鄂尔多斯盆地致密油藏水平井二次压裂技术研究

蒋艳芳

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450006）

截至2020 年，鄂尔多斯盆地南部致密油藏三级储量为4.82×108t，探明储量为2.41×108t，动用储量为1.33×108t，未动用储量为1.08×108t，还具有较大的勘探开发潜力。该油藏压裂水平井共528 口，但产油量小于1.0 t/d 的井数占比高达56.8%。为了寻找低产水平井有效的增产方法，文中开展了致密油藏水平井二次压裂技术研究[1-6]。通过建立井周、注入流体诱导和人工裂缝诱导的多应力场耦合模型，开展二次压裂裂缝延伸及扩展规律研究，并结合鄂尔多斯盆地南部致密低渗油藏前期水平井的完井方式及压裂改造情况，优选压裂工艺，优化压裂技术参数。

1 二次压裂裂缝起裂及扩展规律

1.1 多应力场耦合二次压裂扩展模型

水力压裂施工后储层应力场主要由井筒周围应力场、注入流体诱导应力场和压裂产生人工裂缝诱导应力场耦合而成[7]，因此研究二次压裂裂缝起裂及扩展规律，需先建立多应力场耦合数学模型。

1.1.1 井周应力场数学模型

当地层被钻开以后，井壁周围受到地应力的作用形成应力集中带[2]。假设地层为均质、无限大地层，地层渗透率各向同性，内边界为定压边界，水平应力各向异性，根据弹性力学理论，得到井周径向应力、切向应力计算公式如下：

式中：wp为井底压力，MPa；wr为井眼半径，m；r为地层中任何一点距离井眼中心的距离，m；θ为半径方向与水平方向的夹角，（°）；Hσ、hσ分别为最大水平主应力和最小水平主应力，MPa；rσ、θσ分别为径向应力和切向应力，MPa。

1.1.2 注入流体诱导应力场数学模型

当对油气井进行压裂改造时，流体进入地层，引起地层压力升高，导致井筒周围应力场重新分布，使井周应力场发生变化，即为注入流体诱导应力场。以流固耦合方程、应力平衡方程、连续性方程及达西定律为基础，采用拉氏变换得到注入流体诱导径向和切向应力计算公式[8]：

1.1.3 人工裂缝诱导应力场数学模型

水力压裂施工产生裂缝，地层孔隙压力会发生变化，导致岩石发生形变，最终在地层产生诱导应力场。假设无限大地层中有一条对称双翼的垂直裂缝，根据弹性力学理论，得到人工裂缝诱导应力场计算公式：

1.1.4 切向应力场数值模拟

根据岩石张性破裂准则，人工裂缝的起裂主要与切向应力场相关，因此主要讨论切向应力场的分布规律[3]。利用式2、式4 以及式6 分别模拟计算井周应力场、注入流体诱导应力场以及人工裂缝诱导应力场，地层和流体基本参数见表1。钻井成孔后，井周应力场即为第一次压裂前的应力场，同时将井周地应力场、注入流体诱导应力场和人工裂缝诱导应力场平面分布相叠加，得到第一次压裂后的总应力分布（图1）。从图1a 看出，在0°、180°时切向应力达到最小值，在90°、270°时切向应力达到最大值。这说明最大水平主应力方向上切向应力最小，其最先达到岩石的抗张强度，因此初次压裂时人工裂缝沿着最大主应力方向延伸。从图1b 看出，受注入流体及人工裂缝的影响，第一次压裂后地应力发生了变化，且距离井筒越近，切向应力变化值越大。

表1 地层和流体基本参数

图1 初次压裂前、后切向应力平面分布

1.1.5 人工裂缝延伸轨迹

由于人工裂缝沿着切向应力最小点延伸，先作出切向应力等值线分布图，然后画圆找出与等值线相切的点（最小值），这些切点连成的线即为人工裂缝延伸轨迹（图2）。从图2 中可以看出，第二次压裂裂缝发生了转向，这是由于井周的应力场发生了变化，超出一定距离后，裂缝方向与原始最大主应力方向一致，回到远场地应力方向。

图2 第一次人工裂缝与第二次压裂时人工裂缝延伸轨迹

1.2 裂缝转向影响因素分析

基于上述地应力场的分析，通过数值模拟，开展了地质参数、工程参数对二次裂缝转向影响的分析。结果表明，随着水平应力差增大，转向半径和转向裂缝起裂角都减小，初始水平地应力差值是控制垂向裂缝是否产生的主要因素之一，差值越大，越不容易产生新裂缝，即使产生了新裂缝，裂缝垂向延伸的距离也很小；杨氏模量、破裂压力对二次裂缝转向基本没影响；泊松比对二次压裂转向半径没影响，但随着泊松比增大，转向裂缝起裂角减小（表2～5）。

表2 水平应力差对裂缝转向影响

表3 杨氏模量对裂缝转向的影响

表4 破裂压力对裂缝转向的影响

表5 泊松比对裂缝转向的影响

从表6～8 中可以看出，随着初次压裂缝长增大，转向半径和转向裂缝起裂角都增大；随着初次压裂缝高增大，转向半径增大，转向裂缝起裂角减小幅度低；随着净压力增大，转向半径和转向裂缝起裂角都增大。

表6 初次压裂缝长对裂缝转向的影响

表7 初次压裂缝高对裂缝转向的影响

表8 净压力对裂缝转向的影响

2 二次压裂工艺技术优化

前期鄂南致密油藏改造规模较大，根据二次压裂裂缝起裂及扩展特征，二次压裂改造将沿着老缝进一步延伸，通过增大裂缝有效长度，提高产量幅度不大。因此如何减小水平两向应力差、增大压裂缝内净压力，实现压裂裂缝转向，形成体积缝网是致密油藏二次压裂改造的关键[9]。

2.1 主体压裂技术

为降低水平两向应力差值，提高缝内净压力，优化二次压裂改造技术为大规模、高排量、分段多簇暂堵压裂技术。通过大规模、高排量压裂，增加压裂改造体积，提高缝净压力；利用多簇压裂降低水平两向应力差；同时采用暂堵剂封堵老缝，提高缝内净压力，扩大老井二次压裂改造体积。另外，在泵注技术上采用混合水+多粒径组合支撑剂模式，提高裂缝复杂性，有效支撑天然裂缝与分支裂缝。

2.2 暂堵剂优选及组合方式

暂堵剂转向技术的机理是在施工过程中实时地向地层中加入暂堵剂，根据流体向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂首先进入地层中已张开的裂缝，形成架桥或充填堵塞，阻止后续液体继续进入，同时产生一定的附加压差，当附加压差与已张开裂缝的延伸压力之和高于未张开缝或基质的破裂压力时，则裂缝发生转向，从新的地方起裂，增大沟通新储集体的几率，同时有利于沟通非最大主应力方向上的储集体[10]。暂堵剂的优选关键在于封堵强度、颗粒尺寸与裂缝的匹配关系。

根据鄂南致密油藏储层地质特征，模拟压裂裂缝尺寸为缝口缝宽8～12 mm，中部缝宽4～6 mm，端部缝宽1～3 mm。由于裂缝缝口、中部和端部裂缝尺寸有差异，结合对不同类型暂堵剂的调研，为保证多簇均衡改造和缝内暂堵效果，优化采用缝口+缝内组合暂堵方式，即缝口暂堵采用高强度暂堵球，缝内暂堵采用纤维+颗粒暂堵剂的组合暂堵方式。根据模拟不同暂堵剂配比在不同裂缝尺寸下的封堵能力，确定最终暂堵组合剂配比。

2.2.1 缝口暂堵球尺寸优化

缝口暂堵球主要是封堵射孔炮眼。在压裂施工过程中，暂堵球主要受压裂液冲击力、井筒内压力和地层压力影响，要使暂堵球有效封堵，在暂堵球与孔眼接触方向上的分压力（井筒内压力与地层压力之差）必须大于压裂液冲击力在此上的分压力，由此得出暂堵球所需尺寸范围计算公式：

式中：1P为压裂液冲击力，MPa；2P为暂堵球封堵层的地层压力，MPa；3P为压裂过程中井筒内压力，MPa；Q为压裂液注入流量，m3/min，ρ为压裂液混合密度，kg/m3；kr为孔眼直径，mm；Rq为暂堵球直径，mm；D为井筒内径，mm。

根据式（7），计算在不同的暂堵球井筒与地层压差条件下，允许的最大暂堵球直径与孔眼直径比值。从计算结果来看，在允许范围内，排量越高，暂堵球直径与孔眼直径比值的最大值越小，暂堵效果越差。因此，在现场施工过程中，投暂堵球封堵炮眼期间，应尽量降低施工排量。

同时，根据投暂堵球封堵炮眼时对孔眼内外压力的分析，在暂堵球封堵射孔炮眼前后，地层压力与井底压力基本相当，即孔眼内外压差与封堵前的孔眼摩阻基本相当，压差相对较小（一般1～2 MPa）。从图3 中可以看出，在施工排量12 m3/min 条件下，暂堵球直径与孔眼直径比值基本在1.5～2.0 之间。现场采用暂堵球直径19 mm，炮眼直径12 mm，暂堵升压效果明显，结合现场实际应用效果，优化暂堵球直径与孔眼直径比值为1.6～2.0 之间。

图3 不同压差和排量下堵球与孔眼直径比值

2.2.2 缝内暂堵剂优选

根据不同缝宽条件下的不同组合暂堵剂封堵憋压曲线可以看出，在缝宽为2 mm 条件下，0.86%纤维+0.80%φ1 mm 颗粒暂堵速度最快；在缝宽为4 mm条件下，1.50%纤维+0.40%φ1 mm 颗粒+0.30%φ3 mm 颗粒暂堵速度最快（图4）。因此，鄂南致密油藏缝内暂堵剂优化结果为：

图4 不同缝宽条件下不同组合暂堵剂封堵能力

缝中暂堵剂配比：1.50%纤维+0.40%φ1 mm 颗粒+0.30%φ3 mm 颗粒；缝端暂堵剂配比：0.86%纤维+0.80%φ1 mm 颗粒。

2.3 二次压裂工艺优选

根据老井二次压裂技术参数，结合前期水平井完井方式及压裂改造情况，优选压裂工艺。

2.3.1 裸眼预置管柱完井水平井二次压裂

以φ114.3 mm 裸眼预置管柱和φ139.7 mm 裸眼预置管柱完井的水平井，通过钻扫球座可以提高井眼通径，但常规的多级压裂工具无法顺利下入。因此，针对裸眼预置管柱完井水平井，优选采用跨级式封隔器压裂工艺进行二次压裂改造，封隔器采用K344 型或K341 型。

2.3.2 固井完井水平井二次压裂

固井完井的水平井井筒全通径后，分段压裂工具可顺利下入，实现多级压裂改造，但需要对打开层段逐段进行压裂改造。因此，针对固井完井的水平井，优选采用套内封隔器分段压裂工艺，即采用封隔器+滑套组合方式。通过投球分段压裂改造，压裂后井筒内压裂管柱可打捞，实现井筒全通径。该工艺在φ139.7 mm 套管内可实现12 段分段压裂。

3 现场试验

泾河油田JH2P17 井为φ139.7 mm 套管固井完井水平井，前期采用连续油管带底封水力喷射拖动压裂工艺进行8 段压裂。该井采用大规模、大排量多簇混合水体积压裂技术进行二次压裂，为确保多簇射孔段均衡有效起裂，配套φ19 mm 暂堵球+φ1～3 mm 暂堵颗粒的复合暂堵技术进行暂堵，同时采用大通径套内封隔器分段压裂工艺。该井于2020 年5 月完成6 段16 簇二次压裂施工，累计加砂量1 003.2 m3，入地液量12 312.5 m3，施工成功率达100%。配套地面微地震裂缝监测技术，监测结果表明，裂缝半长超过200 m，改造裂缝带宽达到418 m，有效改造体积1.36×106m3，实现了体积改造目的。暂堵后压力升高3～5 MPa，有明显的暂堵效果显示，每次暂堵后有新的区域被改造，出现新的破裂区域，分析认为暂堵效果较好。

表9 JH2P17 井裂缝监测统计

4 结论

（1）通过建立多应力场耦合的二次压裂扩展模型，二次压裂时井筒附近应力场发生变化，裂缝在近井筒会发生转向。基于多地应力场耦合的裂缝形态数值模拟结果表明，水平井二次压裂裂缝转向受水平两向应力差值、初次压裂缝长、第二次压裂缝内净压力影响较大。

（3）通过裂缝扩展规律研究得到，大规模、高排量多簇暂堵压裂技术为水平井二次压裂主体技术，优化采用缝口+缝内组合暂堵方式，缝口暂堵采用高强度暂堵球，缝内暂堵优选采用纤维+颗粒暂堵剂的组合暂堵方式。

（4）针对裸眼预置管柱完井水平井优选采用跨级式封隔器压裂工艺进行二次压裂改造，针对固井完井水平井优选采用套内封隔器分段压裂工艺进行二次压裂改造。

（5）采用套内封隔器分段压裂工艺完成鄂南致密油藏1 口水平井的二次压裂施工，成功率100%，有效改造体积1.76×106m3，实现了体积改造目的。