段内多缝压裂工艺技术在苏53－78－27H井的应用

曹忠林

（中国石油长城钻探工程有限公司压裂公司，辽宁盘锦124010）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部，区域勘探面积4.0×104km2。苏里格气田呈南北向延伸，属于低压、低渗透、低丰度的岩性气藏，透镜体砂岩发育。目的层为下二叠统山西组山1段和中二叠统下石盒子组盒8段。储集空间以原生粒间孔、残余粒间孔和溶蚀粒间孔为主，孔隙度为5%～10%，渗透率大多在0.1×10－3μm2以下，储层物性极差，岩性致密。储层厚度小，有效砂体展布，一般单井气层厚度不足1 000 m。在低孔隙度、低－特低渗透、低压等特定储层条件下，由于储层基质向裂缝供油气能力太差，仅靠单一增加水平段长度而增加压裂主缝数量，已经很难取得预期的增产效果［1－2］，因此，为增加压裂裂缝波及体积，进一步提高单井产量和储量动用程度，运用地应力软件进行评估优化，开展了水平井段内多缝压裂技术及现场试验工作。

1 水平段岩石力学参数研究

岩石的脆性特征及地应力参数与储层岩石的破坏和薄弱面的开启有着密切的关系，决定着岩石的破裂或开启形式。根据Rick Rickman提出脆性特征参数的概念，认为岩石脆性特征参数越大，岩石的脆性越高，岩石越容易发生断裂，而岩石的脆性特征参数与岩石的弹性模量和泊松比有关。图1给出了岩石弹性模量和泊松比与岩石脆性特征参数之间的相关关系，岩石的弹性模量越大，岩石的脆性越高，泊松比越小，岩石的脆性越高。当岩石的脆性特征参数低于50时，水力裂缝的起裂与扩展以张性破坏为主，水力压裂更趋向于形成单一裂缝。

通过岩石力学参数模拟计算得出，苏53－78－27H井水平段岩石平均杨氏模量为31 922 MPa，平均泊松比为0.171，平均破裂梯度为0.021 MPa／m。计算结果表明，该储层压裂改造容易形成裂缝。

图1 岩石力学参数与岩石脆性的相关性

2 缝间干扰分析

水平井穿越储层的距离长，为提高采收率往往需要沿水平段压开多条裂缝，如果缝间距太小，不但不能增产，还会导致压裂施工失败。根据局部效应原理，作用在物体上的一组自相平衡的外力只在该力系作用区域产生显著的应力、应变和位移；而在远离该自相平衡力作用区域的地方，可以略去其效应。利用ABAQUS大型有限元分析软件，来模拟分析多条横向裂缝间距对裂缝形态和压后生产动态的影响，从而确定合理的裂缝间距，以发挥水平井的最大产能［3－4］。

数值模拟表明：对多条横向缝，当缝间距大于2倍缝高时，流动阻力影响最小；当缝间距大于1.5倍缝高时，对缝宽影响最小，如图2所示。根据有限元数值模拟结果，苏53区块水平井横向裂缝间极限间距为10 m，因此，只有大于此值，才能有效消除缝间干扰和发挥水平井最大产能，如图3所示。

图2 多裂缝间相互作用数值模拟结果

图3 裂缝间距与产气量关系对比

根据断裂力学理论，水力裂缝总是从物性好、断裂韧性低、闭合应力低、破裂压力低、抗张强度低的层段优先起裂，综合水平段测井解释曲线、岩石力学参数解释成果、破裂压力剖面分析，苏53－78－27H井的裂缝起裂点如表1所示。

表1 水平段裂缝起裂位置

3 段内多缝的实现途径

3.1 技术原理［5－9］

裸眼水平井段内多裂缝压裂是在有限的井段内，通过一次或多次向段内投送高强度水溶性多裂缝暂堵剂，形成滤饼临时封堵前次裂缝，迫使段内开启一条或多条新的裂缝，从而增加水力裂缝条数和密度，获得比常规压裂更大的单井改造控制区域。实施方法是在施工过程中，实时地向地层中加入水溶性暂堵剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。产生桥堵的水溶性暂堵剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染，不影响后期压裂返排和生产采气。

3.2 暂堵剂主要性能

该暂堵剂是在地面高温高压下，通过交联反应以及物理的势能活化得到，它是化学反应与物理势能相互催化的复合体，承受压差大于80 MPa，在压裂液中100℃时，0.5小时微溶，2.5小时全溶，如图4所示。该颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下，获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼，封堵率高，封堵效果好，且内含F表面活性剂，有利于助排。

4 现场试验情况

苏53区块苏53－78－27H井是一口开发水平井，垂深3 398 m，水平段长1 000 m，地层温度120℃，地层压力系数0.824，压裂形成横向缝。

图4 暂堵剂100℃溶解曲线

4.1 规模、排量优化

根据本区以往压裂井模拟优化结果和裂缝监测解释成果，确定该井单次平均加砂规模为40 m3，施工排量为3.5～4.0m3／min，携砂液平均砂比为20%～22%，前置液比例为40%～45%。

4.2 液氮优化

液氮伴注是苏里格气田广泛应用的增能返排措施，常规直井采用全程伴氮工艺。为保证施工安全，液氮设计在前两条裂缝压裂施工中采用全程伴氮泵注，后面十三条裂缝只在前置液中使用，以实现水平井增能返排带动水平段整体返排。

4.3 压裂施工参数及压裂施工情况

该井依据段内多裂缝压裂理论，设计6段15条缝，3 1／2″油管注入，共使用压裂液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，地面施工压力66 MPa。

4.4 裂缝监测结果

段内多缝压裂微地震裂缝监测表明，本区地应力方向为西北－东南向或近东西向，裂缝展布方向基本上符合水平段轨迹呈正交形式，说明目前设计的水平段方位采用南北向适合下步压裂改造工艺，同时，监测的裂缝条数基本与施工设计相符合。从裂缝监测结果看，段内注入暂堵剂后，老裂缝被有效封堵并在新的位置形成了新的人工裂缝。该井设计分5段15条裂缝，而实际地面微地震裂缝监测结果显示产生了16条裂缝，其中有1条为天然裂缝［7］，其结果见表2所示。

表2 苏53－78－27H水平井裂缝监测三维形态参数

4.5 配产及生产情况

苏53－78－27H井2012年5月28日投产，开井油压21.11 MPa，套压22.6 MPa。截止2013年8月31日，油压3.39 MPa，套压12.7 MPa，日产气14.2×104m3，累产天然气7 186.6×104m3，平均日产气量达16.8×104m3。

5 结论

（1）段内多裂缝压裂技术增加了段内裂缝条数，适度提高了单条裂缝的加砂规模，达到了气藏纵横向全面改造，有效地降低了完井作业风险和投入成本，从而实现了水平井储量的有效动用。

（2）采用FracPT2011压裂软件对压裂规模进行了优化模拟，确定了最优施工规模、压裂施工参数和泵注程序，实现了对储层的有效改造。

（3）该技术验证了地应力软件分析在苏53区块水平井压裂工艺设计中的实用性。

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