q422-1井低渗透薄互层油藏压裂裂缝几何形态影响因素探讨

隋向云，陈紫薇，周 琳，张绍岭

（1.中国石油大港油田公司石油工程研究院，天津大港300280；2.中国石油西部钻探工程有限公司）

薄互层油藏压裂的问题在于施工成功率低，效果不理想。分析认为其原因主要是砂泥岩互层，物性差，非均质性强，形成的裂缝窄，井口压力对砂浓度变化较为敏感，高砂比加砂难度大，易造成砂堵；施工时一般采用大排量施工，泥岩部分占裂缝的比例大，排量高，对泥岩剥蚀严重，污染支撑带。针对这些问题，在压前地层评估、充分认识储层的基础上，采用先进的全三维GOHFER 压裂设计软件，对具有典型薄互层特征的油井分析压裂裂缝几何形态影响因素，并进行压裂工艺设计参数优化和现场实施效果评价。

1 压裂裂缝形态影响因素及对策

以ZQZ油田q422区块q422-1井为例。该井的解释平均渗透率13.92×10-3μm2，平均孔隙度10.60%，平均厚度1.68 m，最大层厚4.5 m，最小层厚0.9 m，6层跨度为36.4 m，具有典型的薄互层的特点。本文使用全三维的GOHFER2005 压裂设计软件系统分析影响裂缝几何形态因素。

1.1 基本情况分析

q422断块只有一口井q422-1井，油层物性数据见表1。分析认为：

表1 q422-1井油层物性数据

（1）q422-1井压裂目的层11.8 m／7 层，平均厚度不足1.7 m／层，目的层中最大渗透率25.2×10-3μm2，最小渗透率0.3×10-3μm2，7个层中有3个干层，2个低产油层，为泥砂岩薄互层。这类油藏压裂存在的主要问题在于：储层物性差，非均质性强；压裂形成的裂缝窄，井口压力对砂浓度变化敏感，高砂比加砂难度大。

（2）q422-1井储层物性差，为低孔低渗储层。

（3）邻井q422井数据表明油层原油物性较好。

1.2 压裂液流变性对裂缝几何形态的影响

在施工规模和其它地层参数不变的条件下，改变压裂液性能参数，用三维压裂设计软件模拟压裂裂缝几何尺寸如图1（图中横坐标为裂缝长，纵坐标为裂缝高，红颜色代表裂缝比较宽，绿颜色代表裂缝比较窄，黄颜色居中；灰色部分中纵向曲线为应力曲线，横向直线为改造目的层厚度，后面该类图形均是如此。）。结果表明，压裂液粘度过低，形成的裂缝窄，特别是储层物性差的薄油层支撑剂不易进入，得不到有效改造，且施工困难，剖面显示施工出现砂堵，无法按照设计完成施工，无疑对压裂改造效果和储层认识程度有极大的影响；压裂液粘度太高，裂缝纵向延伸过量，支撑剂被填入夹层和非目的层，形成无效支撑，目的层得不到充分的改造，形不成有效裂缝，影响压裂改造效果；只有当压裂液流变性适宜，才能形成合理的裂缝，为施工成功和提高压裂效果提供保证。

图1 中粘度压裂液裂缝宽度图

1.3 施工排量对裂缝几何形态的影响

使用三种排量进行模拟计算，不改变加砂规模和液量，改变施工排量，观察对裂缝形态和导流能力等的影响，模拟排量分别为3 m3／min、4 m3／min、5 m3／min，压裂裂缝几何尺寸模拟结果见表2、图2。由以上结果可以看出，施工排量越大形成的裂缝越高，层与层之间的联通性越好，支撑缝长有所降低，平均缝宽有所增加，导流能力也大幅提高。尤其是针对薄互层油藏，适当提高施工排量有助于沟通薄层，增加缝宽，提高裂缝的改造程度，降低施工风险。但排量要合理，施工排量过高易压开非目的层，造成浪费。

图2 排量4 m3／min裂缝宽度图

表2 不同排量下裂缝几何尺寸模拟结果

1.4 不同施工规模对裂缝几何形态的影响

分别采用平均砂比为20%、25%、30%、35%的泵注程序，分析对裂缝形态和导流能力的影响，模拟压裂裂缝结果见表3、图3。可以看出，砂比越高加入同样多支撑剂所需的相对液量越小，对地层的污染减少，造成的裂缝规模也相对减小，但支撑浓度和导流能力均有所上升，近井筒的缝宽也更大。但盲目追求高砂比易造成施工困难，降低施工成功率，而且有可能压开非目的层，造成浪费。对于薄互层压裂，由于层薄且层间沟通不佳，造缝相对较窄，砂比不宜过高。

图3 平均砂比25%裂缝宽度图

表3 不同平均砂比裂缝几何尺寸模拟结果

1.5 不同加砂时机对压裂裂缝几何形态的影响

图4为用三维压裂设计软件模拟只注前置液支撑裂缝宽度随时间变化曲线，由曲线可以看出，由于滤失因素的影响，排量越小滤失量相对较大，达到预期缝宽所需的前置液量越多；表4为不同施工排量与前置液量造缝宽度模拟结果数据表。综合分析表明，适宜的加砂时机应结合具体井的施工排量确定。

表4 施工排量与前置液量造缝宽度模拟结果

图4 排量5.0m3／min支撑裂缝平均缝宽变化曲线

2 压裂工艺参数优化及现场实施

通过以上分析，本文用三维压裂设计软件对q422-1井进行了设计优化（表5），并根据优化工艺参数进行了现场实施，施工曲线见图5。

表5 泵注程序表

由图5可以看出：该井施工注前置液中期油管压力始终上升，表明该井具有典型的薄互层特点，由于初期裂缝扩展较为困难，压力升高后一些物性较差的层及一些薄隔挡层被压开，由于设计前置液量充足，直到加砂前油管压力才趋于平稳并开始下降，说明该井的加砂时机选择比较合理；加砂后期，压力有所上升，分析认为由于后期大粒径高砂比支撑剂到达地层，由于薄互层造缝较窄油管压力出现上升趋势，说明此时砂量已达极限，施工按照设计顺利完成。

该井压后效果显著，具体结果见图6。

图5 q422-1井压裂施工曲线图

图6 q422-1井压后采油生产曲线

3 结论

（1）q422-1井压前日产油3.2 t，压后自喷，初期平均日产15.5 m3，说明压裂改造有效地改善了储层渗流条件。

（2）q422-1井具有压裂目的层井段长，层多且较薄，渗透率低，层间差异较大，低渗透、薄互层储层的特点，综合考虑压裂液前置液量、砂比、支撑剂粒径和排量对压裂裂缝的影响，优化设计采用适当的前置液量，以低的支撑剂浓度起步，30%～40%的支撑剂浓度确保加砂量，尾追高浓度支撑剂，提高了压裂效果。

（3）施工曲线显示，q422-1井具有典型的薄互层特点，由于初期裂缝扩展较为困难，压力升高后一些物性较差的层及一些薄隔挡层被压开，由于设计前置液量充足，直到加砂前油管压力才趋于平稳并开始下降。加砂后期大粒径高砂比支撑剂到达地层，由于薄互层造缝较窄油管压力出现上升趋势。较高的前置液量，大施工排量，使裂缝扩展比较充分，确保了施工成功。

（4）薄互层压裂裂缝几何形态受压裂液流变性、施工排量、施工规模和加砂时机影响较大，选好设计参数和液体对薄互层压裂效果至关重要。