大牛地氣田同步壓裂工藝應用研究

申貝貝 何 青 陳付虎 張永春

(中石化華北分公司工程技術研究院，鄭州 450006)

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，主要含氣層位為石炭系太原組、二疊系山西組和下石盒子組，是一套完整的海相潮坪 — 近海三角洲—陸相辨狀河沉積層序［1］。氣田在縱向上發(fā)育7套主力氣層，儲層平均孔隙度為7.62% ～10.27%，平均滲透率為0.55 ×10-3～ 1.36 ×10-3μm2，壓力系數為0.8～1.0，表現為典型的低孔、低滲、低壓氣藏，自然產能低，開發(fā)難度大［2］。

針對大牛地氣田巖性圈閉、致密、低滲、自然產能低等難點，在實踐中采用水平井裸眼預置管柱分段壓裂工藝技術，有效地提高了單井產量，增加了儲量動用率，實現了氣田的經濟高效開發(fā)。目前氣田天然氣年產能達25×108m3［3］。但是，目前氣田開發(fā)技術相對單一，氣田儲量品質不斷下降，急需探索更高效的開發(fā)手段。

1 同步壓裂工藝

叢式水平井組布井法是在井場部署多口水平井，平均單井土地占用面積少，道路、氣站、管線等地面設施重復投資低，便于集中管理。國外叢式井組壓裂實踐中最常用的是同步壓裂工藝(simultaneous fracturing)，該技術是指對2口或2口以上的配對井進行同時壓裂，使壓力液及支撐劑在高壓下從一口井流向另一口井運移距離最短，以增加水力壓裂裂縫網絡的密度及表面積，利用井間連通的優(yōu)勢來增大工作區(qū)裂縫的的程度和強度，最大限度地連通天然裂縫。同步壓裂最初是指2口互相接近且深度大致相同水平井間同時壓裂，目前已發(fā)展成3、4口井同時壓裂。

一般情況下，同步壓裂井的井眼軌跡方位都與最小水平主應力一致，并且處于相同的深度。各水平段的每一級壓裂同時進行，壓裂順序從水平段的趾端到跟端。所鉆水平井之間的間距等于水平井壓裂主裂縫的長度，并在壓裂級數非常近的情況下進行同時壓裂，直到所有的壓裂完成后進行返排。一系列裂縫組在橫向和縱向上產生，形成有效的壓裂裂縫網絡，并使各水平井有效連通，從而使流動通道減少了近井地帶可能產生的彎曲通道。

2006年，同步壓裂工藝首次在美國Ft.Worth盆地的Barnett頁巖采氣中得到應用［4］。作業(yè)者在水平井段相隔152～305 m的2口平行水平井配對井之間進行同步壓裂作業(yè)。由于壓裂井的位置接近，如果依次對2口井進行壓裂，可能導致僅在第2口井中產生流體通道而切斷第1口井的流體通道。而同步壓裂工藝能夠使被壓裂的2口井的裂縫都達到最大化，相對于依次壓裂工藝來說見效更快。實施作業(yè)后，2口井均以相當高的速度進行生產，其中1口井以日產25.5×104m3的速度持續(xù)生產30 d，取得了較好的壓后效果。2009年，Continental Resources公司在Woodford頁巖中進行套管井聲波測井［5］，并實施“射孔 +同步多段壓裂”作業(yè)，壓后增產效果和費用均顯示出一定的優(yōu)勢。

同步壓裂工藝在國外油氣開發(fā)中應用廣泛，特別是當區(qū)塊開發(fā)比較充分且井眼密集時，通過對多口井進行同步壓裂能夠獲得比依次壓裂更好的效果。但目前在國內，同步壓裂還只是一個較新的概念，應用較少，其技術可行性還有待進一步實踐。

2 同步壓裂縫間干擾

水平井同步壓裂形成復雜縫網的過程實質是人工裂縫在地層中同時延伸的過程，而延伸誘導應力場作用機制決定了同步壓裂的裂縫展布情況［6］。

研究表明，油氣井的注入作用會引起地應力的變化:一是注入流體進入儲層，增加孔隙壓力，引起地層容脹，產生孔隙彈性應力;二是注入流體與儲層巖石之間存在的溫度差導致地層溫度降低，從而產生巖石熱彈性應力，降低儲層中的有效應力［7］。

在地層內擴展延伸的過程中，單一人工裂縫對原地應力場產生的附加誘導應力可用半無限裂縫模型或者便士模型計算求解［8-9］。但對于多縫應力干擾而言，多個誘導應力場的疊加計算繁瑣。本次研究應用不連續(xù)位移法(DDM)［10］定量表征分析多縫間的應力干擾。該方法可以求解任意裂縫中j個單元不連續(xù)位移誘導裂縫i個單元的應力場，其數學表達式如式(1)所示，其基本原理如圖1所示。

圖1 多縫間應力干擾原理圖

Cheng通過上述不連續(xù)位移方法，計算出3條人工裂縫同時存在情況下儲集層中任一位置處最小、最大水平擾動值(如圖2所示)［11］。圖中，壓應力為正值，剪應力為負值。對比分析可知，垂直于裂縫方向上誘導最小水平應力大于最大水平應力，最大差值可達到2.76 MPa。

圖2 裂縫誘導產生的水平應力值分布

陳守雨等人通過注入誘導應力理論數值模型，模擬計算出注入流體引起的誘導熱彈性應力和孔隙彈性應力。結果表明，誘導應力的變化從負值到正值，這種變化趨勢主要受徑向距離和注入時間控制。同時，人工裂縫表面切向上的應力變化比徑向上的應力變化偏大，切向應力突變最大值可達到15 MPa左右，即誘導應力變化到一定程度時地層內水平應力會發(fā)生重新定向［12］。

這些研究均表明，人工裂縫的切向誘導應力變化大于徑向誘導應力變化，達到一定程度時地層水平應力將重新定向，裂縫會實現縫內轉向。對于大牛地氣田水平最小主應力差較小的地層而言，利用同步壓裂所產生的誘導應力場，可以實現裂縫的縫內轉向，形成具有一定規(guī)模的縫網結構，有效地提高壓裂改造體積。

但改變應力的過程需要配合相應的壓裂方式［12］。首先以小排量起裂，再以恒定排量大量注入與地層配伍的低黏度流體，誘導同步壓裂井產生熱彈性應力和孔隙彈性應力，改變同步壓裂井的初始應力狀態(tài)，實現初次應力重定向，最后在同時進行大規(guī)模低砂比的同步壓裂施工。

3 DP43井組現場試驗

3.1 DP43井組現場概況

DP43井組位于鄂爾多斯盆地大牛地氣田下石盒子組盒1段，為同層雙向的叢式水平井組，生產中均采用裸眼預置管柱完井方式。室內分析測試結果表明，大牛地氣田盒1氣層砂巖儲層最小水平主應力為39.68 ～43.34 MPa，最大水平主應力為 49.39 ～49.56 MPa，最大水平主應力和最小水平主應力差值約為6.05 ～9.88 MPa，低于 15 MPa的臨界誘導應力值。

盒1段地層應力狀況表明，壓裂改造時產生的切向誘導應力只要足夠大即可實現水平應力的重新定向，該地層具有通過同步壓裂形成復雜縫網結構的地質基礎。

3.2 同步壓裂工藝現場試驗

借鑒國外頁巖氣水平井叢式井組同步壓裂改造方法，現場試驗井組內相鄰2口配對水平井DP43-3H和DP43-5H同步壓裂。綜合考慮2口井的位置，并分析應力干擾的誘導應力，優(yōu)化裂縫參數和壓裂施工參數，結合同步破膠、液氮伴注工藝技術，應用成熟的HPG壓裂液體系，壓后同時放噴排液。此外，相鄰水平井DP43-1H采用單井逐段壓裂。

DP43-3H和DP43-5H水平井均分9段實行壓裂，同時起泵，同時壓裂，壓裂結束后同時放噴求產。3口水平井均采用一點法試氣求產，其中DP43-3H和DP43-5H井實施同步壓裂試氣，分獲無阻流量20.41×104m3/d和27.51 ×104m3/d，而單壓水平井DP43-1H試氣無阻流量為18.08×104m3/d。同步壓裂改造效果明顯，DP43-5H單井無阻流量為同期大牛地氣田盒1段氣層最高單井產量。同時，地面微地震和地面測斜儀監(jiān)測解釋結果表明，同步壓裂水平井縫間和井間裂縫干擾現象明顯，壓裂改造體積明顯大于單壓水平井。

相較單井壓裂工藝，同步壓裂工藝還可以有效地提高壓裂設備的利用率，并節(jié)省大量的人力和物力，實現井組和氣田的高效開發(fā)。

4 結語

(1)不連續(xù)位移法和理論數值模型計算結果表明，同步壓裂產生的誘導應力能夠重新定向地層應力，實現裂縫的縫內轉向，增加改造體積，提高改造效果。

(2)大牛地氣田盒1段氣層具有地層應力重新定向的地質基礎，同步壓裂在DP43叢式井組配對井中應用效果顯著，不僅可提高壓裂設備的利用率，而且能有效地擴大壓裂改造體積，提高單井控制儲量和壓后產量。

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