楊 林，劉彧軒，向 斌，范 琪，趙玉航

1中國石油西南油氣田分公司致密油氣勘探開發(fā)項目部

2 西南石油大學(xué)“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室

0 引言

我國致密氣資源分布廣泛、儲量巨大，動用程度低?！笆奈濉睍r期，致密氣將納入非常規(guī)天然氣補貼范圍，是我國天然氣增儲上產(chǎn)的主要領(lǐng)域［1］。水力壓裂是致密氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)［2-6］。

金華—秋林地區(qū)沙二段儲層天然裂縫不發(fā)育、脆性低，難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，形成長的水力裂縫仍是該儲層改造的主要目標(biāo)。

直井層內(nèi)分簇壓裂是指在直井同一層內(nèi)分多簇射孔進(jìn)行壓裂。該工藝減少了射孔長度，降低了射孔成本。同時，由于層內(nèi)分簇，縮短了進(jìn)液通道，集中了能量，有助于提高裂縫長度。但目前國內(nèi)外研究重點分析了地層界面［7-9］、天然裂縫［10-12］、裂縫干擾［13-15］等對裂縫形態(tài)的影響，對分簇參數(shù)影響裂縫擴展規(guī)律的研究較少，直井層內(nèi)分簇條件下裂縫延伸規(guī)律還不明確。

本文以金華—秋林地區(qū)沙二段儲層為對象，開展了直井層內(nèi)分簇裂縫擴展數(shù)值模擬研究，分析不同分簇射孔方式對裂縫形態(tài)的影響，明確了直井層內(nèi)分簇裂縫擴展特征和主控因素，對該地區(qū)的直井壓裂優(yōu)化設(shè)計具有重要意義。

1 裂縫擴展數(shù)值模型建立

金華—秋林地區(qū)沙二段縱向上一般發(fā)育5 ～ 10套厚度大于10 m的河道砂體，最大單砂體厚度32 m。以此為依據(jù)，建立了直井層內(nèi)分簇裂縫擴展數(shù)值模型，模型示意圖見圖1。

圖1 直井層內(nèi)分簇裂縫擴展模擬示意圖

利用三維裂縫擴展模型，分析裂縫擴展規(guī)律和影響因素。模型需要的輸入?yún)?shù)統(tǒng)計見表1。

表1 模型設(shè)置參數(shù)

2 裂縫擴展模擬結(jié)果分析

根據(jù)建立的模型，開展直井層內(nèi)分簇條件下裂縫延伸的模擬。

2. 1 儲層厚度

模擬儲層厚度10 ～ 30 m變化對裂縫形態(tài)的影響，見圖2。

圖2 儲層厚度對裂縫形態(tài)的影響

由圖2可知，儲層厚度從10 m變化到30 m時，裂縫高度從19.2 m到35.4 m，增長幅度為83.4%；裂縫半長從192 m到76 m，下降幅度為153.6%。儲層厚度對裂縫形態(tài)有顯著影響。在較厚的儲層，有必要采取方式控制裂縫高度，促進(jìn)裂縫向儲層深部的延伸。

2. 2 產(chǎn)隔層應(yīng)力差

模擬產(chǎn)隔層應(yīng)力差0 ～ 8 MPa變化對裂縫形態(tài)的影響，見圖3。

圖3 產(chǎn)隔層應(yīng)力差對裂縫形態(tài)的影響

由圖3可以看出，產(chǎn)隔層應(yīng)力差從0變化到8 MPa，裂縫高度穩(wěn)步降低，4 MPa以后變化不明顯；而產(chǎn)隔層應(yīng)力差越大，裂縫長度越長，4 MPa以后長度的變化不明顯。

2. 3 單簇射孔長度和位置

模擬射孔長度和位置對裂縫形態(tài)的影響，見圖4和圖5。

如圖4和圖5所示，射孔長度增加時，裂縫高度逐漸增加，裂縫半長逐漸下降；射孔位置在中部時，裂縫半長最長，裂縫高度最小。

圖4 射孔長度對裂縫形態(tài)的影響

圖5 射孔位置對裂縫形態(tài)的影響

2. 4 射孔簇數(shù)

模擬不同產(chǎn)層厚度下，射孔簇數(shù)對裂縫形態(tài)的影響，見圖6和圖7。

圖6 射孔簇數(shù)對裂縫形態(tài)的影響（產(chǎn)層厚度20 m）

圖7 射孔簇數(shù)對裂縫形態(tài)的影響（產(chǎn)層厚度30 m）

從圖6中可以看出，產(chǎn)層厚度為20 m時，射孔簇數(shù)為全部打開時，裂縫高度最大，裂縫長度最??；射孔簇數(shù)為2 ～ 4簇時，裂縫高度接近，2簇的裂縫長度最大。

從圖7中可以看出，產(chǎn)層厚度為30 m時，射孔簇數(shù)為全部打開時，裂縫半長最小，裂縫高度最大；射孔簇數(shù)在1 ～ 4簇之間時，裂縫高度逐漸降低，2簇的裂縫長度最大。

2. 5 施工排量

模擬排量4 ～ 10 m3/min變化對裂縫形態(tài)的影響，見圖8。

圖8 施工排量對裂縫形態(tài)的影響

從圖8中可以看出，隨著排量增加，裂縫長度小幅增加，裂縫高度基本不變。

2. 6 壓裂液黏度

模擬壓裂液黏度10 mPa·s、20 mPa·s、40 mPa·s和100 mPa·s 變化對裂縫形態(tài)的影響，見圖9。

圖9 壓裂液黏度對裂縫形態(tài)的影響

從圖9看出，隨著黏度的增加，裂縫高度有較明顯的增長趨勢，裂縫半長有下降趨勢。因此，采用低黏壓裂液有助于控制裂縫高度，增加裂縫長度。

3 直井層內(nèi)分簇壓裂工藝現(xiàn)場應(yīng)用

直井層內(nèi)分簇壓裂技術(shù)在金華—秋林地區(qū)致密氣的勘探開發(fā)中發(fā)揮了重要作用，取得了較好的開發(fā)效果。近年來對該區(qū)域10余井層進(jìn)行了儲層改造，大部分井常規(guī)測試未見氣或低產(chǎn)，經(jīng)儲層改造后才獲得了工業(yè)氣流，施工成功率達(dá)到100%。其中，QL18和J23井獲得高產(chǎn)。QL18井分2層施工，第一層31.7 m，分3簇射孔壓裂，壓后測試產(chǎn)氣量9.06×104m3/d，第二層11.3 m，分2簇射孔壓裂，壓后測試產(chǎn)氣量1.85×104m3/d。J23井壓裂段層厚24.4 m，分3簇射孔壓裂，壓后測試產(chǎn)氣量21.85×104m3/d。這些井層的高效改造有效支撐了該區(qū)域的勘探工作，對同類型的致密砂巖壓裂改造也具有重要借鑒意義。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）儲層厚度是影響裂縫形態(tài)的關(guān)鍵參數(shù)。在較厚的儲層改造中，為了促進(jìn)裂縫向儲層深部的延伸，有必要采取措施控制裂縫向高度方向延伸。產(chǎn)隔層應(yīng)力差會在一定程度上對裂縫的延伸起到作用，特別是產(chǎn)隔層應(yīng)力差≤4 MPa時。

（2）單簇射孔長度、射孔位置和射孔簇數(shù)對裂縫形態(tài)均有一定的影響。射孔長度越長，射孔位置離儲層中部越遠(yuǎn)，裂縫長度越低。儲層全部打開時，裂縫高度最大，長度最小，分2 ～ 4簇射孔時，裂縫高度相對較低，長度相對較長。

（3）施工排量對裂縫形態(tài)有一定影響，壓裂液黏度則有較為明顯的影響。采用低黏壓裂液有助于控制裂縫高度，增加裂縫長度。