綜合品質(zhì)最好，是壓裂工程的首選目標(biāo)；II類甜點區(qū)次之，但仍具有一定的開發(fā)潛力；III類區(qū)則屬于儲層品質(zhì)較差的區(qū)域。同時，利用地質(zhì)軟件構(gòu)建井網(wǎng)關(guān)系，結(jié)合前期的微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)，構(gòu)建出能夠準(zhǔn)確反映已壓裂井裂縫密度、長度、方向等基本參數(shù)及其空間分布特征的裂縫模型，再結(jié)合水體分布圖進(jìn)行分析。由于是在直井井網(wǎng)間穿插部署了水平井，增加了水平井周圍環(huán)境的復(fù)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(yīng)的水平段不考慮進(jìn)行布壓裂點，并適當(dāng)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(yīng)當(dāng)全面評估壓裂裂縫與注水井積水區(qū)相互作用可能導(dǎo)致的壓裂后產(chǎn)水量過高問題，通過模擬不同裂縫長度下的產(chǎn)量變化，來確定裂縫長度的最優(yōu)范圍，以減緩產(chǎn)量增長趨勢的放緩［23］；對于距離較遠(yuǎn)的注水井，通過精細(xì)控制改造規(guī)模，以避免新裂縫與注水井發(fā)生竄通為前提，最大程度地對砂體進(jìn)行改造；若鄰井為已壓裂的油井，控制起裂點和裂縫形態(tài)以預(yù)防新裂縫向老裂縫方向發(fā)育，防止裂縫的竄通，因此，精準(zhǔn)描述井間地質(zhì)特征，是成功開展避射壓裂的基礎(chǔ)。

（2）連續(xù)油管精準(zhǔn)控制起裂位置，確保射開效率。目前橋塞分段壓裂技術(shù)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(jìn)行精確的裂縫控制。相比之下，連續(xù)油管底封拖動壓裂工藝展現(xiàn)出了顯著的技術(shù)優(yōu)勢［24］：在施工方式上，連續(xù)油管底封拖動分段壓裂技術(shù)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(jìn)行連續(xù)作業(yè)，避免了起下鉆等復(fù)雜作業(yè)程序，一旦發(fā)生砂卡可直接循環(huán)快速清砂，無需進(jìn)行打撈作業(yè)；施工結(jié)束后，也無需鉆磨橋塞，可直接放噴、下泵生產(chǎn)。在施工方法、壓后油井管理以及作業(yè)效率等多個維度上均展現(xiàn)出顯著的優(yōu)勢。此外，連續(xù)油管底封拖動技術(shù)能夠靈活地適應(yīng)不同的井況和作業(yè)要求，使得施工人員可以更加精準(zhǔn)地控制作業(yè)進(jìn)度和質(zhì)量；多位學(xué)者通過現(xiàn)場實踐，進(jìn)一步驗證了其精準(zhǔn)定位的特性及高度的針對性［25］，不僅提高了作業(yè)效率，還大大降低了作業(yè)風(fēng)險，從而充分滿足了精準(zhǔn)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(lián)作技術(shù)，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(yōu)化射孔排量以確?？籽鄣拈_啟，但噴砂射孔工況是連續(xù)油管水力噴砂射孔作業(yè)中最易出現(xiàn)強(qiáng)度和穩(wěn)定性問題的過程［27］，需要優(yōu)化射孔排量、管柱尺寸、噴嘴的數(shù)量、孔眼直徑等參數(shù)，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(huán)空摩阻、噴嘴節(jié)流壓差、回壓的總和要在井口和管柱的承壓范圍內(nèi)。為達(dá)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(yè)的效率和工具的使用壽命。

（3）精準(zhǔn)控制裂縫形態(tài)，差異化設(shè)計方案。在深入研究井網(wǎng)井距與地質(zhì)條件對裂縫擴(kuò)展效果及產(chǎn)能貢獻(xiàn)的基礎(chǔ)上，針對不同甜點段的地質(zhì)特性，遵循“優(yōu)質(zhì)儲層多加砂”的精細(xì)化設(shè)計理念，對各甜點段的加砂規(guī)模進(jìn)行了差異化設(shè)計，具體設(shè)計原則如下：優(yōu)先改造I類甜點區(qū)：針對資源富集、潛力巨大的區(qū)域，實施重點改造，優(yōu)化半縫長，通過提液提砂技術(shù)最大化采收率；適度改造II類甜點區(qū)：針對資源基礎(chǔ)良好、開發(fā)條件復(fù)雜（規(guī)避水井、已壓裂井）的區(qū)域，采取靈活多樣的改造策略，各段規(guī)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(qū)保持原狀：對于資源潛力有限或地質(zhì)條件復(fù)雜的區(qū)域，暫不進(jìn)行改造，以節(jié)約資源并降低風(fēng)險；限制避射點區(qū)域改造規(guī)模：所有接近水井、已壓裂井的區(qū)域，無論其甜點級別如何，均需嚴(yán)格限制壓裂作業(yè)的規(guī)模和范圍，確保作業(yè)安全，防止發(fā)生水竄。

1.2成果應(yīng)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(jìn)行連續(xù)油管分段避射壓裂改造現(xiàn)場試驗。根據(jù)前期監(jiān)測結(jié)果，明確TB1塊的裂縫發(fā)育方向為NE78°。在此基礎(chǔ)上，緊密結(jié)合地質(zhì)模型，對TB-02井和TB-03井這兩口水平井改造位置進(jìn)行優(yōu)化，以確保壓裂改造能夠精準(zhǔn)、高效地進(jìn)行，充分發(fā)揮該區(qū)域的油氣開采潛力。

在復(fù)雜井網(wǎng)下，TB-02井周邊的井位布局較為復(fù)雜，在其50m井距范圍內(nèi)，分布著4口注水井和2口油井。這些注水井在過往的生產(chǎn)過程中，累計注入水量達(dá)到了3.83×104m3，對TB-02井的壓裂改造作業(yè)產(chǎn)生限制。而TB-03井鄰井距離相對較遠(yuǎn)，在其50m井距范圍內(nèi)有1口注水井、2口油井，在100m井距范圍內(nèi)還有3口注水井和2口油井，其注水井累計注入水量高達(dá)15.35×104m3，同樣面臨著復(fù)雜的地質(zhì)條件和井位環(huán)境的挑戰(zhàn)。針對復(fù)雜的井位布局情況，經(jīng)過詳細(xì)分析和優(yōu)化，明確TB-02井設(shè)計36段進(jìn)行壓裂改造，TB-03井設(shè)計34段進(jìn)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(xiàn)高效油氣開采奠定堅實基礎(chǔ)。

（1）射孔方案優(yōu)化。影響噴砂射孔的參數(shù)主要有噴射速度、射孔砂硬度和粒徑、攜砂液體性質(zhì)、噴嘴尺寸、壓力等多種因素。以TB-02井為例，基于連續(xù)油管參數(shù)（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(zhì)以及施工工藝要求等多方面因素的綜合考慮，設(shè)定回壓為10MPa，對不同排量下噴嘴流速和摩阻進(jìn)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(xiàn)上升趨勢，當(dāng)射孔排量達(dá)到0.6m3/min時，噴嘴流速達(dá)到200m/s以上，滿足連續(xù)油管水力噴射的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)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(dǎo)致連續(xù)油管內(nèi)的壓力過高，超過其安全工作壓力范圍，引發(fā)安全事故，因此，在方案參數(shù)優(yōu)化設(shè)計中，充分考慮現(xiàn)場設(shè)備抗壓等級以及井控安全規(guī)范以及其他相關(guān)因素，經(jīng)過綜合評估，優(yōu)化射孔排量為0.6m3/min，一方面能實現(xiàn)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(fēng)險。

（2）壓裂方案優(yōu)化。為了切實有效地把控裂縫的延伸情況，需要對施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化模擬，以實現(xiàn)最大化的油氣產(chǎn)量為目標(biāo)，避免因裂縫過度延伸而引發(fā)裂縫壓竄［28］。根據(jù)TB-02井垂深977.35～1003.61m，估算地層閉合壓力在14～16MPa范圍內(nèi)，為滿足人工裂縫支撐縫長和導(dǎo)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(jié)合軟件模擬與現(xiàn)場經(jīng)驗，優(yōu)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(jié)合前期施工經(jīng)驗，采用變粘滑溜水壓裂液體系。為提升壓裂效果，環(huán)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(jié)合地質(zhì)條件以及流體性質(zhì)，假設(shè)壓裂不受鄰井的干擾，利用軟件針對60～140m范圍內(nèi)不同半縫長條件下年累計產(chǎn)量開展模擬實驗，以壓后獲最大產(chǎn)能為基準(zhǔn)確定最佳半縫長。模擬結(jié)果顯示，當(dāng)半裂縫達(dá)110m后，年累計產(chǎn)量呈現(xiàn)顯著平臺效應(yīng)，此半縫長條件下產(chǎn)量增長幅度漸小，原因在于裂縫越長，其內(nèi)部阻力影響越大，致使水平井產(chǎn)量增長幅度趨緩［29］，因此依據(jù)110m半縫長設(shè)計單井加砂規(guī)模，旨在實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益與產(chǎn)能潛力之間的最優(yōu)平衡。由于類甜點區(qū)存在需特別避開水井及已壓裂井位置等復(fù)雜因素，此類因素對裂縫擴(kuò)展影響重大，為確保開采作業(yè)高效精準(zhǔn)，對各簇開展裂縫擴(kuò)展模擬，實施個性化設(shè)計調(diào)整，以減少裂縫間的相互干擾和水竄的風(fēng)險。運用相同的方法和思路，完成TB-03井的設(shè)計。除了TB-13井，選取地質(zhì)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(guī)模，見表2。

從表2中可以看出，實驗井采用每段一簇進(jìn)行壓裂改造，整體上分段更細(xì)，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(fā)儲層；在壓裂規(guī)模方面也有明顯的增加，單簇規(guī)模更大。

（3）現(xiàn)場實施。采用連續(xù)油管帶底封拖動技術(shù)進(jìn)行分段壓裂，將連續(xù)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(jìn)行連續(xù)油管水力噴射射孔和環(huán)空加砂壓裂。連續(xù)油管水力噴射通過高壓水流的強(qiáng)大沖擊力，在設(shè)計的裂縫起裂點形成有效的射孔通道，環(huán)空加砂壓裂則是利用環(huán)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(dǎo)流能力的裂縫，完成一段壓裂改造后上提管柱進(jìn)行下一段的壓裂施工［30］，完成所有層段壓裂后，上提連續(xù)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(nèi)，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(huán)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(xiàn)為地層破裂形態(tài)，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(huán)空最高施工壓力30MPa，油管最高壓力為49MPa，攜砂液階段排量穩(wěn)定，砂比基本穩(wěn)定，隨著裂縫的延伸和擴(kuò)展，泵壓波動起伏呈現(xiàn)壓力波動型［31］，施工壓力曲線較為平穩(wěn)。

2結(jié)果現(xiàn)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(zhì)流向人工裂縫和人工裂縫流向井筒兩部分?；|(zhì)低滲透率導(dǎo)致流體滲流阻力大，限制單井產(chǎn)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(chǎn)能最直接、最經(jīng)濟(jì)的技術(shù)手段。但壓竄現(xiàn)象對油井地層能量及壓裂效果產(chǎn)生不良影響，導(dǎo)致壓裂效果未及預(yù)期，進(jìn)而影響其首年日產(chǎn)、EUR（最終可采儲量）等，降低油井產(chǎn)能。針對注水區(qū)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(guān)系差且復(fù)雜的區(qū)塊，復(fù)雜的油水關(guān)系導(dǎo)致油層的壓力分布不穩(wěn)定，已壓裂井產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力可能干擾目標(biāo)井常規(guī)壓裂時水力裂縫不均勻起裂、延伸不受控制。Zhang等通過實驗?zāi)M發(fā)現(xiàn)人工裂縫的延伸受應(yīng)力干擾作用明顯，并且人工裂縫中的高流體壓力可能導(dǎo)致人工裂縫以大角度偏轉(zhuǎn)，易出現(xiàn)壓竄情況，影響壓裂效果。對于油水不同層的區(qū)塊，在薄油層或者遮擋層應(yīng)力遮擋弱的儲層，壓裂改造極易穿透上下隔層，導(dǎo)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(fā)生至關(guān)重要。

（2）防竄機(jī)理分析。防竄核心在于通過合理的工藝技術(shù)和措施手段控制裂縫形態(tài)，裂縫的長度、高度和寬度。2014年，王理國在其學(xué)位論文中深入探討了裂縫形態(tài)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(yīng)力、巖石力學(xué)楊氏模量、泊松比、施工排量、以及濾失性、稠度系數(shù)、粘度、密度等壓裂液性能參數(shù)；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(xué)參數(shù)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(jìn)行“預(yù)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(gòu)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(guī)模細(xì)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(xiàn)場實驗中，監(jiān)測數(shù)據(jù)表明僅有90%裂縫在砂體內(nèi)延伸，且井距小于200m時，井間老裂縫引起的應(yīng)力干擾使目標(biāo)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(yīng)措施外，在已壓裂鄰井對應(yīng)的水平改造段位置前后10m以外進(jìn)行科學(xué)合理射孔定點，實現(xiàn)進(jìn)一步降低壓竄風(fēng)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(dá)98%，TB-14井平均含水率73.1%，采用連續(xù)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(chǎn)初期含水率高，達(dá)95%，轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)后含水率下降。結(jié)合產(chǎn)液剖面測試結(jié)果和礦化度監(jiān)測結(jié)果，分析認(rèn)為TB-02井初期產(chǎn)水量高可能是裂縫發(fā)育延伸到鄰井注水井積水區(qū)，隨著生產(chǎn)進(jìn)行，有效注采對應(yīng)關(guān)系逐漸形成，產(chǎn)油量上升，含水率下降，表明TB-02井采用的連續(xù)油管分段避射壓裂技術(shù)有效控制了裂縫形態(tài)，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(zhì)環(huán)境更為復(fù)雜，具體表現(xiàn)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(guī)模改造壓裂水平井約200m，存在低應(yīng)力區(qū)；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(jīng)進(jìn)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(guī)模橋塞分段壓裂，微地震監(jiān)測結(jié)果顯示裂縫高度達(dá)到了54～70m，半縫高為27～35m，使TB-41井面臨極高的壓竄風(fēng)險。因此該井在優(yōu)化各項參數(shù)以避免平面上發(fā)生水淹的同時，還需特別關(guān)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(shè)計劃分為31段進(jìn)行單簇壓裂作業(yè)，對趾部至中部（第1段至第20段）進(jìn)行控縫改造，對跟部進(jìn)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(jīng)底封溫壓監(jiān)測和微地震監(jiān)測，第一段縫高超過地質(zhì)要求，導(dǎo)致井間竄通，其余各段壓裂效果基本符合預(yù)期，防竄效果提高到95.2%。綜合全井監(jiān)測數(shù)據(jù)，認(rèn)為該井在目前壓裂改造排量和規(guī)模的條件下，當(dāng)段間距≤15.5m時，發(fā)生過度改造的概率為37.5%，表明簇間距過密會導(dǎo)致過度改造的可能性大幅增加；當(dāng)段間距l(xiāng)t;16m時，易出現(xiàn)過度改造；當(dāng)段間距gt;22m時，易出現(xiàn)孤立簇，無法形成有效縫網(wǎng)。

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(shù)手段可以在一定程度上控制裂縫形態(tài)，但這些方法也無法完全保證控制裂縫如預(yù)想的方式進(jìn)行延伸與發(fā)育；而采用避射與控制規(guī)模的策略配合壓裂改造，減弱了誘導(dǎo)應(yīng)力對裂縫延伸方向的影響，結(jié)合施工規(guī)模的優(yōu)化，避免提供裂縫繼續(xù)延伸的不利條件，從而有效控制了裂縫竄通問題發(fā)生。

2.2生產(chǎn)效果討論

（1）產(chǎn)液剖面監(jiān)測。產(chǎn)液剖面監(jiān)測技術(shù)在評估油氣井生產(chǎn)效果、測試評價層段動用差異以及壓后產(chǎn)量差異方面具有重要作用。但實際應(yīng)用中，各段流體壓力、溫度、流動狀態(tài)不同，流體在井筒內(nèi)匯集時相互干擾，增加了測試結(jié)果解釋的難度［37］。為此，運用常規(guī)儀器和分布式光纖監(jiān)測分別在TB-02井、TB-03井投產(chǎn)初期對其進(jìn)行產(chǎn)液剖面測試，對水平井壓裂改造進(jìn)行全過程、全井段的跟蹤和監(jiān)測［38］，并對比了同油組的TB-13井、TB-14井的產(chǎn)液剖面測試數(shù)據(jù)。結(jié)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(xù)油管分段壓裂施工具有明顯優(yōu)勢。

（2）示蹤劑監(jiān)測。示蹤劑可分為放射性元素、穩(wěn)定同位素和化學(xué)物質(zhì)等體系，示蹤劑監(jiān)測技術(shù)可準(zhǔn)確評價水平井各段的有效動用情況，計算水平井各段的產(chǎn)量貢獻(xiàn)率［39］，為降低潛在危害，采用穩(wěn)定同位素進(jìn)行壓裂改造評估，分別對TB1區(qū)塊的4口井投入油溶性和水溶性示蹤劑，進(jìn)行了各井各段產(chǎn)量貢獻(xiàn)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(jié)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(xù)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(chǎn)水剖面除了第4段，其他層段產(chǎn)水量差距較小；TB-03井第三段與其他層段的產(chǎn)水量差異較大，但各層段產(chǎn)油量差距最?。籘B-13井各段產(chǎn)水、產(chǎn)油剖面差距都比較明顯；TB-14井產(chǎn)水差距較大，第3段、第4段的出水量較多，產(chǎn)油剖面差距較小。

（3）產(chǎn)量分析。為直觀地對比不同工藝生產(chǎn)效果，將同油組四口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行對比分析，如圖3所示。

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

綜上所述，連續(xù)油管分段避射壓裂方法在TB1塊的實際應(yīng)用中，結(jié)合“精細(xì)劃分、精準(zhǔn)開發(fā)、科學(xué)評價”的原則，成功實現(xiàn)了避水、避已壓裂井與控制含水率的目的，施工數(shù)據(jù)及生產(chǎn)實踐均表明，壓裂增產(chǎn)效果明顯，相較于水平井橋塞分段壓裂技術(shù)具有明顯優(yōu)勢，為區(qū)塊的高效開發(fā)提供了堅實的技術(shù)支持。

3結(jié)論建議

（1）連續(xù)油管分段避射壓裂方法成功解決了復(fù)雜井網(wǎng)下注采關(guān)系差、水平井壓裂改造后壓竄和高含水的關(guān)鍵問題。通過精確地質(zhì)導(dǎo)向與精細(xì)射孔點位設(shè)計，結(jié)合改造規(guī)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(yōu)勢通道發(fā)育導(dǎo)致鄰井竄通等難題，大幅減少井間干擾。在TB1區(qū)塊應(yīng)用中，防竄效果提升至95.2%，產(chǎn)量提升1.8倍，平均含水率降低31.4%，為復(fù)雜井網(wǎng)下高含水單井產(chǎn)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(shù)與經(jīng)驗支撐。

（2）在長期注水開發(fā)的復(fù)雜井網(wǎng)中，通過注采井網(wǎng)關(guān)系分析、數(shù)值模擬和水體分布情況分析等手段，建立了連續(xù)油管分段避射壓裂方法，有效應(yīng)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(chuàng)新。然而，由于油藏剩余油描述的精度不足以及直井裂縫發(fā)育微地震監(jiān)測覆蓋率的局限，對水平井壓裂受效層段的優(yōu)化仍有提升空間。

（3）下步建議聚焦于深化數(shù)值模擬研究與裂縫發(fā)育情況分析，緊密結(jié)合礦場實踐優(yōu)化壓裂選點，增強(qiáng)單井改造效果，精準(zhǔn)調(diào)整壓裂改造范圍，實現(xiàn)資源高效利用，推動該方法在油藏開發(fā)中持續(xù)創(chuàng)新與發(fā)展，提升復(fù)雜井網(wǎng)油藏整體開發(fā)效益。