低渗致密油藏压裂施工有效隔层界限划分研究

陈 进 , 杨升峰, 承 宁, 高 博, 李 丽, 吴孝军

(1新疆油田公司工程技术研究院2 北京阳光杰科科技股份有限公司 3新疆油田公司采油一厂油田工艺研究所 4中国石油大学研究生院·北京)

水力压裂是目前开发特低渗、致密油藏的有效技术手段，已经广泛应用于大庆油田[1]、吉林油田[2]等低渗透油藏开发，取得了良好的开发效果。实践中发现，对于薄互层发育的储层，合理的压裂方案设计是保证有效开发的关键。如果进行笼统压裂，可能导致个别小层未有效造缝，影响压裂效果；如果进行分层压裂，则可能存在压窜的风险，使得支撑缝长变短，导致该储层未得到有效改造，甚至窜入其他层位，给其他层位后续压裂带来问题[3-7]。由于夹层普遍较薄，如何判断压裂施工中有效隔层的有效性，进而优化控制缝高是目前低渗透油藏压裂设计的难点。

对于分层压裂中夹层厚度界限，河南油田郝立军[8]等人认为，一般小型压裂应大于5 m，大型压裂应大于15 m，大庆西部低渗透油田则一直以4 m作为隔层下限，低于4m一般认为不能分层压裂[9]，而目前新疆油田Ma18井区并未形成一种有效隔层界限判断的经验方法。本文开展了适合该区块的压裂有效隔层界限研究，通过对该井区压裂缝高的影响因素进行评价分析，筛选出主控因素，并在此基础上建立了有效隔层的识别图版。

一、井区地质及开发概况

Ma18井区位于准噶尔盆地西北缘玛西斜坡，属砂砾岩储层，储层多为薄互层，且夹隔层个数多，从下往上的层位依次是百一段(T1b1)、百二段(T1b2)、百三段(T1b3)。本文研究的目的层为百一段，该层储层厚度不均，最厚为27.5 m，最薄为15 m。储层顶部有一套1.5～7 m厚度不一的泥岩层，底部有一套4～10 m泥岩层，并且其间存在1～3套泥岩隔层，厚度在1～5 m不等。该井区储层最小水平主应力在63～69 MPa范围内，平均值约为65 MPa，与上下隔层应力差在5～10 MPa左右，纵向动用难度大。该井区砂岩杨氏模量16.9～32 GPa，泊松比0.19～0.24，泥岩杨氏模量5～10.4 GPa，泊松比0.28～0.4。

Ma18井区百一段已完成的直井压裂改造方式为分层压裂和笼统压裂，压裂液多为冻胶，施工排量为4～5 m3/min，多口井压裂规模较大，存在压窜至百二段(T1b2)现象。通过压后产油情况统计分析，现有压裂效果均达不到预期。

不同井的储层厚度存在差异，隔层厚度也存在差异，需要针对不同情况进行分析，选择合适的压裂改造方式、施工规模，防止压窜现象发生，以免影响压裂效果。为了确定不同井有效隔层界限，开展了影响缝高的主控因素研究。

二、缝高主控因素分析

以Ma18井区百一段实际地质情况和施工情况为基础，综合考虑了应力差、隔层厚度、目的层厚度、滤失系数、泊松比、断裂韧性、杨氏模量等7种地质因素以及排量、黏度、总液量、射孔长度等4种工程因素对缝高的影响。在分析每一种因素时，均保持其他10种因素不变[10-11]，通过软件模拟分析，得出了各因素对缝高的影响规律。部分因素影响规律如图1～图3所示。

图1 杨氏模量对缝高影响

图1是不同排量和黏度下，杨氏模量对压裂缝高的影响。结果显示杨氏模量越大，缝高呈增加趋势；缝长变化、缝宽呈减小趋势。

图2是不同排量和黏度下，总液量对压裂缝高的影响。总液量越大，缝高、缝长呈增加趋势；缝宽有微小增加，因此薄层压裂需施工液量同样需要控制。

图2 总液量对缝高影响

图3是不同排量和黏度下，储隔层应力差对压裂缝高的影响。应力差为泥岩和砂岩之间的应力差，不同方案基本趋势大致相同，均为随着应力差的增加，缝高呈减小趋势；缝长、缝宽均有增加。

综合研究发现，与缝高呈正相关的因素为泊松比、断裂韧性、杨氏模量、排量、液体黏度以及总液量，与缝高呈负相关的因素有应力差、隔层厚度、目的层厚度以及滤失系数。

图3 储隔层应力差对缝高影响

为得到该井区影响缝高的主控因素，采用如下方法进行分析，分析其中一种因素时，其他因素值不变，将该因素值增加10%，观察该因素影响下的缝高变化百分比，最后将缝高百分比进行对比，可划分出影响缝高的主次因素，对比结果如图4所示。

图4 每个因素+10%缝高变化百分比统计

从图4可以看出不同因素影响下缝高变化百分比的大小规律，根据变化幅度的大小，可将影响缝高的因素分为4个级别，分别为高、偏高、中、低，对应因素如表1所示。

表1 缝高影响因素级别分类统计

三、压裂有效隔层界限图版

根据缝高影响因素的分析结果，选取前7个主控因素：杨氏模量、应力差、隔层厚度、目的层厚度、总液量、排量和液体黏度等作为压裂有效隔层界限图版的考虑因素。利用压裂软件进行模拟，模拟参数取值均参考该井区实际现场数据，如杨氏模量分别取17 GPa，22 GPa，27 GPa和32 GPa；目的层厚度分别取8 m，10 m，20 m和30 m；总液量参考不同目的层厚度下实际施工总液量，分别取150 m3，250 m3，300 m3，450 m3和600 m3，压裂液黏度均取定值120 mPa·s，排量根据现场实际施工排量分别取4 m3/min 和5 m3/min。所建总图版如图5所示。

图5 不同目的层厚度下有效隔层界限图版

图5中每一条线表示一个隔层的有效界限，即不发生压窜现象的极限隔层厚度和对应的应力差，若隔层厚度及储隔层应力差形成的点落于线以下，那么判断该隔层无效，最终会发生压窜现象；反之，若形成的点落于曲线或曲线之上，那么判断该隔层能形成有效遮挡，并不会发生窜层。同时，从图版可以看出隔层厚度越大，需要压力差越小，当隔层厚度小于3 m的时候，需要较大的应力差才能形成有效隔层；液量越大，必须有较大隔层厚度和应力差才能不窜。

这里需要说明的是模拟中可用资料均为实际数据，模拟结果与现场应用结果基本吻合。

四、现场试验

为验证该井区压裂有效界限图版的可行性及准确性，选取了该区2口井作为试验井参与验证，通过将各井的隔层情况分别在图版上进行投影，与现场压裂情况结果进行对比验证。所选两口井都分两段进行压裂，压裂目的层都是百一段(T1b1)，两口井地质参数和施工参数统计见表2。

根据A井第一级和第二级实际地质和施工情况，分别从总图版选取相应的隔层界限曲线，然后分别将第一级、第二级隔层厚度和应力差形成的点(6.6，15)、(8.9，13)和(5，14.5)、(6.6，15)投影在相应的图版上，投影点均在曲线以上，其中第一级的投影结果如图6，由图版分析A井两级压裂都未压窜。这口井压裂效果很好，压后平均日产油27.9 t。

表2 两口直井地质参数及施工参数统计

同理，分别将B井第一级、第二级隔层厚度和应力差形成的点(1.5，3.8)、(7，9.3)和(1.5，3.8)、(3.8，2.3)投影在相应的图版上，其中第二级投影结果如图7，两点投影也均在曲线以下，图版分析B井两级压裂都发生压窜。这口井压裂效果也较差，压后平均日产油只有6.1 t。

图6 试验A井图版投影结果

图7 试验B井图版投影结果

五、结论

(1)影响缝高的因素主要包括地质因素和工程因素。针对Ma18井区的储层特点，根据影响程度可分为4个级别：杨氏模量和总液量为高影响级别；应力差、隔层厚度和目的层厚度为偏高影响级别；排量与液体黏度为中度影响级别；泊松比、断裂韧性、滤失以及射孔长度对缝高影响很小，为低影响级别。

(2)根据新疆油田Ma18井区实际地质及施工情况，并通过软件模拟，建立了该井区压裂有效隔层界限图版。实例应用表明该图版减少了压裂优化设计的盲目性，可作为判断是否压窜的依据，也可为压裂施工工艺参数的选择提供参考，同时该研究思路对其它致密油油区具有一定的指导作用。