致密油直井缝网压裂工艺前置液量优化研究

（大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江  大庆  163853）

摘 要：直井缝网压裂工艺液量大、砂量大、成本高，本文论述在保证改造效果的前提下、为降本需要对前置液量进行优化。依据深侧向电阻率和岩性密度、试油井采油强度建立分类标准图版，将储层划分为I、II、III类，开展分类研究。

关键词：缝网压裂；储层分类；前置液量；临界点

中国致密油起步晚、发展快，目前已度过探索发现阶段（2014年以前）、顺利进入工业化试验与生产阶段（2014年至今），并且已经在鄂尔多斯、松辽等盆地相继设立了多个开发示范区。2014年以来，在H试验区、J井区开展了直井缝网压裂试验，初步见到较好的效果；2018年建立了N区块国家级致密油开发试验区。直井缝网压裂工艺液量大、砂量大，导致成本过高，使单井效益入不敷出；为实现半缝长为200～220m的“造缝”需求，前置液注入量不断增加、加液强度一度超过400m3/m3，在保证改造效果的前提下、为降本需要对前置液量进行优化，并为矿场实践提供指导和理论依据。

1 地质概况及开发现状 

致密油N区块，位于松辽盆地中央凹陷区齐家-古龙凹陷龙虎泡阶地，开发层位为M油层。M层受控于北部、西部沉积体系，发育三角洲分流河道、分流河道间沉积，局部发育滨浅湖沉积，砂体主要呈北北东向、北西向、近东西向条带状分布，各期砂体在平面上相互交织错叠连片。油源对比研究表明该区油气主要来自Q组源岩，Q组生油岩具有厚度大、有机质丰度高、生油母质类型好的特点，为油气的大量生成提供了充足的物质基础。油层砂岩类型为细粒混合砂岩和长石岩屑砂岩，平均孔隙度11.8%，中值10.7%；平均渗透率1.67mD，渗透率中值0.57mD，属于致密油藏。区域主应力方向为近东西向，为北东80°。油水分布遵循重力分异规律，主要以全段纯油为主。油层多集中在M1组和M2组，M3组在南部较为发育，全区无统一的油水界面。

N区块下辖一类区块3个、二类区块5个；区域内全部采用直井缝网压裂开发，开发目的层为M油层，主力油层为MⅠ7、MⅡ2、MⅡ4和MⅢ1，油层中部深度1780～2090m；排距300m，一类区块井距500m、二类区块井距600m。现已缝网压裂投产212口井，平均单井压裂5.65个层段，压裂成功率96.85%；平均单段入井液量1228.4m3、入井砂量48.6m3。初期单井日产油平均3.6t，2018年投产至今区块累计产油超过20×104t。

2 前置液量的临界区间

颜晋川等对比分析了直井和定向井常规压裂过程中近井筒摩阻的差异，提出定向井前置液量应在直井所用前置液量的基础上再加5%～10%,并且施工排量也应适当加大。姚海晶[3]采用PKN裂缝扩展模型与现场试验结合的方法,给出了以区块为研究单元、按厚度划分的常规压裂前置液量与缝长关系曲线。张军给出了一种利用注入时间求解常规压裂前置液量的方法[4]。这些研究更多的是针对规模较小的常规压裂而做出的优化，而规模更大、一度达到“千方砂、万方液”缝网压裂工艺压裂规模与产量之间的关系，长久以来一直没有定量认识。

本文依据深侧向电阻率和岩性密度、试油井采油强度建立分类标准图版（如下图1所示），将储层划分为I、II、III类，开展分类研究。确定I类储层岩性密度小于2.45g·cm-3、深侧向电阻率大于25Ω·m；II类储层岩性密度介于2.35～2.45g·cm-3、深侧向电阻率介于20～25Ω·m；III类储层岩性密度大于2.45g·cm-3、深侧向电阻率小于20Ω·m。最后，依据图版将龙西N区块划分三类储层，其中I类层659个、Ⅱ类层538个、Ⅲ类层638个。因此，同为缝网压裂工艺，不同类的储层规模不同。

采用“模拟+实测”的方法，利用施工作业秒点数据开展主压裂施工净压力拟合，得到计算的实际裂缝形态参数，绘制缝长等变量随前置液注入量的变化规律曲线；利用微地震监测技术，得到实测的裂缝形态参数，利用监测数据绘制缝长、缝宽、缝高及SRV与前置液注入量的关系曲线；分析曲线、寻找拐点。

2.1 裂缝形态参数与净压力拟合

N区块内共有200余口井均采用了缝网压裂工艺进行储层改造，管柱选用坐压管柱或桥塞；平均单段入井液量1228.4m3、入井砂量48.6m3。本文以N163井第一段为例，开展主压裂施工净压力拟合。

N163井采用桥塞压裂工艺，共压裂6个层段，全井使用压裂液9410 m3、支撑剂433 m3。利用压裂专业软件将矿场作业数据导入、分别完成6个层段的主压裂施工净压力拟合。以第一段为例（如下图2所示），前置液共1925 m3、支撑剂92 m3。开展主压裂施工净压力拟合，得到净压力拟合曲线（灰色线条），黑色的线是实测的净压力曲线。模拟得到的净压力曲线与实测曲线接近重合，说明拟合已完成，此时可得到在特定条件下（前置液共1925 m3、支撑剂92 m3）的该层段压后裂缝形态参数。调整模型参数，可得到不同前置液量下的缝长值。

绘制得到缝长、缝宽、缝高随时间变化的曲线，结果如下图3-8所示。以N163井第一段缝长（图3）为例，模拟计算结果表明，随着泵注时间增加，缝长增加且到后期增幅放缓。N163井第一段前置液达到1300m3时，裂缝长度增长缓慢，说明后续液量对造缝作用小。而该层段前置液实际注入量为1925m3，即注入量达到设计的67.5%时，造缝已完成。同理，第二段至第六段这一比例分别为66.1%、45.2%、53.8%、52.9%、74.6%。

2.2 微地震监测对比分析

对N163井进行地面微地震监测，该井压裂裂缝精细解释全缝长在390~557m之间，平均为455.7m，监测宽度在81~125m之间，平均为96.0m，监测高度在28~38m之间，平均为35.3m，压裂裂缝主方向在NE70~82°之间，平均为NE77.8°，SRV在51.2~121.3×104m3之间，平均为80.5×104m3。具体监测结果如下表1所示。

表1 N163井地面微地震监测结果

依据地面微地震监测结果，绘制了缝长、缝宽随前置液量的关系曲线，结果显示当注入液量达到一定程度时，缝长、缝宽均不再增加，与模拟计算的结果相一致。以N163井第一段缝长，监测结果表明，随着泵注时间增加，缝长增加且到后期增幅放缓，趋势同模拟结果一致。监测结果显示，注入量达到设计的37.2%时，造缝已基本完成。同理，第二段至第六段这一比例分别为62.8%、68.6%、76.7%、81.4%、51.1%。

将模拟结果与实测结果进行对比，多组结果表明前置液量存在“拐点”。据此分析认为缝网压裂过程中，前置液注入量达到原设计要求的74.6%～81.4%，裂缝长度便达到设计值，剩余液量可进行优化。

N区块缝网压裂时初始设计半缝长为200～220m，前置液采用滑溜水、加液强度在240～410m3/m3，设计排量在6～8m3/min，根据前文所述，前置液造缝阶段，当注入液量达到设计值的74.6%～81.4%，即可完成造缝，则优化后的前置液加液强度为179～334m3/m3。

3  现场试验

在N1块（16口井）、N2块（11口井）和N3块（2口井）开展了总计29口井现场试验，减少液量24916m3，该项累计创效548.1万元。

统计N1区块试验井与对比井不同投产时间的生产数据，结果表明，削减前置液量后，不同类区块试验效果有差异，但总体上看阶段产量大体相当，见下图4.

4 结论

直井缝网压裂过程中，前置液注入量达到一定程度时，裂缝长度增幅放缓。这一临界区间在74.6% ～81.4%，因此，对于缝网压裂、“造缝”这一项的单一需求，前置液加液强度只需在179～334m3/m3区间内即可实现、无需再将加液强度提升至400 m3/m3以上。

参考文献

[1]. 孙龙德，邹才能，贾爱林，等.中国致密油气发展特征与方向 [J].石油勘探与开发，2019, 46（6）：1015-1026.

[2]. 颜晋川，刁素，朱礼平，等.定向井压裂设计及现场应用 [J].油气地质与采收率，2008, 15（5）：102-104.

[3]. 姚海晶.压裂施工中前置液用量计算方法研究 [J].大庆石油地质与开发，2007, 26（6）：107-109.

[4]. 张军. 一种求解压裂施工前置液量的方法 [J].油气井测试，2002, 11（3）：9-11.

[5]. 宋毅，尹向艺，卢渊，等. 基于灰色关联分析法的酸压后产能主控因素研究 [J].石油地质与工程，2009, 23（1）：82-84.

[6]. 姬伟，张育超，史小亮，等. 低渗透油藏体积压裂井产能主控参数灰色关联分析 [J].油气井测试，2015, 24（1）：34-37.

       来源：化学工程与装备-官方网站-创刊于1972    2022年第11期  在线投稿  >>