鄂爾多斯盆地致密油藏水平井二次壓裂技術研究

蔣艷芳

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006）

截至2020 年，鄂爾多斯盆地南部致密油藏三級儲量為4.82×108t，探明儲量為2.41×108t，動用儲量為1.33×108t，未動用儲量為1.08×108t，還具有較大的勘探開發潛力。該油藏壓裂水平井共528 口，但產油量小于1.0 t/d 的井數占比高達56.8%。為了尋找低產水平井有效的增產方法，文中開展了致密油藏水平井二次壓裂技術研究[1-6]。通過建立井周、注入流體誘導和人工裂縫誘導的多應力場耦合模型，開展二次壓裂裂縫延伸及擴展規律研究，并結合鄂爾多斯盆地南部致密低滲油藏前期水平井的完井方式及壓裂改造情況，優選壓裂工藝，優化壓裂技術參數。

1 二次壓裂裂縫起裂及擴展規律

1.1 多應力場耦合二次壓裂擴展模型

水力壓裂施工后儲層應力場主要由井筒周圍應力場、注入流體誘導應力場和壓裂產生人工裂縫誘導應力場耦合而成[7]，因此研究二次壓裂裂縫起裂及擴展規律，需先建立多應力場耦合數學模型。

1.1.1 井周應力場數學模型

當地層被鉆開以后，井壁周圍受到地應力的作用形成應力集中帶[2]。假設地層為均質、無限大地層，地層滲透率各向同性，內邊界為定壓邊界，水平應力各向異性，根據彈性力學理論，得到井周徑向應力、切向應力計算公式如下：

式中：wp為井底壓力，MPa；wr為井眼半徑，m；r為地層中任何一點距離井眼中心的距離，m；θ為半徑方向與水平方向的夾角，（°）；Hσ、hσ分別為最大水平主應力和最小水平主應力，MPa；rσ、θσ分別為徑向應力和切向應力，MPa。

1.1.2 注入流體誘導應力場數學模型

當對油氣井進行壓裂改造時，流體進入地層，引起地層壓力升高，導致井筒周圍應力場重新分布，使井周應力場發生變化，即為注入流體誘導應力場。以流固耦合方程、應力平衡方程、連續性方程及達西定律為基礎，采用拉氏變換得到注入流體誘導徑向和切向應力計算公式[8]：

1.1.3 人工裂縫誘導應力場數學模型

水力壓裂施工產生裂縫，地層孔隙壓力會發生變化，導致巖石發生形變，最終在地層產生誘導應力場。假設無限大地層中有一條對稱雙翼的垂直裂縫，根據彈性力學理論，得到人工裂縫誘導應力場計算公式：

1.1.4 切向應力場數值模擬

根據巖石張性破裂準則，人工裂縫的起裂主要與切向應力場相關，因此主要討論切向應力場的分布規律[3]。利用式2、式4 以及式6 分別模擬計算井周應力場、注入流體誘導應力場以及人工裂縫誘導應力場，地層和流體基本參數見表1。鉆井成孔后，井周應力場即為第一次壓裂前的應力場，同時將井周地應力場、注入流體誘導應力場和人工裂縫誘導應力場平面分布相疊加，得到第一次壓裂后的總應力分布（圖1）。從圖1a 看出，在0°、180°時切向應力達到最小值，在90°、270°時切向應力達到最大值。這說明最大水平主應力方向上切向應力最小，其最先達到巖石的抗張強度，因此初次壓裂時人工裂縫沿著最大主應力方向延伸。從圖1b 看出，受注入流體及人工裂縫的影響，第一次壓裂后地應力發生了變化，且距離井筒越近，切向應力變化值越大。

表1 地層和流體基本參數

圖1 初次壓裂前、后切向應力平面分布

1.1.5 人工裂縫延伸軌跡

由于人工裂縫沿著切向應力最小點延伸，先作出切向應力等值線分布圖，然后畫圓找出與等值線相切的點（最小值），這些切點連成的線即為人工裂縫延伸軌跡（圖2）。從圖2 中可以看出，第二次壓裂裂縫發生了轉向，這是由于井周的應力場發生了變化，超出一定距離后，裂縫方向與原始最大主應力方向一致，回到遠場地應力方向。

圖2 第一次人工裂縫與第二次壓裂時人工裂縫延伸軌跡

1.2 裂縫轉向影響因素分析

基于上述地應力場的分析，通過數值模擬，開展了地質參數、工程參數對二次裂縫轉向影響的分析。結果表明，隨著水平應力差增大，轉向半徑和轉向裂縫起裂角都減小，初始水平地應力差值是控制垂向裂縫是否產生的主要因素之一，差值越大，越不容易產生新裂縫，即使產生了新裂縫，裂縫垂向延伸的距離也很小；楊氏模量、破裂壓力對二次裂縫轉向基本沒影響；泊松比對二次壓裂轉向半徑沒影響，但隨著泊松比增大，轉向裂縫起裂角減小（表2～5）。

表2 水平應力差對裂縫轉向影響

表3 楊氏模量對裂縫轉向的影響

表4 破裂壓力對裂縫轉向的影響

表5 泊松比對裂縫轉向的影響

從表6～8 中可以看出，隨著初次壓裂縫長增大，轉向半徑和轉向裂縫起裂角都增大；隨著初次壓裂縫高增大，轉向半徑增大，轉向裂縫起裂角減小幅度低；隨著凈壓力增大，轉向半徑和轉向裂縫起裂角都增大。

表6 初次壓裂縫長對裂縫轉向的影響

表7 初次壓裂縫高對裂縫轉向的影響

表8 凈壓力對裂縫轉向的影響

2 二次壓裂工藝技術優化

前期鄂南致密油藏改造規模較大，根據二次壓裂裂縫起裂及擴展特征，二次壓裂改造將沿著老縫進一步延伸，通過增大裂縫有效長度，提高產量幅度不大。因此如何減小水平兩向應力差、增大壓裂縫內凈壓力，實現壓裂裂縫轉向，形成體積縫網是致密油藏二次壓裂改造的關鍵[9]。

2.1 主體壓裂技術

為降低水平兩向應力差值，提高縫內凈壓力，優化二次壓裂改造技術為大規模、高排量、分段多簇暫堵壓裂技術。通過大規模、高排量壓裂，增加壓裂改造體積，提高縫凈壓力；利用多簇壓裂降低水平兩向應力差；同時采用暫堵劑封堵老縫，提高縫內凈壓力，擴大老井二次壓裂改造體積。另外，在泵注技術上采用混合水+多粒徑組合支撐劑模式，提高裂縫復雜性，有效支撐天然裂縫與分支裂縫。

2.2 暫堵劑優選及組合方式

暫堵劑轉向技術的機理是在施工過程中實時地向地層中加入暫堵劑，根據流體向阻力最小方向流動的原則，暫堵劑首先進入地層中已張開的裂縫，形成架橋或充填堵塞，阻止后續液體繼續進入，同時產生一定的附加壓差，當附加壓差與已張開裂縫的延伸壓力之和高于未張開縫或基質的破裂壓力時，則裂縫發生轉向，從新的地方起裂，增大溝通新儲集體的幾率，同時有利于溝通非最大主應力方向上的儲集體[10]。暫堵劑的優選關鍵在于封堵強度、顆粒尺寸與裂縫的匹配關系。

根據鄂南致密油藏儲層地質特征，模擬壓裂裂縫尺寸為縫口縫寬8～12 mm，中部縫寬4～6 mm，端部縫寬1～3 mm。由于裂縫縫口、中部和端部裂縫尺寸有差異，結合對不同類型暫堵劑的調研，為保證多簇均衡改造和縫內暫堵效果，優化采用縫口+縫內組合暫堵方式，即縫口暫堵采用高強度暫堵球，縫內暫堵采用纖維+顆粒暫堵劑的組合暫堵方式。根據模擬不同暫堵劑配比在不同裂縫尺寸下的封堵能力，確定最終暫堵組合劑配比。

2.2.1 縫口暫堵球尺寸優化

縫口暫堵球主要是封堵射孔炮眼。在壓裂施工過程中，暫堵球主要受壓裂液沖擊力、井筒內壓力和地層壓力影響，要使暫堵球有效封堵，在暫堵球與孔眼接觸方向上的分壓力（井筒內壓力與地層壓力之差）必須大于壓裂液沖擊力在此上的分壓力，由此得出暫堵球所需尺寸范圍計算公式：

式中：1P為壓裂液沖擊力，MPa；2P為暫堵球封堵層的地層壓力，MPa；3P為壓裂過程中井筒內壓力，MPa；Q為壓裂液注入流量，m3/min，ρ為壓裂液混合密度，kg/m3；kr為孔眼直徑，mm；Rq為暫堵球直徑，mm；D為井筒內徑，mm。

根據式（7），計算在不同的暫堵球井筒與地層壓差條件下，允許的最大暫堵球直徑與孔眼直徑比值。從計算結果來看，在允許范圍內，排量越高，暫堵球直徑與孔眼直徑比值的最大值越小，暫堵效果越差。因此，在現場施工過程中，投暫堵球封堵炮眼期間，應盡量降低施工排量。

同時，根據投暫堵球封堵炮眼時對孔眼內外壓力的分析，在暫堵球封堵射孔炮眼前后，地層壓力與井底壓力基本相當，即孔眼內外壓差與封堵前的孔眼摩阻基本相當，壓差相對較小（一般1～2 MPa）。從圖3 中可以看出，在施工排量12 m3/min 條件下，暫堵球直徑與孔眼直徑比值基本在1.5～2.0 之間。現場采用暫堵球直徑19 mm，炮眼直徑12 mm，暫堵升壓效果明顯，結合現場實際應用效果，優化暫堵球直徑與孔眼直徑比值為1.6～2.0 之間。

圖3 不同壓差和排量下堵球與孔眼直徑比值

2.2.2 縫內暫堵劑優選

根據不同縫寬條件下的不同組合暫堵劑封堵憋壓曲線可以看出，在縫寬為2 mm 條件下，0.86%纖維+0.80%φ1 mm 顆粒暫堵速度最快；在縫寬為4 mm條件下，1.50%纖維+0.40%φ1 mm 顆粒+0.30%φ3 mm 顆粒暫堵速度最快（圖4）。因此，鄂南致密油藏縫內暫堵劑優化結果為：

圖4 不同縫寬條件下不同組合暫堵劑封堵能力

縫中暫堵劑配比：1.50%纖維+0.40%φ1 mm 顆粒+0.30%φ3 mm 顆粒；縫端暫堵劑配比：0.86%纖維+0.80%φ1 mm 顆粒。

2.3 二次壓裂工藝優選

根據老井二次壓裂技術參數，結合前期水平井完井方式及壓裂改造情況，優選壓裂工藝。

2.3.1 裸眼預置管柱完井水平井二次壓裂

以φ114.3 mm 裸眼預置管柱和φ139.7 mm 裸眼預置管柱完井的水平井，通過鉆掃球座可以提高井眼通徑，但常規的多級壓裂工具無法順利下入。因此，針對裸眼預置管柱完井水平井，優選采用跨級式封隔器壓裂工藝進行二次壓裂改造，封隔器采用K344 型或K341 型。

2.3.2 固井完井水平井二次壓裂

固井完井的水平井井筒全通徑后，分段壓裂工具可順利下入，實現多級壓裂改造，但需要對打開層段逐段進行壓裂改造。因此，針對固井完井的水平井，優選采用套內封隔器分段壓裂工藝，即采用封隔器+滑套組合方式。通過投球分段壓裂改造，壓裂后井筒內壓裂管柱可打撈，實現井筒全通徑。該工藝在φ139.7 mm 套管內可實現12 段分段壓裂。

3 現場試驗

涇河油田JH2P17 井為φ139.7 mm 套管固井完井水平井，前期采用連續油管帶底封水力噴射拖動壓裂工藝進行8 段壓裂。該井采用大規模、大排量多簇混合水體積壓裂技術進行二次壓裂，為確保多簇射孔段均衡有效起裂，配套φ19 mm 暫堵球+φ1～3 mm 暫堵顆粒的復合暫堵技術進行暫堵，同時采用大通徑套內封隔器分段壓裂工藝。該井于2020 年5 月完成6 段16 簇二次壓裂施工，累計加砂量1 003.2 m3，入地液量12 312.5 m3，施工成功率達100%。配套地面微地震裂縫監測技術，監測結果表明，裂縫半長超過200 m，改造裂縫帶寬達到418 m，有效改造體積1.36×106m3，實現了體積改造目的。暫堵后壓力升高3～5 MPa，有明顯的暫堵效果顯示，每次暫堵后有新的區域被改造，出現新的破裂區域，分析認為暫堵效果較好。

表9 JH2P17 井裂縫監測統計

4 結論

（1）通過建立多應力場耦合的二次壓裂擴展模型，二次壓裂時井筒附近應力場發生變化，裂縫在近井筒會發生轉向。基于多地應力場耦合的裂縫形態數值模擬結果表明，水平井二次壓裂裂縫轉向受水平兩向應力差值、初次壓裂縫長、第二次壓裂縫內凈壓力影響較大。

（3）通過裂縫擴展規律研究得到，大規模、高排量多簇暫堵壓裂技術為水平井二次壓裂主體技術，優化采用縫口+縫內組合暫堵方式，縫口暫堵采用高強度暫堵球，縫內暫堵優選采用纖維+顆粒暫堵劑的組合暫堵方式。

（4）針對裸眼預置管柱完井水平井優選采用跨級式封隔器壓裂工藝進行二次壓裂改造，針對固井完井水平井優選采用套內封隔器分段壓裂工藝進行二次壓裂改造。

（5）采用套內封隔器分段壓裂工藝完成鄂南致密油藏1 口水平井的二次壓裂施工，成功率100%，有效改造體積1.76×106m3，實現了體積改造目的。