段內多縫壓裂工藝技術在蘇53－78－27H井的應用

曹忠林

（中國石油長城鉆探工程有限公司壓裂公司，遼寧盤錦124010）

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地西北部，區域勘探面積4.0×104km2。蘇里格氣田呈南北向延伸，屬于低壓、低滲透、低豐度的巖性氣藏，透鏡體砂巖發育。目的層為下二疊統山西組山1段和中二疊統下石盒子組盒8段。儲集空間以原生粒間孔、殘余粒間孔和溶蝕粒間孔為主，孔隙度為5%～10%，滲透率大多在0.1×10－3μm2以下，儲層物性極差，巖性致密。儲層厚度小，有效砂體展布，一般單井氣層厚度不足1 000 m。在低孔隙度、低－特低滲透、低壓等特定儲層條件下，由于儲層基質向裂縫供油氣能力太差，僅靠單一增加水平段長度而增加壓裂主縫數量，已經很難取得預期的增產效果［1－2］，因此，為增加壓裂裂縫波及體積，進一步提高單井產量和儲量動用程度，運用地應力軟件進行評估優化，開展了水平井段內多縫壓裂技術及現場試驗工作。

1 水平段巖石力學參數研究

巖石的脆性特征及地應力參數與儲層巖石的破壞和薄弱面的開啟有著密切的關系，決定著巖石的破裂或開啟形式。根據Rick Rickman提出脆性特征參數的概念，認為巖石脆性特征參數越大，巖石的脆性越高，巖石越容易發生斷裂，而巖石的脆性特征參數與巖石的彈性模量和泊松比有關。圖1給出了巖石彈性模量和泊松比與巖石脆性特征參數之間的相關關系，巖石的彈性模量越大，巖石的脆性越高，泊松比越小，巖石的脆性越高。當巖石的脆性特征參數低于50時，水力裂縫的起裂與擴展以張性破壞為主，水力壓裂更趨向于形成單一裂縫。

通過巖石力學參數模擬計算得出，蘇53－78－27H井水平段巖石平均楊氏模量為31 922 MPa，平均泊松比為0.171，平均破裂梯度為0.021 MPa／m。計算結果表明，該儲層壓裂改造容易形成裂縫。

圖1 巖石力學參數與巖石脆性的相關性

2 縫間干擾分析

水平井穿越儲層的距離長，為提高采收率往往需要沿水平段壓開多條裂縫，如果縫間距太小，不但不能增產，還會導致壓裂施工失敗。根據局部效應原理，作用在物體上的一組自相平衡的外力只在該力系作用區域產生顯著的應力、應變和位移；而在遠離該自相平衡力作用區域的地方，可以略去其效應。利用ABAQUS大型有限元分析軟件，來模擬分析多條橫向裂縫間距對裂縫形態和壓后生產動態的影響，從而確定合理的裂縫間距，以發揮水平井的最大產能［3－4］。

數值模擬表明：對多條橫向縫，當縫間距大于2倍縫高時，流動阻力影響最小；當縫間距大于1.5倍縫高時，對縫寬影響最小，如圖2所示。根據有限元數值模擬結果，蘇53區塊水平井橫向裂縫間極限間距為10 m，因此，只有大于此值，才能有效消除縫間干擾和發揮水平井最大產能，如圖3所示。

圖2 多裂縫間相互作用數值模擬結果

圖3 裂縫間距與產氣量關系對比

根據斷裂力學理論，水力裂縫總是從物性好、斷裂韌性低、閉合應力低、破裂壓力低、抗張強度低的層段優先起裂，綜合水平段測井解釋曲線、巖石力學參數解釋成果、破裂壓力剖面分析，蘇53－78－27H井的裂縫起裂點如表1所示。

表1 水平段裂縫起裂位置

3 段內多縫的實現途徑

3.1 技術原理［5－9］

裸眼水平井段內多裂縫壓裂是在有限的井段內，通過一次或多次向段內投送高強度水溶性多裂縫暫堵劑，形成濾餅臨時封堵前次裂縫，迫使段內開啟一條或多條新的裂縫，從而增加水力裂縫條數和密度，獲得比常規壓裂更大的單井改造控制區域。實施方法是在施工過程中，實時地向地層中加入水溶性暫堵劑，該劑為粘彈性的固體小顆粒，遵循流體向阻力最小方向流動的原則，暫堵劑顆粒進入地層中的裂縫或高滲透層，在高滲透帶產生濾餅橋堵，使后續工作液不能向裂縫和高滲透帶進入，從而壓裂液進入高應力區或新裂縫層，促使新縫的產生和支撐劑的鋪置變化。產生橋堵的水溶性暫堵劑在施工完成后溶于地層水或壓裂液，不對地層產生污染，不影響后期壓裂返排和生產采氣。

3.2 暫堵劑主要性能

該暫堵劑是在地面高溫高壓下，通過交聯反應以及物理的勢能活化得到，它是化學反應與物理勢能相互催化的復合體，承受壓差大于80 MPa，在壓裂液中100℃時，0.5小時微溶，2.5小時全溶，如圖4所示。該顆粒隨液體進入炮眼和裂縫后，在壓力差下，獲得勢能后繼續反應交聯，形成高強度的濾餅，封堵率高，封堵效果好，且內含F表面活性劑，有利于助排。

4 現場試驗情況

蘇53區塊蘇53－78－27H井是一口開發水平井，垂深3 398 m，水平段長1 000 m，地層溫度120℃，地層壓力系數0.824，壓裂形成橫向縫。

圖4 暫堵劑100℃溶解曲線

4.1 規模、排量優化

根據本區以往壓裂井模擬優化結果和裂縫監測解釋成果，確定該井單次平均加砂規模為40 m3，施工排量為3.5～4.0m3／min，攜砂液平均砂比為20%～22%，前置液比例為40%～45%。

4.2 液氮優化

液氮伴注是蘇里格氣田廣泛應用的增能返排措施，常規直井采用全程伴氮工藝。為保證施工安全，液氮設計在前兩條裂縫壓裂施工中采用全程伴氮泵注，后面十三條裂縫只在前置液中使用，以實現水平井增能返排帶動水平段整體返排。

4.3 壓裂施工參數及壓裂施工情況

該井依據段內多裂縫壓裂理論，設計6段15條縫，3 1／2″油管注入，共使用壓裂液5 833 m3，液氮伴注量193 m3，加砂660 m3，平均砂比23.5%，最高砂比33.4%，施工排量3.8 m3／min，地面施工壓力66 MPa。

4.4 裂縫監測結果

段內多縫壓裂微地震裂縫監測表明，本區地應力方向為西北－東南向或近東西向，裂縫展布方向基本上符合水平段軌跡呈正交形式，說明目前設計的水平段方位采用南北向適合下步壓裂改造工藝，同時，監測的裂縫條數基本與施工設計相符合。從裂縫監測結果看，段內注入暫堵劑后，老裂縫被有效封堵并在新的位置形成了新的人工裂縫。該井設計分5段15條裂縫，而實際地面微地震裂縫監測結果顯示產生了16條裂縫，其中有1條為天然裂縫［7］，其結果見表2所示。

表2 蘇53－78－27H水平井裂縫監測三維形態參數

4.5 配產及生產情況

蘇53－78－27H井2012年5月28日投產，開井油壓21.11 MPa，套壓22.6 MPa。截止2013年8月31日，油壓3.39 MPa，套壓12.7 MPa，日產氣14.2×104m3，累產天然氣7 186.6×104m3，平均日產氣量達16.8×104m3。

5 結論

（1）段內多裂縫壓裂技術增加了段內裂縫條數，適度提高了單條裂縫的加砂規模，達到了氣藏縱橫向全面改造，有效地降低了完井作業風險和投入成本，從而實現了水平井儲量的有效動用。

（2）采用FracPT2011壓裂軟件對壓裂規模進行了優化模擬，確定了最優施工規模、壓裂施工參數和泵注程序，實現了對儲層的有效改造。

（3）該技術驗證了地應力軟件分析在蘇53區塊水平井壓裂工藝設計中的實用性。

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