缝网体积压裂在大牛地重复压裂井中的应用

刘 威

（华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006）

大牛地气田累计探明资源探明率55.2 %，已进入勘探开发成熟期，天然气动用程度78 %，累计产气将近400×108m3，采出程度仅10 %左右，远低于国际、国内平均水平，对现有井进行重复压裂很有必要。前期优选了7 口井开展重复压裂先导试验，2 口井产气量增加，5 口井产气量下降，整体实施效果不理想。设计采用常规加砂压裂工艺，但并未取得预期效果。为了进一步增加重复压裂井储层改造体积，提高单井产量，引入混合水缝网体积压裂工艺。

缝网体积压裂技术为致密砂岩气藏的主要增产技术，已在鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏得到广泛应用[1-3]。缝网体积压裂是通过注入不同黏度液体实现纵横向裂缝展布最优化，同时拌注暂堵剂，形成复杂缝网，增大改造体积。前期在油井重复改造中进行体积压裂的试验[4-6]，并取得一定效果。目前缝网体积压裂在气井老层中很少应用，因此如何在气井老层中优化缝网体积关键施工参数及配套工艺，实现增大改造体积的目的，是本文的一个难点。通过模拟支撑剂铺置剖面，对关键参数进行优化，最终形成适合大牛地气田重复井缝网体积压裂工艺技术，提高大牛地气田资源的挖潜程度，进一步提高单井产能和采收率。

1 缝网体积压裂增产机理

常规压裂以形成双翼对称裂缝为目的，在致密储层中垂直于裂缝面方向的基质渗流能力并未得到改善。缝网体积压裂的裂缝是在三维方向上形成相互交错的网状裂缝或者树状裂缝，在缝网区域形成一定的改造体积，增大了渗流体积（见图1）。实现了对储层的立体改造，有效提高了储层平面及剖面上储量动用程度。同时能够改善渗流状况，建立有效驱替压力系统，促使油气井见效。缝网体积压裂后，渗流状况变好，渗透率、压力恢复速度提高2～3 倍。渗透率提高、启动压力梯度降低、近井地带压力损失减小，有利于有效驱替压力系统的建立。

图1 常规裂缝（左）、缝网体积压裂裂缝（右）

2 支撑剂铺置剖面模拟及参数优化

2.1 支撑剂铺置剖面模拟

缝网体积压裂的泵注工艺主要有：正向缝网体积压裂、反向缝网体积压裂、段塞式正向缝网体积压裂和段塞式反向缝网体积压裂等四种方式。结合盒3 储层特点，建立典型的压裂模拟模型，模拟时储层基础参数按表1 选取，模拟这四类泵注工艺条件下支撑剂在裂缝中的铺置剖面情况（见表1）。

2.1.1 常规压裂 交联液造缝（160 m3），交联携砂液进行连续携砂（340 m3），高黏液体携砂，支撑剂铺置较为均匀。

2.1.2 正向缝网体积压裂 低黏压裂液造缝（200 m3）、高黏压裂液携砂（200 m3），连续加砂，恒定排量。模拟结果发现，正向压裂支撑剂铺置较为均匀。

2.1.3 反向缝网体积压裂 高黏压裂液造缝（200 m3）、低黏压裂液携砂（200 m3），连续加砂，恒定排量。模拟结果发现，反向压裂支撑剂下沉严重、铺置极不均匀。

2.1.4 段塞式正向缝网体积压裂 低黏压裂液造缝（200 m3）、高黏压裂液携砂（200 m3），段塞式加砂（液体总量保持与连续加砂方式相同、砂量减半），恒定排量。段塞式正向压裂出现明显的“支撑剂团”，支撑剂也越均匀。

2.1.5 段塞式反向混合水压裂 高黏压裂液造缝（200 m3）、低黏压裂液携砂（200 m3），段塞式加砂（液体总量保持与连续加砂方式相同、砂量减半），恒定排量。段塞式反向压裂支撑剂团不太明显，支撑剂的下沉严重。

表1 盒3 储层压裂模型基础参数

表2 不同泵注工艺模拟结果统计

从表2 可以看出：对比不同泵注工艺裂缝形态，正向缝网体积改造的体积最大，且支撑剂铺置均匀。

2.2 关键参数优化

通过压裂软件对影响改造效果的排量、液量、砂量以及前置液比例等关键参数进行优化[7-13]，实现体积改造最优化。

2.2.1 排量 模拟恒定排量为4 m3/min、5 m3/min、6 m3/min、7 m3/min、8 m3/min、9 m3/min、10 m3/min 等情况下缝网延伸情况。随着排量的增加，缝高和SRV 不断增加，5 m3/min～6 m3/min 增加幅度变缓。

2.2.2 液量 模拟总液量为400 m3、500 m3、600 m3、700 m3、800 m3、900 m3、1 000 m3情况下缝网延伸情况。设定前置液比例和砂比恒定，前置液和携砂液同比例增减。模拟结果发现：随液量增加，缝长、缝高和SRV不断增加，液量600 m3～700 m3增加幅度变缓。

2.2.3 砂量和砂比 砂量和砂比的变化主要调整砂比实现，前置液和携砂液量均不变。模拟砂比为16 %、18 %、20 %、22 %、24 %、26 %时缝网延伸形态和导流能力变化。模拟结果发现：砂量和砂比对缝网尺寸的影响极小，砂比和砂量越大、SRV 越大。为保证足够导流能力，又可降低砂堵风险，建议砂比为18 %。

2.2.4 前置液比例 保持总液量和砂比不变，调整前置液量以模拟前置液比例为40 %、50 %、60 %、70 %下缝网延伸情况。模拟结果发现：随着前置液（低黏度液体）比例的增加，缝长和SRV 均不断增加，缝高则大幅减小。前置液比例为50 %时，缝高处于较低水平，缝长较长并具有较大SRV。因此，优化前置液比例为50 %（见图2）。

图2 不同施工参数对缝网参数的影响趋势图

3 缝网体积压裂有利条件评价

通过判断脆性矿物成分和计算脆性指数是目前国内外评价是否形成复杂缝网的重要手段[14-17]。岩石脆性指数的计算有两种方法，一种方法是根据岩石矿物组成判断，即取岩石中石英含量与岩石中石英、碳酸盐及黏土总含量的比值作为该岩石脆性指数。一般石英含量超过30 %便可认为岩石具有较高脆性指数。大牛地气田盒3 段储层岩性主要为中、粗粒岩屑砂岩，少量岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩。碎屑颗粒中石英含量平均为74.8 %，长石含量平均为8.6 %，岩屑含量平均为16.6 %，具有较高脆性指数。

另一种方法则是测井曲线法来评价岩石脆性，对岩石脆性指数计算更贴近实际值。通过岩石力学参数计算软件对100 口井盒3 储层的测井数据进行计算，得到盒3 储层岩石脆性指数为0.45～0.62，一般认为当脆性指数大于0.4 时，岩石脆性较强，当脆性指数大于0.6 时，岩石脆性非常强。盒3 储层脆性指数在0.45～0.62，说明储层岩石大部分是脆性的，少部分显示为强脆性特征，在压裂时易于形成缝网。

虽然大牛地气田砂岩储层裂缝不发育，由于是在老层中进行重复改造，因此采用加入暂堵剂的方式，使裂缝发生转向，以达到实现形成复杂缝的目的。

4 现场试验效果分析

4.1 整体实施效果

2019 年大牛地气田共开展4 口井的重复压裂井缝网体积压裂技术试验，均实现增产（见表3），日增天然气8 000 m3左右。

表3 大牛地气田4 口井增产情况

4.2 典型井分析

C 井重复压裂层位为盒3 层，解释为气层，孔隙度12.4 %，饱和度51.2 %，但厚度仅2.4 m。2006 年3 月对盒3 进行第一次压裂改造，施工顺利，加砂规模50.2 m3。2006 年9 月压后初期日产气6 030 m3，累计产气709×104m3，重复压裂前日产气1 675 m3。分析认为盒3层物性条件较好，但压后累产较低，具有重复压裂的条件。

2019 年5 月对该井进行压裂施工，设计思路采用：避免井间干扰的条件下通过合理增加缝长从而提高裂缝-储层接触，通过低黏滑溜水+高黏交联液+缝内暂堵转向剂的工艺手段提高压裂裂缝的复杂程度从而增加裂缝-储层接触。该井顺利完成对盒3 段的压裂施工，设计及施工参数（见表4）。施工过程中加入230 kg暂堵剂，该井施工过程进行井下微地震监测[18，19]，从裂缝监测来看，整体宽度达到了168 m，宽度与长度比值为0.335，缝网复杂程度高。同时裂缝在刚开始延伸方向为区域主应力方位，转向剂加入以后裂缝较为复杂，整体方位变成东西方位（大牛地原始最大主应力方向北东45°～75°），开启新裂缝。该井压后增产效果较好，目前已累计增产28.8×104m3，平均日增产2 910 m3（见图3）。

表4 设计及施工参数对比表

图3 微地震事件统计的裂缝方位玫瑰图

5 结论

（1）通过对支撑剂铺置剖面进行模拟，对比四种不同泵注工艺裂缝形态，正向缝网体积改造的体积最大，且支撑剂铺置均匀。

（2）采用压裂软件对关键参数优化，排量5 m3/min～6 m3/min、液量600 m3～700 m3、砂比为18 %、前置液比例50 %时，实现缝网体积改造的最优化。

（3）大牛地气田岩石脆性指数在0.45～0.62，储层岩石大部分是脆性的，少部分显示为强脆性特征，在压裂时易于形成缝网。虽然裂缝不发育，通过加入暂堵剂使裂缝发生转向，能够实现复杂缝。通过井下微地震也验证了裂缝发生转向，形成了复杂缝网。

（4）现场应用表明，缝网体积压裂技术在大牛地重复压裂井中取得了较好的改造效果，具备推广应用前景。4 口老井采用缝网体积压裂后重均实现增产，日增天然气8 000 m3左右。