新疆油田九区石炭系油藏水平井分段压裂关键技术研究及应用

王晓惠， 张 涛， 刘 炜， 罗 垚， 王海峰， 刘学伟

(1新疆油田公司工程技术研究院 2兰德伟业科技集团有限公司 3新疆克拉玛依红都有限责任公司 4中国石油大港油田公司石油工程研究院)

一、压裂改造难点

新疆油田九区石炭系储层属于典型的孔隙～裂缝型双重介质储层，存在以下改造难点：①天然裂缝发育，基质溶孔发育，压裂过程中固有的天然裂缝和在外力作用下可张开的潜在裂缝使得压裂过程中滤失量增大，容易发生砂堵；②岩石杨氏模量20 000～52 000 MPa，是普通砂岩的2～3倍，地层坚硬，形成的人工裂缝宽度狭窄，容易造成砂堵；③纵向上隔层不发育，垂向应力差小，人工裂缝纵向延伸无遮挡，缝高控制难度大，再加上高角度裂缝发育，增加缝高控制难度；④工区内天然裂缝走向复杂，人工裂缝的起裂和扩展复杂，表现为施工过程中净压力较高，裂缝延伸困难，且G函数曲线具有明显的多裂缝特征，说明压裂过程中产生了复杂裂缝。

二、水平井压裂关键技术研究

九区石炭系储层天然裂缝发育，水平两向应力差小(2～3 MPa)，岩石属于中等脆性(脆性指数42%～57%)，适合采用体积压裂的方式进行储层改造[1]，通过对水平井体积压裂技术的研究，形成了以分段优化设计方法、组合压裂液体系、支撑剂粒径优选以及组合控缝高为主的水平井压裂关键技术，提高了施工成功率和压裂改造效果。

1.水平井分段优化

九区石炭系水平井采用裸眼封隔器多级分段压裂工艺，通过数值模拟软件模拟不同段间距对累计产油的影响得到，随段间距的减小，累计产油量增加，当段间距小于70 m时，累计产油量增加趋势变缓(图1)，且应力干扰增加(图2)，因此优选该区块合理的段间距为70 m；然后根据水平段井轨迹在油层中的分布情况进行分段设计，通过结合以储层岩性、物性、含油饱和度、气测解释及天然裂缝发育情况为主的多项地质甜点因素和以杨氏模量、泊松比、岩石脆性、地应力及井眼尺寸为主的多项工程甜点因素进行精细化分段设计，提高了压裂改造的针对性。

图1 Eclipse分段压裂间距数值模拟结果

图2 应力干扰分析(净压力8 MPa)

2. 压裂液体系优选

九区石炭系储层渗透率低，岩石具有一定的脆性，有形成复杂缝网的潜力，根据压裂液特性，低黏压裂液有利于形成复杂网络裂缝，因此选择“线性胶(低黏液体先造缝)+滑溜水(激活天然裂缝形成复杂缝网)+冻胶(支撑主裂缝)”组合压裂液体系[2]，前置液线性胶和滑溜水携带低浓度小粒径支撑剂充填支撑天然分支裂缝，冻胶形成一条或多条主裂缝，增大缝宽，有助于压裂支撑剂的充填，从而实现该区石炭系油藏体积改造，提高压裂改造效果。

3. 支撑剂粒径优选

本区裂缝发育且水平两向应力差小，压裂过程中天然裂缝易开启[3]，会出现转向延伸段，支撑剂会在主裂缝和分支裂缝内同时发生运移，由于作用在分支裂缝面的正应力σn相对主裂缝受到的正应力σmin要大(图3)，导致分支裂缝段的缝宽将发生突变减小[4]，支撑剂在该段运移与主裂缝内将存在显著差异，同时支撑剂运移还会受到分支裂缝转角效应，分支裂缝分流效应等多重因素的影响，导致压裂时支撑剂运移复杂。

图3 水力裂缝沿天然裂缝扩展的裂缝形态

根据转向延伸裂缝宽度方程[5]， 在裂缝延伸方向上任何位置处裂缝剖面中心宽度为：

(1)

式中：W(x)—裂缝延伸路径上位置x处的最大缝宽，m；E—岩石弹性模量，MPa；h(x)—裂缝延伸路径上位置x处的裂缝缝高，m；ν—岩石泊松比，无因次；σn(x)—裂缝延伸路径上位置x处水力裂缝面受到的正应力，MPa。

从式(1)可见，压裂施工时缝内净压力越高，分支缝缝宽越大，则越有利于支撑剂通过；施工净压力越小，分支缝宽越小，则支撑剂通过越困难。通过计算不同净压力下的主、分支裂缝宽度，结合支撑剂桥架准则对适合九区石炭系储层的支撑剂粒径进行优选，得到当净压力为5 MPa时，可以选择主裂缝20～40目，分支裂缝70～140目的支撑剂通过；当净压力为6 MPa时，可以选择主裂缝20～40目，分支裂缝40～70目的支撑剂通过。

4.前置液段塞技术

九区石炭系天然裂缝发育，压裂液滤失大，可通过前置液段塞工艺控制压裂液滤失，在前置液阶段分多次注入少量的低浓度支撑剂，降低近井地带弯曲裂缝壁面摩阻的同时堵塞和支撑微细裂缝，减少压裂液的滤失[6]，从而提高压裂液效率和施工成功率。

根据测试压裂解释滤失系数与当量裂缝数目定量段塞加量，根据现场压裂施工特征统计分析表明，正常滤失系数为5.0×10-4m/min0.5，超过此值就需要考虑采取针对性措施，以下判断与处理措施可以得到较好的效果，见表1。

表1 石炭系多裂缝诊断与相应措施表

九区石炭系滤失系数为8.0×10-4m/min0.5，裂缝较发育，且产生分支裂缝宽度在0.717～1.236 mm之间，根据支撑剂桥架准则，选择2～3段40～70目或70～140目段塞粒径打磨近井筒裂缝壁面，并充填天然裂缝和分支裂缝，现场应用效果较好，施工压力平稳，无砂堵现象发生。

5. 控缝高技术

人工裂缝高度与目的层上下储层的应力差、杨氏弹性模量、岩石的断裂韧性、施工排量、施工规模、滤失系数、压裂液黏度等因素有关，通过对人工裂缝在纵向扩展的影响研究，得到九区石炭系储层人工裂缝高度的主控因素为施工排量，并对其进行模拟优化，得到当施工排量大于6 m3/min时，缝内净压力增加趋势变缓(图4)，裂缝高度失控(图5)。

图4 施工排量与缝内净压力关系

图5 施工排量与裂缝高度关系

压后微地震监测结果表明，人工裂缝高度有效控制在了35.1～56.9 m之间(表2)，与设计符合率较高。

表2 九区石炭系油藏水平井压裂施工规模与裂缝形态的关系

三、应用情况

九区石炭系水平井压裂改造6井次(42级)，压后初期产油量7.9～25.4 t/d，平均产油16.7 t/d，是周围直井的4～5倍，截止2016年12月累计产油量为20 519.3 t，压裂改造效果明显(表3)。

表3 九区石炭系储层裸眼水平井分段压裂工艺参数统计表

四、结论

(1)九区石炭系储层天然裂缝发育，水平两向应力差仅为2～3 MPa，岩石属于中等脆性，压裂过程中易形成分支裂缝及多裂缝，适合采用体积压裂的方式进行储层改造。

(2)通过对九区石炭系油藏水平井体积压裂技术的研究，形成了以分段优化设计方法、压裂液体系、支撑剂粒径优选以及组合控缝高为主的压裂关键技术，提高了施工成功率和压裂改造效果。