一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法

吴顺林，李宪文，张矿生，唐梅荣，李向平，达引朋

（1.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院，陕西 西安710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安710021）

鄂尔多斯盆地长×为代表的致密油藏，总资源量大［1-2］，而该类储层前期改造了600 余口井，其中仅有345 口井获工业油流，平均单井试油产量仅6.4 t/d 左右。通过均匀加砂、逐渐提高砂比、常规胍胶压裂液携砂等常规方式压裂，形成的裂缝导流能力为8～10 μm2·cm，其优化结果远未达到最优值，因此，通过提高裂缝导流能力来提高单井产量还有足够的空间。

影响油井产能的主要因素有地层渗透率、油层厚度、泄油半径、油井半径、表皮系数等。由于半径比对产能的影响作用十分微弱，因而一般不会通过改变半径比来提高油井产能。对于压裂井而言，裂缝导流能力是对表皮系数影响最大的因素［3］，因此，为了建立油藏到井筒的高速导流通道，使裂缝具备较高的导流能力，提高单井产量，结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏特征，探索了一种新型压裂改造技术［4-6］，这对有效开发鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏具有重要意义。

1 脉冲加砂压裂技术

1.1 原理

脉冲加砂压裂，是在加砂压裂过程中，通过专用混砂车脉冲式泵入一段支撑剂，再脉冲式泵入一段纯液体，进行反复交替循环加砂压裂［7］。支撑剂脉冲时间与纯液体脉冲时间之和为一个脉冲周期，在每个支撑剂浓度阶段，可以包含多个脉冲。其中，脉冲分为支撑剂脉冲和纯液体脉冲2 种（见图1）。同时，为了形成裂缝与井筒有效的沟通，需要尾追一个时间相对较长的连续支撑剂泵入阶段，从而避免在近井地带出现窄点或无支撑剂区域。

图1 脉冲加砂压裂泵注程序

专用混砂车的砂斗设计“三角形开关”，采取自动控制，实现脉冲式开关，完成脉冲式加砂，并能够根据砂比的大小精确控制进砂量（见图2）。

图2 常规压裂技术和脉冲加砂压裂对比

1.2 室内可行性

为了成功实施脉冲加砂压裂，支撑剂进入地层须呈不连续充填，以“柱状”体形式非均质地铺置在裂缝内，四周具有高速导流能力的通道，因此需要确保支撑剂段塞在进入管柱、经射孔孔眼进入裂缝过程中不会分散。

1.2.1 支撑剂充填方式

设计支撑剂充填层，可以提高裂缝的导流能力。通过室内实验把支撑剂置入裂缝系统中，施加相当于上覆压力的闭合应力，并测量了以不同流速泵入单相流体穿过充填层所需的力。根据达西定律和纳维-斯托克斯方程计算支撑剂充填层的渗透率，得出不连续支撑剂充填层的渗透率比连续支撑剂充填层的渗透率高1.5～2.5 个数量级（见图3）。由此可见，支撑剂在裂缝中以“聚团”形式存在，会大大提高裂缝渗透率（即裂缝导流能力）［8-9］。

1.2.2 支撑剂段塞在压裂液中的稳定性

通过支撑剂段塞在不同压裂液试验管中的稳定性实验，记录支撑剂段塞通过该管前后X 射线在管壁上的吸收量，确定支撑剂段塞的稳定性。从图4可以清楚地看出，添加纤维后，支撑剂段塞能够在2 h 后基本保持原状态不变，表明纤维压裂液能提高支撑剂段塞的稳定性。

1.2.3 支撑剂段塞通过射孔孔眼的完整性

现场配置一套搅拌机，将一根长约198 m、直径7.6 cm 的处理管线连接到搅拌机的排出口。沿处理管线布置5 组射孔孔眼，每组10 个孔，直径0.95 cm，5个孔呈0°相位，另外5 个呈180°相位。安装2 个密度计，1 个在搅拌机出口，1 个在处理管线终端，用来测量支撑剂密度，监测段塞的稳定性。

支撑剂携带液以11.6 m/s 的流速通过处理管线的时间是33 s。从5 组峰值可以看出（见图5），携带液在处理管线终端和搅拌机出口的密度剖面基本相同，表明支撑剂段塞在通过处理管线的过程中能保持稳定。

图5 携带液密度与时间的关系

2 现场施工工艺

与常规压裂相比，脉冲加砂压裂现场施工除了地面专用混砂车设备外，还需要纤维压裂液、完井方式优选和压裂优化设计。这4 部分组成了脉冲加砂压裂实现的主要技术手段。

2.1 纤维压裂液

纤维压裂液不仅可以携带支撑剂，更重要的是在支撑剂脉冲阶段能够有效地防止支撑剂沉降［10］，而且在支撑剂进入裂缝后，仍然能很好地保持整体特征，达到支撑裂缝的目的。纤维的有效注入主要依靠专用混砂车的纤维添加装置及搅拌设计，使纤维均匀地加入到压裂液中，形成纤维压裂液。纤维压裂液是确保脉冲式加砂进入地层之后能够保持“柱体”支撑的关键因素之一。

2.2 完井方式优选

采用不同于常规射孔方式的等间距分簇式射孔，即射孔簇长1 m，簇距1 m，孔眼数16 个，孔径8.1 mm，不仅支撑剂在泵送过程中实现了脉冲，而且通过射孔时在完井剖面上也能够分离成多个支撑剂团，更有助于高速导流通道的形成。

2.3 压裂设计优化

脉冲加砂压裂技术的适用条件为：①弹性模量/闭合应力比值在1 000 以上；②致密砂岩，渗透率低，需要增加有效缝长； ③地层压力系数为0.78，储层能量低；④井底温度较低，纤维溶解时间较长。

根据鄂尔多斯盆地致密砂岩的岩石力学参数及物性特征（见表1），结合该技术适用条件，应用FracCADE压裂设计软件中独有的脉冲加砂压裂设计模块进行工程设计，包括射孔方案及脉冲时间等施工参数，进而模拟出裂缝几何形状及参数，对现场施工、效果分析具有重要的指导作用。

表1 试验井的岩石力学参数及物性参数

3 应用实例

在鄂尔多斯盆地低渗透区长×层选取渗透率较好、有效厚度较大的3 口直井，开展脉冲加砂压裂试验［11］。3 口直井的平均孔隙度为12.7%，有效渗透率为2.2×10-3μm2，地层孔隙压力为14.2 MPa，施工顺利，施工参数见表2，施工曲线见图6。

表2 试验井施工参数

图6 A 井压裂施工曲线

A 井试排产油31.5 m3/d，投产初期（前3 个月平均）产油2.04 t/d；B 井试排产油22.5 m3/d，投产初期产油1.91 t/d；C 井试排产油26.1 m3/d，投产初期产油2.03 t/d。

3.1 对比分析

与采用常规压裂的邻井、区块同类储层井相比，3口脉冲加砂压裂试验井的平均试油产量为26.8 m3/d，分别是它们的1.2 倍、1.4 倍；投产初期产油量为2.00 t/d，分别是它们的1.4 倍、1.3 倍；投产初期单位压差累计产液，分别是它们的1.4 倍、1.1 倍；投产初期产能指数，分别是它们的1.4 倍、1.5 倍［12-13］。

3.2 效果分析

由于选取的3 口试验井均位于有效厚度较大、物性较好的区块，为了进一步分析评价该技术的增产潜力，将试验井与对比井的地层系数、产能指数进行归一化处理，反算出脉冲加砂压裂技术的压后初期裂缝导流能力［14］。

压后流体从储层流向裂缝，再从裂缝流向井筒［12，15］，其产量公式为

式中：Qaf为油井压裂后产量，t；Ko，Kf分别为油藏和裂缝的渗透率，μm2；h 为储层厚度，m；μ 流体为黏度，mPa·s；B 为流体压缩系数；pe，pf，pw分别为油藏、裂缝、井底压力，MPa；re，rf，rw分别为油藏、裂缝、井筒的泄流半径，m。

由式（1）得出：

由式（2）得出：

式中：Kf1，Kf2分别为对比井、试验井的渗透率，μm2。

半径比位于分母的对数项内，对产能的影响十分微弱，最终得出

综上所述，脉冲加砂压裂技术压后初期裂缝导流能力提高了14.1%，取得了较好的现场应用效果。

4 结论

1）鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏具备脉冲加砂压裂有利的地质条件，还有提高单井产量的空间。

2）新的脉冲加砂压裂技术采用“脉冲式加砂、纤维压裂液携砂及等间簇射孔”，实现了裂缝高导流能力，有效提高了单井产量，为鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏的改造开辟了一条新的有效途径。

3）充分考虑油井之间的差异性，采用地层系数、产能指数归一化处理的分析方法，反算出裂缝导流能力提高了14.1%。

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