地层亏空对压裂效果的影响及其对策研究

谭建华，侯 峰，吴丛文，李垚银

(中国石油新疆油田分公司陆梁作业区，新疆 克拉玛依 834000)

随着油气勘探技术不断进步，越来越多的低渗透非常规油气资源被发现，低渗、特低渗油藏在我国油气新增探明地质储量中所占的份额越来越高[1]，对于今后石油工业的发展起着至关重要的作用[2]。低渗油藏具有极其复杂的地质条件，其渗流阻力很大，孔隙结构以中低孔低渗特细喉道为主，连通性差，开采难度极大[3-4]。因此，普遍在油田投产前先对储层进行人工压裂来扩大油量通道，使得储层油流的通道面积增大，油井产液量增加。新疆油田玛湖致密砂砾岩水平井体积压裂试验始于2011年，以玛131井区百口泉组油藏为代表的玛北斜坡致密砾岩油藏物性差、非均质性强、砂体跨度大、油层分布特征差异大、地层能量较弱；以玛18井区百口泉组油藏为代表的玛西斜坡致密砾岩油藏物性较好、油层分布集中、地层能量充足。针对此类非常规油气藏，国内外主要采用水平井+体积压裂技术实现有效开发[5-12]。目前玛18井区、玛131井区百口泉组油藏体积压裂水平井大规模投产，开发效益显著[13]。

压裂过程中裂缝的延伸、连接情况复杂[14]，裂缝间的相互干扰不可避免。根据Ishank Gupta在2020年对6个油田500口老井、1 100口新井的压裂干扰数据统计分析得出，60%～67%的老井受到消极影响，33%～40%的老井受到积极影响。对于新井，71%～85%的井受到消极影响，15%～29%的井受到积极影响，压裂干扰问题变得日益突出[15]。地层亏空会加剧压裂干扰，影响压裂效果。

1 地层亏空影响压裂效果的机理

压裂形成的裂缝能增加油藏流体的渗流途径。运用油藏数值模拟软件，结合现场试验，发现裂缝的长度和宽度对开发效果的影响并不相同。细长的裂缝对产量的影响较小，而短宽的裂缝增油明显[16]。造缝效果是否理想，是评价压裂效果的一项重要指标[17]。

压裂干扰分为消极干扰和积极干扰2种[18]。①消极干扰。老井亏空严重时，老井附近地层压力低，导致新井裂缝优先向老井亏空区延伸，形成两翼不对称人工裂缝，新井人工裂缝优先向老井沿伸，导致造缝效果不理想。消极干扰主要是人工裂缝串通或人工裂缝与天然裂缝串通，形成高渗透导流通道，流体快速交换，形成较强的压裂干扰。老井采出程度越高，地层亏空越严重，压裂干扰的影响程度也越高。受干扰后老井一般表现为产量迅速下降，最终累产降低。②积极干扰。老井压力保持程度较高[19]，新井压裂不受老井影响，形成两翼对称缝，造缝效果好。积极干扰主要通过基质进行能量传递，干扰影响程度较小。受干扰后老井一般表现为短时产量降低，随后迅速升高，最终累产升高。消极干扰和积极干扰造缝如图1所示，消极干扰和积极干扰渗流通道如图2所示。

图1 消极干扰和积极干扰造缝示意

图2 消极干扰和积极干扰渗流通道示意[20]

不同的渗流通道对应着不同的流态特征(图3)。根据图3可知，线性流阶段流体主要是通过主缝向井筒流动，复合线性流阶段流体主要是通过缝间和基质向井筒流动，而拟稳态流阶段流体主要通过基质流动[20-21]。线性流阶段生产效果最好。压裂干扰后生产井的流态特征会发生改变，直接影响油井产能。负压裂干扰会缩短线性流和复合线性流的持续时间，对油井生产效果产生不利影响[22]。

图3 不同流态阶段示意

2 实例分析

玛东2井区乌尔禾组油藏位于玛湖凹陷东斜坡，平均孔隙度7.7%，平均渗透率4.84×10-3μm2，为特低孔、特低渗油藏。为使新钻井尽快达产，老井能够恢复产能并持续稳定生产，乌尔禾组进行了压裂改造作业。随着老井的开发，地层压力不断下降，地层亏空现象较明显，新井压裂均对老井产生强干扰，并以消极干扰为主，导致很多井压裂改造后未取得明显效果。

MDHWxx1井于2016年投入开发，生产效果一直较好。开井压力为25 MPa，2020年3月压力降至3 MPa左右，压力下降幅度大。3月份先后受3口邻井压裂干扰，压裂干扰前累计产油29 674.9 t，累计退液6 642.7 m3，地层累计亏空30 834.8 m3，地层亏空严重。从其生产曲线(图4)上可以看出，压裂干扰后MDHWxx1井压力急剧升高，压力增幅30.5 MPa，油量急剧降低，干扰前后150 d综合含水率由39.1%升至83.6%，最高达到99%。主要表现为消极干扰。根据流态图版(图5)可判别出MDHWxx1井干扰后出现短时线性流，后迅速转为拟稳态流，相邻2口新井同样出现短时线性流，迅速转为拟稳态流，距离较远的邻井3则表现为复合线性流。

图4 MDHWxx1井生产曲线

图5 MDHWxx1井及邻井流态图版

表1 MDHWxx1干扰统计

玛xx2井于2018年投入开发，开井压力为24 MPa，2020年3月压力降至1 MPa左右，压力下降幅度大。 3月份先后受3口邻井压裂干扰，压裂干扰前累计产油12 007.3 t，累计退液14 736.8 m3，地层累计亏空10 063.3 m3，地层亏空严重。从其生产曲线(图6)可以看出，压裂干扰后玛xx2井压力急剧升高，压力增幅25.9 MPa，油量急剧降低，干扰前后150 d综合含水率由57.6%升至88.7%，最高达到99%。主要表现为消极干扰。根据流态图版(图7)可判别出玛xx2井干扰后出现短时线性流，后迅速转为拟稳态流，相邻3口新井同样出现短时线性流，迅速转为拟稳态流。

图6 玛xx2井生产曲线

图7 玛xx2井及邻井流态图版

表2 玛xx2井干扰统计

3 治理对策

(1)对策1：老井注水/注汽。方法原理是给老井注水或者注汽能起到增能的作用，使老井周围的压力和应力都有所增加，在老井裂缝附近形成应力隔挡。防止新井裂缝“撞”老井裂缝，使新井裂缝在未改造区优先扩展，而不是优先向亏空区扩展，形成有效裂缝。从而减轻对老井的损害，使新井产能最大化。具体可分为3个过程：①老井注水/注汽；②老井裂缝内压力和裂缝周边应力逐渐增加，裂缝尖端形成应力隔挡；③新井压裂，新井裂缝扩展有效避开老井已形成裂缝。

(2)对策2：调整新井压裂顺序。方法原理是先压裂老井附近的新井，从而形成应力隔挡，阻断老井亏空对新井的干扰。后续井压裂时不受老井亏空影响，能形成有效裂缝，压裂效果好。通过图8可以看出，如果射孔簇过密，应力阴影效应会使水力裂缝在压裂段的跟部和趾部发育。应力阴影效应使裂缝延伸方向偏移，产生与主缝正交的次要裂缝，形成复杂裂缝网络[22-23]。由图9可以反映出，簇间距8～12 m时，可形成短宽的裂缝，造缝效果较好[24]。

图8 应力阴影影响水平井横缝生长示意

图9 不同簇间距下横切缝形态对比

老井附近新井压裂时，建议采用密切割手段，缩小段间距和簇间距至8～12 m，形成“应力阴影”，缩短新井人工裂缝向老井延伸长度，增加缝网复杂程度，同时适当降低压裂规模，从而降低新老井人工裂缝串通概率。

4 结论

(1)体积压裂是改善低渗、特低渗油藏开发效果的重要方法，压裂干扰是影响压裂效果的因素之一。

(2)地层亏空的情况会导致消极干扰，造缝效果不理想，对压裂效果产生不利影响。出现消极干扰还会缩短线性流持续时间，不利于油井的生产。

(3)玛东2井区乌尔禾组油藏由于地层亏空导致的消极干扰现象严重，针对此情况提出建议：①给老井注水、注汽增加地层能量；②调整新井压裂顺序，先压裂老井附近的新井。应用这2种方法可以改善地层亏空对压裂效果产生的不利影响。