压裂排量与裂缝缝口形态关系探讨

羊 勇，杨文飞，韩永泉，梁 涛，张永德

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 常规水力压裂与水力喷砂压裂缝口形态

1.1 常规水力压裂缝口形态

在常规水力压裂中，通常认为人工裂缝为平面裂缝，沿最大主应力方向扩展。Behrman 和Elbel 发现要使裂缝从射孔孔眼起裂并延伸，射孔必须在与最大主应力垂直平面成10°～20°范围内。Nolte 指出如果裂缝不是由射孔孔眼起裂，则流体必定沿套管边的窄通道与裂缝沟通[1]（见图1）。

图1 射孔孔眼与裂缝缝面不一致造成尖点

井下微地震测试结果显示当射孔方位与最大主应力方向不一致时，压裂缝可能是S 型缝，即裂缝先沿射孔方位短暂延伸，之后弯曲并沿最大主应力方向延伸。

窄通道与裂缝弯曲的缝宽限制了流体的流动，导致施工压力升高，裂缝净压力降低，缝宽减小。同时在压裂后的生产中，有助于控制支撑剂回流。

1.2 水力喷砂压裂缝口形态

水力喷砂射孔技术是将带有磨料（通常是石英砂）的液体，用高压泵从油管经特制的喷嘴产生高速射流，液流中的砂粒与套管、水泥环及储层接触时，速度突然降为0，由动量定理可知，此时含砂射流将产生强大的冲蚀效果。

图2 水力喷射大型物模试验靶件冲蚀孔道

2008 年长庆油田开展了实际矿场条件下的水力喷射大物模试验。喷孔形态得到了准确认识，为水力喷射参数优化提供了重要的研究基础。采用Φ139.7 mm、P110、壁厚9.17 mm 套管；6.3 mm 双喷嘴对称分布喷射器；射孔排量0.6 m3/min。套管射开孔径22 mm～24 mm，喷孔形态呈剑形孔道，最大成孔直径84 mm，最大深度354 mm（见图2）。

1.3 不同缝口形态产生的影响

常规水力压裂中，大部分情况下，射孔方位与裂缝延伸方向不一致（见图3），窄通道与裂缝弯曲限制了流体的流动，有助于控制支撑剂回流。

图3 常规水力压裂缝口平面示意图

当射孔方位与裂缝延伸方向一致（见图4），孔眼附近支撑剂回流将形成局部弱支撑带。在常规127 射孔弹，90°相位螺旋布孔的条件下，因相同方向上孔眼直径远小于孔眼间距，弱支撑带规模小，影响不大。

图4 常规水力压裂缝口剖面示意图

水力喷砂压裂形成的大冲蚀孔道在压裂后不能闭合，这些孔道使人工裂缝缝口支撑剂更易回流，使缝口得不到支撑而降低导流能力。由于冲蚀孔道直径与井筒直径接近，无论其相位与裂缝方向是否一致，都将直接沟通人工裂缝与套管孔眼，使缝口形成弱支撑带（见图5）。

图5 水力喷射缝口平面示意图

随着冲蚀孔道的增大，弱支撑带范围也扩大，如果冲蚀孔道直径与孔道间距接近，近井弱支撑带可能连片（见图6），极端情况下缝口将失去支撑，完全闭合，使油井表现出堵塞特征。

图6 水力喷射缝口剖面示意图

1.4 强化缝口支撑方法

为防止缝口得不到支撑而降低导流能力，常规水力压裂泵注程序中，通常将支撑剂浓度由小到大台阶式递增，最后阶段提高至650 kg/m3（砂比40 %）以上。

对于尾注顶替液要求用量适当，不能过量顶替，防止将缝口支撑剂推向裂缝深处，同时为控制支撑剂回流至井筒，采用强制闭合、树脂冲洗、树脂包裹支撑剂、纤维等技术。长庆油田常用的强制闭合是泵注一停止就开始液体返排，使孔眼处发生相反的脱砂，使裂缝中支撑剂沉降以前裂缝就闭合。同时在部分区块水平井水力喷砂压裂施工中尝试采用尾注树脂包裹支撑剂控制回流，取得了一定效果。

2 利用射孔孔眼实现水力喷射条件分析

2.1 临界喷射速度

不同物质硬度不同，导致水力喷射达到冲蚀效果的最小喷射速度不同，称为临界喷射速度。不同材料的硬度及临界喷射速度（见表1）[2]。

表1 不同材料的硬度及临界喷射速度

本文所讨论的鄂尔多斯盆地X193 区块C7 油藏为页岩油储层，临界喷射速度按硅质页岩11.3 m/s 进行计算。

2.2 有效孔眼比例

压裂施工中有效孔眼数可由下式求得[3]：

式中：n-有效孔眼数，取整；Q-压裂排量，m3/min；d-射孔孔眼直径，m；c-孔眼流量系数，取0.80～0.85；ρ-压裂液密度，kg/m3；p-施工破裂压力，MPa；St-储层抗张强度，MPa；σh-最小主应力，MPa；Δpf-井筒摩阻，MPa；pw-井筒静液柱压力，MPa；pp-储层压力，MPa。

因资料数据不足，本文采用中国石油天然气集团公司企业标准《油水井压裂设计规范》取值，有效孔眼比例为44 %[4]。

2.3 压裂排量

压裂排量与射孔孔眼流速关系如下式：

式中：V-射孔孔眼流速，m/s；Q-压裂排量，m3/min；D-射孔孔眼直径，本文涉及区块主要采用127 射孔弹，孔径11.0 mm；c-有效孔眼比例系数，考虑压裂排量增大后有效孔眼比例可能提升，取0.44～1.0；L-射孔段长度，m；Sd-射孔密度，本文涉及区块主要采用16 m-1。

通过公式（2）得出，在鄂尔多斯盆地X193 区块C7油藏，当每米射孔段对应压裂排量达到0.5 m3/min 时，携砂液开始对近井地层产生冲蚀效果，可能出现冲蚀孔道；当每米射孔段对应压裂排量达到1.1 m3/min 时，必定出现冲蚀孔道。

3 X193 区块冲蚀孔道测算及其影响

3.1 X193 区块体积压裂冲蚀孔道测算

2016-2019 年X193 区块C7 油藏实施体积压裂214 口，射孔段长范围4 m～18 m，压裂排量范围5 m3/min～10 m3/min。

按有效孔眼比例系数0.44 测算，X193 区块C7 油藏压裂时射孔孔眼流速范围8.3 m/s～37.4 m/s，其中流速高于该区临界喷射速度11.3 m/s 有197 口，占比92.1 %。此部分油井可能存在近井冲蚀孔道，导致支撑剂回流加剧，影响裂缝支撑导致产量降低（见图7）。

按有效孔眼比例系数1.0 测算，X193 区块C7 油藏压裂射孔孔眼流速范围3.7 m/s～16.4 m/s，其中流速高于该区临界喷射速度11.3 m/s 有23 口，占比10.7 %。此部分油井必定存在近井冲蚀孔道，导致支撑剂回流加剧，影响裂缝支撑导致产量降低（见图8）。

3.2 X193 区块体积压裂冲蚀孔道影响分析

X193 区C7 油藏共实施压力恢复测试17 井次，测试结果表明，部分井液量与地层压力不匹配，其中3 口井表现出明显的高压力低液量特征，堵塞严重（见图9）。

图7 X193 区块C7 油藏压裂时射孔孔眼流速分布直方图（按有效孔眼比例系数0.44 测算）

图8 X193 区块C7 油藏压裂时射孔孔眼流速分布直方图（按有效孔眼比例系数1.0 测算）

图9 X193 区块C7 油藏地层压力与日产液量关系散点图

图10 P194-103 井体积压裂施工曲线

图11 P194-103 井小规模压裂施工曲线

其中P194-103 井，2018 年8 月实施体积压裂后转采，转采前累计注水3 120 m3，体积压裂加砂30 m3，压裂排量10.0 m3/min，砂比10.0 %，射孔段长16 m，测算压裂时射孔孔眼流速范围6.9 m/s～15.6 m/s，压裂施工曲线（见图10）。转采后液量下降迅速，生产至10月，日产液1.44 m3，日产油0.48 t，含水66.7 %。实施测压，测压时核实支撑剂返吐严重，砂埋射孔段93 m，返吐砂量1.7 m3。冲砂后测压，测试结果地层压力20.1 MPa，压力保持水平125.6 %。

针对此情况，试验采用高砂比小规模压裂补强缝口支撑，考虑到强制闭合、树脂固结砂等常规控制支撑剂回流技术在体积压裂井效果差，试验尾追8 目～16目大直径支撑剂，在射孔炮眼处形成反向桥堵，控制支撑剂回流。2019 年3 月对P194-103 井实施上述措施，压裂加砂15 m3，压裂排量2.0 m3/min，砂比40.0 %，压裂施工曲线（见图11）。措施后日产液4.58 m3，日产油2.66 t，含水41.9 %，日增油2.18 t，效果显著（见图12）。措施后稳定生产4 个月，实施探砂面，未发现支撑剂返吐情况，说明该项技术有效控制了支撑剂返吐情况。

图12 P194-103 井生产曲线

4 结论与认识

综上所述，在鄂尔多斯盆地X193 区块C7 油藏，当每米射孔段对应压裂排量达到0.5 m3/min 时，携砂液开始对近井地层产生冲蚀效果，可能出现冲蚀孔道；当每米射孔段对应压裂排量达到1.1 m3/min 时，必定出现冲蚀孔道。这些冲蚀孔道使人工裂缝缝口支撑剂更易回流，使缝口得不到支撑而降低导流能力，进而影响产量。

对此情况，建议一是对体积压裂井应尽量增大射开程度，减小每米射孔段压裂排量；二是压裂施工设计采取尾追8 目～16 目大直径支撑剂，在射孔炮眼处形成反向桥堵，控制支撑剂回流；三是对缝口支撑差导致初期低产的体积压裂井，采用高砂比小规模压裂补强缝口支撑的方法提高产量。