低渗薄互层深层油气藏多层压裂工艺技术

聂建华

（中原油田内蒙探区勘探开发指挥部，河南濮阳 457001）

中原油田东濮老区目前已进入高含水开发后期，剩余油高度分散，油水关系极其复杂，挖潜对象转向薄互层。该类储层具有连通性差，纵向上“两薄”，即油层薄、其相邻隔层也薄，砂泥岩交互，跨度大，物性差等特点；早期考虑到隔层厚度薄、缝高容易失控，多层压裂易卡管柱，薄互层压裂多采用大规模合压方式，压后初期产量高，递减快；分析影响压后效果的主要原因是合压方式改造精细程度不够、部分层段得不到有效改造；因此，开展安全可取式多层压裂管柱及工具系列研发，多层压裂优化分层、缝高控制及配套技术研究是保证砂泥岩薄互层油气资源有效开发的重要手段，对中原油田难动用储层的开发具有重要意义[1-4]。

1 中原油田低渗薄互层深层储层压裂改造难点

中原油田薄互层油气藏主要位于水下分流次河道、水下分流河道侧翼及前缘席状砂沉积微相，具有低孔、低渗、单层厚度小、砂泥岩交互、纵向分布跨度大的特点，薄互层油气藏多层压裂改造存在以下技术难点：

（1）隔层厚度小，分层、选层难度大；

（2）目的层和隔层应力差值较小，裂缝形态及缝高难控制；

（3）埋藏深、施工压力高，多层压裂卡管柱风险大。

2 低渗薄互层深层油藏多层压裂技术

2.1 薄互层多层压裂工艺

早期薄互层大跨度合压，部分层段得不到有效改造，产能不能充分解放；如何明确合层压裂跨度界限，确保小层都能充分改造，此外，保证压裂裂缝高度控制合理，避免压窜隔层，导致管外窜槽影响管柱起出，是薄互层多层压裂工艺需要解决的重点问题。

2.1.1 确定合层压裂跨度界限为15 m 通过建立多产层压裂流量分配模型并对模型求解[1]，得到影响小层流量分配的主要地层参数：最小主应力、产层厚度、弹性模量、产层渗透率。应用FracproPT软件模拟上述地层参数对裂缝延伸的影响（见表1）。

模拟条件：3个产层形成3条裂缝，调整2号层地层参数，分析参数变化对裂缝形态的影响，模拟不同压裂段跨度下多条裂缝改造效果，从而确定分层界限。

模拟结果表明：产层弹性模量、应力、厚度差异越大，多产层均匀改造程度越低；较厚产层（＞5 m）与薄层合压（＜2.5 m），薄层改造效果差（见图1、图2）。压裂层跨度大于15 m，部分裂缝改造效果变差，从而确定合层压裂跨度界限为15 m。

2.1.2 建立控缝高隔层厚度图版 计算中原油田薄互层储层砂、泥岩应力差[2，3]范围 2.0 MPa～7.0 MPa，这种情况下，隔层厚度、压裂目的层厚度对缝高控制的作用显得尤其重要。本文分析了薄互层储隔层应力差、隔层厚度、压裂目的层厚度三个关键因素对缝高扩展的影响，建立了隔层厚度、应力差、压裂层厚度关系图版，作为薄互层多层压裂分层、选层的依据。

表1 影响流量分配的主要地层参数设置

图1 弹性模量对裂缝延伸影响

图2 应力对裂缝延伸影响

（1）薄互层由于具有砂泥岩多重界面，缝高延伸需要考虑复合层效应影响，在软件模拟计算中应用复合层效益因子，表征了复合层效应对薄互层缝高控制的影响程度。

薄互层复合层效应抑制裂缝高度扩展的机理包括产生界面多裂缝、界面滑移、软地层塑性屈服[4]。计算复合层效应因子范围为：8.9（纯砂岩）-25（纯泥岩），缺省复合层效应因子，薄互层压裂缝高扩展幅度较大，使用复合层效应因子缝高能够得到较好控制，比较复合实际情况（见图 3、图 4）。

图3 缺省复合层效应因子的裂缝剖面

图4 复合层效应因子取25的裂缝剖面

（2）考虑薄互层复合层效应影响因素，创建压裂层厚度、应力差、所需隔层厚度关系图版[5]（见图5），确定了控制缝高所需隔层厚度界限：在砂、泥岩应力差较小（＜7 MPa）的情况下，隔层厚度是控制缝高的关键因素，压裂层厚度越大，所需隔层厚度越小，压裂层厚度10 m～15 m，控制缝高需要隔层厚度≥4 m；压裂层厚度＜10 m，控制缝高需要隔层厚度≥8 m。

图5 2 m砂岩/2 m泥岩薄互层模式缝高控制图版

图6 多层压裂管柱示意图

2.2 安全可取式薄互层多层压裂管柱设计

设计了逐级解封多层压裂管柱（见图6），加工了配套系列工具，具有如下特点：

（1）封隔器采用单体卡瓦双向锚定设计，使管柱减少了水力锚、伸缩管等工具，管柱结构简单，管柱卡井危险性降低。

（2）管柱逐级解封设计降低了多层压裂后管柱起出时的解封阻力。

技术指标：耐温140℃，耐压差70 MPa，最多分段数6段（套管不保护情况下可达7段）。

工作原理：

（1）坐封：管柱到位后上提旋转下放完成Y521封隔器坐封，之后即可进行最下层压裂。在压下层的过程中，完成上部所有Y141封隔器的坐封。

（2）压裂：完成最下层压裂后，投球打开压裂滑套，进行第二层压裂。其他层类似，依次投球完成压裂。

（3）反循环：当某层压裂过程中出现砂堵等事故时，可从套管反洗，反循环洗出油管内的压裂液和砂，为下步的解决措施做准备。

（4）解封：上提管柱，封隔器从上至下逐级解封。

（5）丢手：若出现管柱卡井事故时，可投球打压实现安全接头解锁，之后正转脱扣，实现安全丢手。

3 现场应用

3.1 施工情况

2013年1月至2015年12月，深层低渗薄互层多层压裂技术现场试验、应用40口井，封隔器2～4级、分3～5段，压裂3层，成功率100%。获工业油流孔隙度下限由10%下降到8%，有效率95%，日增油244.5 t、气 10.56×104m3，平均单井日增油 6.1 t、气 0.26×104m3；累增油 36 117.4 t、气 2 244.45×104m3，平均单井累增油902.9 t、气 56.11×104m3，增加探明/动用/可采储量253.9/364.5/117.2×104t。见到了良好的经济效益。

3.2 典型井例

白庙气田白58井，压裂井段：沙三下1～2，4 107.8 m～4 184.9 m，12.7 m/9 n。

3.2.1 压裂难点及设计思路

难点分析：（1）目的层分散、跨度大（77.1 m），目的层上、下均有射开层，压裂方式选择、分层工艺实施难度大；（2）井深4 000 m以上，物性差（孔隙度2.7%～9.3%，含油饱和度0%～62.6%），压裂施工难度较大。

设计思路：（1）根据压裂目的层小层分布及压裂需要采用卡四封分压三层压裂工艺，为避免填砂、洗井等工艺对气井带来伤害和延长作业期，采用卡底封保护下部储层，压后合采；（2）压裂下层：S3X2，4 178.6 m～4 184.9 m，4.6 m/2 n；设计单缝穿多层压裂工艺；压裂中层：S3X1，4 148.3 m～4 151.6 m，3.3 m/2 n；设计单缝穿多层压裂工艺；压裂上层：S3X1，4 107.8 m～4 129.5 m，4.8 m/5 n；设计纵向双裂缝压裂工艺；（3）根据储层应力情况结合施工难度，选择低密度陶粒，粒径Φ300 μm～600 μm，降低施工难度；（4）多层同步破胶技术，压后快速排液，减小地层伤害。

表2 白58、白70井效果对比表

3.2.2 压裂施工参数 2014年1月17日施工，破裂压力：80.1 MPa/80.4 MPa/77.9 MPa，一般排量3.5 m3/min/3.5 m3/min/3.9 m3/min，加入 Φ300 μm～600 μm 陶粒0.9 m3+20.8 m3/0.9 m3+17.1 m3/1.2 m3+22.8 m3，平均砂比23.1%/21.1%/21.7%，停泵压力：49.6 MPa/52.9 MPa/52.2 MPa。

3.2.3 压裂效果 压前间开，压后管柱顺利起出，日产气2 500 m3，油4.0 t，产量稳定。截止到2015年11月26日，累增油1 489.8 t，累增气72.9×104m3，有效期676 d，继续有效；与邻井白70井压裂效果对比表明：多层压裂累计增油量高，稳产期长，每米增油量显著增加，产层改造彻底（见表2）。

（2）薄互层多层压裂工艺技术改善了薄互层油气藏采用常规合压方式改造效果差，递减快，不能长期稳产的状况，实现了大段砂泥岩薄互层油气藏的有效动用，为中原油田增储稳产提供了技术支撑。

（3）设计的逐级解封多层压裂管柱及配套工具系列，可有效降低解封载荷，用于5寸半套管，具备最多分压7层能力，目前现场应用最高为四封分压三层，下步将进一步扩大分层级数，加大推广力度。

4 结论

（1）薄互层合层压裂跨度界限及控缝高隔层厚度的确定，为薄互层多层压裂优化设计提供了依据，提高了改造程度，现场应用符合率高，增产效果好。

［1］张士诚，申茂和.多层压裂流量分配数值模拟方法研究［J］.岩石力学与工程学报，2002，（21）：2154-2158.

［2］杜卫平.薄层多层压裂应力剖面与裂缝形态研究［D］.成都：西南石油学院，2005.

［3］陈锐.控缝高水力压裂人工隔层厚度优化设计方法［D］.成都：西南石油学院，2006.

［4］王兴文，任山，宋艳高，等.多层分层压裂的产层间距问题探讨［J］.天然气工业，2009，29（2）：92-94.