王波，王佳，羅兆，羅垚，王健，趙春艷，呂蓓

（中國(guó)石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地六九區(qū)石炭系火山巖油藏儲(chǔ)量豐富，具有儲(chǔ)滲空間（裂縫、孔隙）復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、水敏性弱的特點(diǎn)［1］，水平井分段壓裂是有效開發(fā)此類油藏的技術(shù)之一。水平井壓裂通常采用段內(nèi)1～2簇、逆混合攜砂方式，存在成本高、凍膠或滑溜水用量大、壓后有殘?jiān)葐栴}。而國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖油氣等非常規(guī)領(lǐng)域均采用以滑溜水?dāng)y砂為主的低稠化劑用量的體積壓裂模式［2-4］，為段內(nèi)多簇清水?dāng)y砂壓裂模式提供了經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)。

清水?dāng)y砂無(wú)任何添加劑，省去了減阻劑、交聯(lián)劑等費(fèi)用，成本低、無(wú)殘?jiān)?。但與凍膠或滑溜水?dāng)y砂相比，清水?dāng)y砂的支撐劑沉降速度顯著加?。?-7］，明顯增加水平段堆積及砂堵風(fēng)險(xiǎn)，施工難度大。前期多針對(duì)洗井工況下的清水?dāng)y砂開展研究［8］，所用排量遠(yuǎn)低于水平井體積壓裂，且沖砂與壓裂攜砂運(yùn)移方向相反、工況不同，針對(duì)水平井清水壓裂安全攜砂參數(shù)的研究還比較少。因此，以準(zhǔn)噶爾盆地六九區(qū)石炭系油藏水平井段內(nèi)多簇結(jié)合清水壓裂技術(shù)為研究對(duì)象，開展了段簇工藝、支撐劑篩目、安全攜砂排量、加砂方式等優(yōu)化研究，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果良好，標(biāo)志著“無(wú)稠化劑速度攜砂”理念的成功運(yùn)用，為致密火山巖油藏效益開發(fā)提供了新的模式。

1 油藏概況及常規(guī)改造效果

1.1 油藏概況

準(zhǔn)噶爾盆地六九區(qū)石炭系火山巖油藏埋深430～900 m，油藏含油面積約 25 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 3.2×107t，主要巖石類型為安山玄武巖、凝灰?guī)r，天然裂縫主要發(fā)育斜交縫和直劈縫，孔隙度8%～10%，滲透率0.42×10-3～1.70×10-3μm2，屬于典型的孔隙-裂縫型雙重介質(zhì)低孔、特低滲儲(chǔ)層。水平井采用φ139.7 mm套管固井完井。儲(chǔ)層兩向應(yīng)力差約2～3 MPa，泊松比0.27，脆性指數(shù)55.6%，巖石脆性好，具備復(fù)雜縫網(wǎng)形成條件。

1.2 水平井常規(guī)分段壓裂效果分析及存在問題

火山巖油藏前期壓裂改造思路局限于精準(zhǔn)改造和造長(zhǎng)縫理念，設(shè)計(jì)上以定點(diǎn)改造、中等排量、逆混合壓裂為主；單段1簇，簇間距40 m，施工排量4～6 m3/min，單井壓裂液量6 100～9 900 m3，凍膠占比60%，滑溜水占比40%，加砂強(qiáng)度0.6～0.9 m3/m。由于火山巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，定點(diǎn)改造簇間距大，降低了鉆遇優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層的幾率，施工難度大，泡酸層段占比34%，易造成儲(chǔ)層改造不充分，動(dòng)用程度低。主體采用凍膠攜砂壓裂，費(fèi)用高，且不利于復(fù)雜裂縫擴(kuò)展。

根據(jù)前期改造結(jié)果，本區(qū)水平井壓裂存在以下難點(diǎn)：一是儲(chǔ)層物性極差，壓力系數(shù)低，常規(guī)分段壓裂方式提產(chǎn)有限，表現(xiàn)為自噴期短，投產(chǎn)半年內(nèi)抽汲生產(chǎn)井占比70%；二是儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，識(shí)別優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層難度大，水平井壓裂高投入、低產(chǎn)出矛盾突出，未能達(dá)到縫控儲(chǔ)量、效益開發(fā)的目的。

2 水平井段內(nèi)多簇清水體積壓裂技術(shù)

為探索致密火山巖油藏效益開發(fā)模式，開展了段內(nèi)多簇清水體積壓裂技術(shù)的研究，目的是提高單井產(chǎn)量和施工作業(yè)效率，降低改造成本。

水平井段內(nèi)多簇壓裂工藝通過段內(nèi)多簇壓裂密集布縫，由40～50 m段長(zhǎng)、單段1簇增加為90 m段長(zhǎng)、單段6簇，裂縫密度增加2～3倍，強(qiáng)化井筒與儲(chǔ)層的溝通，增加鉆遇優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層的幾率；由4～6 m3/min提升至14 m3/min大排量清水加砂，大幅提高密集布縫縫間干擾及縫內(nèi)凈壓力，提高裂縫復(fù)雜程度；采用高強(qiáng)度、多種篩目支撐劑加砂，充分支撐裂縫；采用清水代替凍膠/滑溜水?dāng)y砂，優(yōu)選設(shè)計(jì)各項(xiàng)參數(shù)，確保安全加砂，液體費(fèi)用一降到底；形成全程清水連續(xù)輸砂工藝，替代“前置液+攜砂液+頂替液”的傳統(tǒng)加砂模式，提高加砂效率及鋪置效果，降低壓裂液用量。

3 清水壓裂參數(shù)分析與優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 支撐劑運(yùn)移分析

圖1為支撐劑顆粒在不同井段中的運(yùn)移示意。圖中，大、小紅色箭頭分別表示流體和顆粒的運(yùn)移方向，黑色箭頭表示顆粒的受力方向。在直井段，液流方向與顆粒下沉方向一致，顆粒在重力作用下下沉滑移，受黏滯力等影響，顆粒達(dá)到一定速度后趨于平穩(wěn)［5-6］。在斜井段，顆粒下沉存在2個(gè)運(yùn)動(dòng)方向，即平行于管壁方向的下沉分量和垂直于管壁方向的下沉分量，因平行于管壁的下沉分量始終與液流方向一致，有利于支撐劑運(yùn)移。在水平井段，顆粒下沉方向與液流方向垂直，顆?？偸怯谐两档内厔?shì)，不可避免地形成砂床，這時(shí)支撐劑在壓裂液速度攜砂模式下，運(yùn)動(dòng)方式分為2種：一部分支撐劑顆粒懸浮在壓裂液中，并與壓裂液以幾乎相同的速度前進(jìn)；另一部分支撐劑顆粒下沉在套管底部形成砂床，以滑動(dòng)、滾動(dòng)或躍移的形式運(yùn)動(dòng)。由此可見，采用低黏液體速度攜砂時(shí)，水平段內(nèi)攜砂最為困難。

圖1 支撐劑顆粒在不同井段的運(yùn)移示意

3.2 靜水中支撐劑沉降速度

靜水中的支撐劑顆粒沉降速度常用Stokes沉降公式計(jì)算，考慮了重力、浮力、黏滯力對(duì)顆粒沉降的影響，是顆粒在牛頓流體中運(yùn)移的常用特征參數(shù)［6-7］。

式中：w0為靜水中的顆粒沉降速度，m/s；ds為顆粒直徑，cm；ρf為液體密度，g/cm3；ρs為顆粒密度，g/cm3；g 為重力加速度，m/s2；CD為牛頓流體中顆粒運(yùn)動(dòng)阻力系數(shù)，是顆粒流動(dòng)雷諾數(shù)的單值函數(shù)［5］。

3.3 流動(dòng)中支撐劑沉降速度

壓裂過程中流體是高速流動(dòng)的，隨著砂比增加，大量顆粒之間的相互影響也在增加。該工況下，Stokes沉降公式不能真實(shí)反映支撐劑顆粒的沉降速度，此時(shí)采用修正后的公式計(jì)算支撐劑顆粒沉降速度w［7-9］：

式中：Cv為懸移支撐劑體積占比；Cvm為極限體積占比下限，取值 0.52［9］。

3.4 水平段內(nèi)支撐劑流態(tài)劃分

采用Wasp方程區(qū)分懸移支撐劑和砂床支撐劑［9-11］在流體中的輸送狀態(tài)：

式中：Z為流態(tài)指數(shù)；Cvi，Cva分別為水平段內(nèi)懸移支撐劑占比和支撐劑總占比；u為井筒內(nèi)流體流速，m/s；λ為懸移質(zhì)沿程阻力系數(shù)。

Wasp等認(rèn)為：當(dāng)Z≥0.8時(shí)，支撐劑顆粒處于均質(zhì)流狀態(tài)；當(dāng) Z≤0.1時(shí)，為非均質(zhì)流；當(dāng) 0.1＜Z＜0.8時(shí)，為中間流狀態(tài)。

3.5 求解方法

1）根據(jù)建立的數(shù)學(xué)模型，選取清水作為流體介質(zhì)，采用迭代法計(jì)算不同支撐劑顆粒在靜水中的沉降速度；2）以靜水中的顆粒沉降速度為基礎(chǔ)，仍采用迭代法計(jì)算，得到不同流體流速、砂比條件下的支撐劑輸送狀態(tài)；3）移動(dòng)砂床支撐劑占比由1-Z得出。

3.6 不同類型和篩目支撐劑在靜水中的沉降速度

清水條件下支撐劑類型對(duì)靜水中的顆粒沉降速度有一定的影響。選取3種常用陶粒支撐劑與1種石英砂進(jìn)行對(duì)比，參數(shù)見表1。根據(jù)數(shù)學(xué)模型，計(jì)算不同類型支撐劑顆粒在清水中的沉降速度，結(jié)果見圖2。由圖可知，陶粒因視密度較大，沉降速度快于石英砂。

表1 新疆油田常用20/40目支撐劑視密度

圖2 不同類型支撐劑在清水中的沉降速度

清水條件下支撐劑篩目的大小對(duì)沉降速度的影響較大。選取相同視密度（2.64 g/cm3）的 20/40，30/50，40/70，70/140目等4種常用石英砂進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算不同篩目石英砂在清水中的沉降速度，結(jié)果見圖3。由圖可以看出，20/40目石英砂沉降速度明顯高于其他小篩目石英砂。因此，小篩目石英砂在井筒中的攜砂堆積風(fēng)險(xiǎn)較小，且在裂縫內(nèi)的輸送距離更遠(yuǎn)。

圖3 不同篩目支撐劑在清水中的沉降速度

3.7 支撐劑輸送狀態(tài)與流速關(guān)系

當(dāng)套管尺寸（內(nèi)徑121.3 mm）不變時(shí)，計(jì)算不同篩目石英砂在清水中的流態(tài)指數(shù)與井筒內(nèi)流體流速的關(guān)系，結(jié)果見圖4。

圖4 石英砂輸送狀態(tài)與流體流速關(guān)系

由圖4可以看出，流體流速越大，懸浮運(yùn)移的支撐劑占比越高。對(duì)于20/40目石英砂，當(dāng)流速超過20 m/s時(shí)，流態(tài)指數(shù)仍低于0.8，說(shuō)明其很難達(dá)到均質(zhì)流狀態(tài)；對(duì)于30/50，40/70目石英砂，當(dāng)流速超過20 m/s時(shí)，懸移支撐劑占比趨于穩(wěn)定，流態(tài)指數(shù)接近或超過0.8，說(shuō)明趨于均質(zhì)流狀態(tài)，該流速下輸送支撐劑更為安全。

3.8 砂比對(duì)支撐劑流動(dòng)的影響

在一定范圍內(nèi)，砂比增加，懸浮運(yùn)移的支撐劑顆粒占比增加，但20/40目支撐劑顆粒的流態(tài)指數(shù)很難接近0.8。壓裂時(shí)，由于水平井筒內(nèi)各簇分流作用，流體經(jīng)過前端裂縫后流速迅速下降，攜砂能力下降。由圖5可以看出：當(dāng)支撐劑篩目為40/70目，流速高于11 m/s時(shí)，隨著砂比增加，砂床支撐劑占比趨于一致；當(dāng)支撐劑篩目為30/50目，流速高于16 m/s時(shí)，隨著砂比增加，砂床支撐劑占比趨于一致。這些都說(shuō)明,通過提高流速可以抵消砂比增加帶來(lái)的不利影響。

圖5 40/70，30/50目石英砂的砂床支撐劑占比

4 清水壓裂射孔參數(shù)優(yōu)化

水平井射孔厚度方向與裂縫延伸方向垂直，易在近井帶多形成微裂縫及扭曲縫［12-13］。當(dāng)微裂縫數(shù)量、扭曲程度增加時(shí)，清水壓裂縫寬顯著變窄，造成砂比敏感、加砂困難，以至于堵塞裂縫，影響施工安全（見圖6）。當(dāng)單簇射孔數(shù)由16減少至3，射孔厚度由1.0 m減少至0.2 m（即不足套管直徑的2倍），產(chǎn)生微裂縫僅為1條，且最大扭曲程度低于35°，此時(shí)裂縫縫寬降低幅度不足20%，影響較小?？籽勰ψ柙龃蠹s9 MPa，但同時(shí)裂縫摩阻下降1/2～1/4，引起泵壓相應(yīng)上升（小于9 MPa），不影響正常施工。因此，水平井壓裂時(shí)優(yōu)化后采用單簇3孔、120°相位角、射孔厚度小于0.2 m的射孔方式，有利于清水安全加砂。

圖6 縫寬與近井微裂縫數(shù)量、扭曲程度的關(guān)系

式中：σn為垂直于裂縫壁面的法向應(yīng)力，MPa；σH，σh分別為最大、最小水平主應(yīng)力，MPa；θ為裂縫與水平井井筒的夾角，（°）。

在裂縫延伸方向任意位置，裂縫剖面中心的縫寬Wmax采用PKN方程計(jì)算：

式中：ν為泊松比；h（x）為裂縫剖面任意位置處的縫高，m；p（x）為裂縫內(nèi)液體壓力，MPa；σn（x）為裂縫剖面任意位置處垂直于裂縫壁面的法向應(yīng)力，MPa；E為彈性模量，MPa。

5 清水壓裂加砂模式優(yōu)化

支撐劑顆粒在裂縫內(nèi)主要處于懸移、滾動(dòng)、靜止?fàn)顟B(tài)。根據(jù)可視化平板實(shí)驗(yàn)及本文計(jì)算結(jié)果可知，支撐劑顆粒易在縫口堆積［14-16］。清水?dāng)y砂的砂比很低或段塞式加砂時(shí)，支撐劑沉降速度快，運(yùn)移距離近，在這種攜砂模式下，常規(guī)加砂工藝中前置液充分造縫、防止砂堵的作用下降。受顆粒之間相互作用的影響，隨著砂比提高，顆粒沉降速度下降，清水段塞式加砂不利于支撐劑遠(yuǎn)端運(yùn)移?；谝陨险J(rèn)識(shí)，提出了采用連續(xù)平穩(wěn)加砂的方式，其具有管內(nèi)輸砂穩(wěn)定、縫內(nèi)鋪砂更遠(yuǎn)、施工更安全的優(yōu)勢(shì)。采用三維壓裂模擬軟件，開啟沉降模式，模擬相同排量（4.5 m3/min）條件下3種加砂（40/70目石英砂）模式的清水?dāng)y砂鋪置情況，結(jié)果如圖7所示。由圖可以看出，清水連續(xù)加砂模式下的支撐裂縫最長(zhǎng)。

圖7 不同加砂模式下的裂縫模擬形態(tài)

6 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果分析

6.1 先導(dǎo)試驗(yàn)

為驗(yàn)證水平井段內(nèi)多簇清水體積壓裂的效果，在HWA井開展了先導(dǎo)試驗(yàn)。該井采用φ139.7 mm×9.17 mm P110型套管完井，水平段長(zhǎng)度730 m，設(shè)計(jì)采用橋塞段內(nèi)多簇壓裂，分8段，1段6簇，簇間距為15.7 m。

首先，以70/140，40/70目石英砂為主，并尾追30/50目石英砂，以保證縫口導(dǎo)流能力；其次，當(dāng)壓裂液排量超過12 m3/min時(shí)，石英砂移動(dòng)狀態(tài)趨于平穩(wěn)，因此，設(shè)計(jì)在限壓條件下可允許的最大排量進(jìn)行清水“速度攜砂”試驗(yàn)，以保證攜砂效果及施工安全；最后，采用低起步、小增幅的方式連續(xù)加砂。

首先，驗(yàn)證現(xiàn)場(chǎng)是否具備大排量施工條件。HWA井在排量14 m3/min時(shí)，全滑溜水施工壓力為17～28 MPa，全井施工限壓68 MPa，有較大施工壓力提升空間，因此具備清水14 m3/min大排量施工條件。其次，驗(yàn)證射孔優(yōu)化是否有效。如表2所示，HWA井第4-1級(jí)、第5-1級(jí)階梯降排量分析表明，14 m3/min下近井摩阻僅為1.11～1.22 MPa，證實(shí)近井裂縫分流扭曲程度很低，射孔優(yōu)化方式有效。

表2 階梯降排量分析結(jié)果

在驗(yàn)證的基礎(chǔ)上，第8段清水?dāng)y砂壓裂采用每簇3孔、相位角120°、射孔厚度0.2 m的射孔方式，排量提至14 m3/min，壓力31～27 MPa。采取連續(xù)加砂模式，壓力平穩(wěn)、輸砂穩(wěn)定證明施工參數(shù)選取有效，成功實(shí)現(xiàn)單級(jí)全清水連續(xù)加砂70 m3（見圖8），平均砂比12%，支撐劑質(zhì)量濃度最高300 kg/m3，液砂比9.5，標(biāo)志著新疆油田清水體積壓裂試驗(yàn)取得成功。

圖8 HWA井第8-2級(jí)全清水連續(xù)攜砂施工曲線

先導(dǎo)試驗(yàn)井HWA井壓后一直自噴生產(chǎn)，最高日產(chǎn)油82.1 t，與鄰井生產(chǎn)工藝見表3。目前，φ4 mm油嘴日產(chǎn)液32.8 t，日產(chǎn)油26.3 t，僅 160 d累計(jì)產(chǎn)油量即超過5 000 t，遠(yuǎn)超設(shè)計(jì)產(chǎn)能7.5 t/d，經(jīng)濟(jì)效益較好。

表3 先導(dǎo)試驗(yàn)井與鄰井常規(guī)工藝對(duì)比

6.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

新疆油田對(duì)2口水平井實(shí)施全程清水壓裂，施工排量14 m3/min，1段6簇，總計(jì)入井清水 17 889 m3，總砂量1 213 m3，單次最高連續(xù)加砂130 m3，支撐劑質(zhì)量濃度最高540 kg/m3，現(xiàn)場(chǎng)共計(jì)實(shí)施16次泵注，施工成功率100%。壓后生產(chǎn)110 d，φ4 mm油嘴日產(chǎn)液20.05～20.37 t，日產(chǎn)油 19.1～20.3 t，油壓 0.90～1.15 MPa，超設(shè)計(jì)產(chǎn)能1倍以上，壓力保持效果好，累計(jì)產(chǎn)油量高。

7 結(jié)論

1）通過建立水平井井筒清水?dāng)y砂模型，計(jì)算得到不同類型、篩目、砂比、流速的支撐劑輸送狀態(tài)，明確了水平井清水壓裂時(shí)支撐劑篩目及流體流速是影響井筒內(nèi)清水?dāng)y砂安全的主要因素，篩目越大，需要的流體流速越高。

2）通過減少射孔孔數(shù)、射孔厚度，降低了近井裂縫扭曲程度，保證了縫寬，有效降低了清水砂堵風(fēng)險(xiǎn)，現(xiàn)場(chǎng)共實(shí)施16次泵注，成功率100%。

3）通過分析支撐劑輸送狀態(tài)，提出了采用連續(xù)加砂模式進(jìn)行清水壓裂，提高了清水?dāng)y砂安全性，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)連續(xù)加砂130 m3，支撐劑質(zhì)量濃度最高達(dá)540 kg/m3，證明該模式合理有效。

4）水平井段內(nèi)多簇清水體積壓裂技術(shù)，能夠解決致密火山巖油藏效益開發(fā)的技術(shù)難題，大幅增加縫控程度，并實(shí)現(xiàn)100%清水代替凍膠/滑溜水?dāng)y砂，降低了改造成本。