致密油儲(chǔ)集層水平井重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)化
——以松遼盆地白堊系青山口組為例

郭建春，陶亮，曾凡輝

（西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500）

0 引言

致密油在非常規(guī)油氣領(lǐng)域中具有重要的勘探開發(fā)前景，鄂爾多斯、四川、松遼、柴達(dá)木等大型含油氣盆地均具有豐富的致密油資源[1-3]。國(guó)內(nèi)各大油氣田借鑒國(guó)外體積改造經(jīng)驗(yàn)，開展了致密油儲(chǔ)集層體積改造的探索與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得良好的增產(chǎn)效果[4-7]。但致密油儲(chǔ)集層物性差，部分水平井無(wú)法形成注采井網(wǎng)有效補(bǔ)充地層能量，應(yīng)力敏感性強(qiáng)，水力裂縫易失效[8-11]，導(dǎo)致產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)期短，嚴(yán)重影響開發(fā)效果，為了恢復(fù)這類生產(chǎn)井的產(chǎn)能，重復(fù)壓裂技術(shù)是主要的增產(chǎn)措施[12-15]。

國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)重復(fù)壓裂技術(shù)進(jìn)行了大量研究與實(shí)踐，主要包括重復(fù)壓裂選井[16-20]、重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)[21-24]、重復(fù)壓裂效果評(píng)估[25-27]等。選井是重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)選的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，而致密油儲(chǔ)集層水平井體積壓裂具有不同于常規(guī)壓裂的儲(chǔ)集層物性、初次完井效率、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等參數(shù)，各參數(shù)差異大且關(guān)系復(fù)雜，在不同程度上對(duì)壓裂效果起著不同的作用，重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的確定十分困難，而系統(tǒng)性地優(yōu)選水平井重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的研究成果較少。本文針對(duì)松遼盆地致密油儲(chǔ)集層試驗(yàn)區(qū)體積壓裂水平井，利用層次分析法綜合考慮水平井體積壓裂特有的參數(shù)，確定理想重復(fù)壓裂井參數(shù)取值。采用聚類法對(duì)重復(fù)壓裂增產(chǎn)潛力優(yōu)先級(jí)別排序并劃分等級(jí)，結(jié)合數(shù)值模擬，進(jìn)一步評(píng)價(jià)重復(fù)壓裂潛力，建立不同生產(chǎn)時(shí)間考慮應(yīng)力敏感效應(yīng)的重復(fù)壓裂產(chǎn)能模型，對(duì)重復(fù)壓裂方式與時(shí)機(jī)開展研究。利用破裂壓力預(yù)測(cè)模型計(jì)算水平井段不同位置在最優(yōu)時(shí)機(jī)下的破裂壓力，確定暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)和暫堵劑用量，可以有效地提高致密油儲(chǔ)集層開發(fā)效果。

1 研究區(qū)概況

1.1 地質(zhì)特征

松遼盆地致密油儲(chǔ)集層為半深湖—深湖夾三角洲前緣亞相和河流相沉積，主要分布在下白堊統(tǒng)青山口組高臺(tái)子和扶余油層，分布范圍廣，資源潛力大。致密油儲(chǔ)集層非均質(zhì)特征明顯，表現(xiàn)出縱向不集中、橫向不連續(xù)、甜點(diǎn)單體規(guī)模小、連片程度差、物性變化大、含油性差異大等特點(diǎn)[3]。儲(chǔ)集層較為致密，孔隙度為 5%～12%，平均 11.5%；滲透率為（0.1～10.5）×10-3μm2，平均 1.25×10-3μm2；平均含油飽和度 52%；單層厚度小于5 m，累計(jì)厚度為5～15 m，儲(chǔ)集層整體埋深為1 700～2 450 m；地溫梯度為0.049 6～0.053 1℃/m，平均 0.051 8 ℃/m；儲(chǔ)集層平均地層壓力為17.5 MPa；原油黏度為1.62～8.05 mPa·s，平均6.36 mPa·s。

1.2 開發(fā)特征

由于儲(chǔ)集層物性和含油性較差，自然產(chǎn)能低，常規(guī)壓裂難以達(dá)到工業(yè)產(chǎn)能目標(biāo)，如高臺(tái)子油層 180口探井，直井壓后日產(chǎn)油量0.16～7.20 t，有90%的井達(dá)不到工業(yè)油流。針對(duì)該類致密油儲(chǔ)集層地質(zhì)特征，研究區(qū)塊采用水平井多段多簇體積壓裂技術(shù)，取得了較好的效果，壓后初期平均日產(chǎn)油量21.5 t。在開發(fā)后期由于儲(chǔ)集層物性差、初次壓裂水力裂縫失效、儲(chǔ)集層改造不充分等原因，且大部分井不能通過(guò)常規(guī)注水開發(fā)形成有效注采井網(wǎng)補(bǔ)充地層能量，目前平均日產(chǎn)油量降到了3.2 t，開發(fā)效果變差。重復(fù)壓裂技術(shù)是目前該區(qū)塊提高單井產(chǎn)量的重要手段，而重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的選擇是保證改造效果的關(guān)鍵。

2 重復(fù)壓裂產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型

2.1 影響重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的參數(shù)選擇

利用層次分析法將體積壓裂水平井不同于常規(guī)壓裂的參數(shù)劃分為決策層和評(píng)價(jià)指標(biāo)層，其中決策層包括儲(chǔ)集層物性參數(shù)、初次完井效率參數(shù)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)（見表1）。同時(shí)建立理想重復(fù)壓裂井，即最具有重復(fù)壓裂潛力的井。求取候選井與理想重復(fù)壓裂井的相對(duì)歐氏距離和相似系數(shù)，相對(duì)歐氏距離越小，相似系數(shù)越大，表明和理想重復(fù)壓裂井相似程度越高，重復(fù)壓裂潛力越大。對(duì)候選井聚類、進(jìn)行重復(fù)壓裂潛力等級(jí)劃分并排序，達(dá)到選井的目的。理想重復(fù)壓裂井參數(shù)取值由各候選井儲(chǔ)集層物性參數(shù)、初次完井效率參數(shù)、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)分布范圍確定，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)大量生產(chǎn)井?dāng)?shù)據(jù)和產(chǎn)能相關(guān)性，與壓裂效果成正相關(guān)參數(shù)取最大值，負(fù)相關(guān)參數(shù)取最小值，其中初次完井效率參數(shù)單簇砂量和液量以及壓裂簇?cái)?shù)取最小值，表明初次改造不充分。根據(jù)候選井參數(shù)建立模糊等價(jià)矩陣，將模糊等價(jià)矩陣標(biāo)準(zhǔn)化，計(jì)算各候選井到理想重復(fù)壓裂井的相對(duì)歐氏距離di和相似系數(shù)si，優(yōu)選最具有重復(fù)壓裂潛力的井，計(jì)算表達(dá)式如下：

選取研究區(qū)塊16口體積壓裂水平井，其平均日產(chǎn)油量為3.2 t，建立理想重復(fù)壓裂井（見表1），計(jì)算候選井與理想重復(fù)壓裂井的相對(duì)歐氏距離和相似系數(shù)，對(duì)候選井重復(fù)壓裂潛力等級(jí)進(jìn)行劃分并排序（見圖1、圖2），從圖中可以看出候選井P10的相對(duì)歐氏距離最小，相似系數(shù)最大，表明和理想重復(fù)壓裂井最為接近。將候選井分為 3個(gè)等級(jí)，其中Ⅰ級(jí)（相對(duì)歐氏距離0.35～0.45）重復(fù)壓裂潛力最大，Ⅱ級(jí)（相對(duì)歐氏距離0.60～0.75）其次，Ⅲ級(jí)（相對(duì)歐氏距離0.85～0.90）最小，同一等級(jí)候選井重復(fù)壓裂效果相近，可以快速經(jīng)濟(jì)地對(duì)重復(fù)壓裂井進(jìn)行優(yōu)選。

表1 理想重復(fù)壓裂井參數(shù)取值表

圖1 候選井重復(fù)壓裂潛力等級(jí)劃分

圖2 候選井重復(fù)壓裂潛力排序圖

2.2 數(shù)值模型建立與驗(yàn)證

根據(jù)重復(fù)壓裂井優(yōu)選的結(jié)果，選取最具有重復(fù)壓裂潛力井，與數(shù)值模擬軟件ECLIPSE相結(jié)合建立考慮應(yīng)力敏感效應(yīng)的油藏?cái)?shù)值模型，模型大小為1 800 m×1 000 m×3.5 m，網(wǎng)格步長(zhǎng)10 m×10 m×3.5 m，網(wǎng)格總數(shù)18 000，模型基本參數(shù)如表2所示。通過(guò)凈壓力擬合的方式，反演得到實(shí)際裂縫參數(shù)，并采用局部網(wǎng)格加密的方法將實(shí)際裂縫參數(shù)導(dǎo)入數(shù)值模型。其中裂縫半長(zhǎng)為 100～354 m，主裂縫導(dǎo)流能力為 18.6～35.4 μm2·cm，各壓裂段裂縫參數(shù)差異大。而初次壓裂設(shè)計(jì)裂縫半長(zhǎng)為300 m，導(dǎo)流能力為30 μm2·cm，由此可見部分水力裂縫未能有效溝通儲(chǔ)集層形成滲流通道，對(duì)實(shí)際產(chǎn)能影響較大。

表2 模型基本參數(shù)

根據(jù)水平井初次壓后實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用歷史擬合的方法驗(yàn)證模型的正確性，分別模擬考慮應(yīng)力敏感和不考慮應(yīng)力敏感下生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，對(duì)水平井進(jìn)行生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合，擬合結(jié)果如圖3和圖4所示。

圖3 日產(chǎn)油量擬合曲線

圖4 累計(jì)產(chǎn)油量擬合曲線

從圖3和圖4可以看出，開發(fā)初期考慮和不考慮應(yīng)力敏感的日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量差別不大，但隨著生產(chǎn)時(shí)間的推移，應(yīng)力敏感效應(yīng)增強(qiáng)。對(duì)于不考慮應(yīng)力敏感效應(yīng)的方案，開發(fā)中后期累計(jì)產(chǎn)油量與日產(chǎn)油量明顯高于實(shí)際生產(chǎn)指標(biāo)，累計(jì)產(chǎn)油量相對(duì)誤差達(dá)13.1%。而考慮應(yīng)力敏感效應(yīng)的初次壓裂產(chǎn)能模擬結(jié)果和實(shí)際累計(jì)產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量比較吻合，符合實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)規(guī)律，相對(duì)誤差只有1.8%，驗(yàn)證了模型的正確性。

由歷史擬合結(jié)果得到剩余油分布（見圖5）和地層壓力分布（見圖6），結(jié)果表明原油動(dòng)用集中于裂縫周圍，剩余油主要分布在裂縫之間和裂縫遠(yuǎn)端，同時(shí)由于初次壓裂改造不充分，裂縫遠(yuǎn)端大量剩余油未被動(dòng)用，階段采出程度僅為3.1%，有較大的增產(chǎn)潛力。目前平均地層壓力 15.8 MPa，地層壓力保持程度為81.3%，為重復(fù)壓裂提供了能量基礎(chǔ)。

圖5 剩余油分布圖

圖6 地層壓力分布圖

在歷史擬合的基礎(chǔ)上，利用ECLIPSE軟件重啟功能，提取從初次壓裂生產(chǎn)到重復(fù)壓裂前時(shí)間節(jié)點(diǎn)的含油飽和度場(chǎng)和地層壓力場(chǎng)，得到重復(fù)壓裂產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，進(jìn)而分析不同重復(fù)壓裂方式與時(shí)機(jī)下的增產(chǎn)改造效果。

3 重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)化

3.1 重復(fù)壓裂方式優(yōu)選

根據(jù)初次壓裂水力裂縫參數(shù)和剩余油分布，提出4種針對(duì)性重復(fù)壓裂方式：重壓老縫、老縫加長(zhǎng)、縫間補(bǔ)壓新縫、縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向（見圖7），以恢復(fù)老縫導(dǎo)流能力和增加新縫的方式溝通更多的剩余油區(qū)域，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)效果。利用重復(fù)壓裂產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，設(shè)計(jì) 4種重復(fù)壓裂方式的壓裂簇?cái)?shù)均為7簇，裂縫半長(zhǎng)為300 m，導(dǎo)流能力30 μm2·cm，定井底流壓8 MPa，模擬生產(chǎn)5年，對(duì)比不同重復(fù)壓裂方式增產(chǎn)改造效果，得到模擬結(jié)果（見圖8、圖9和表3）。

圖7 重復(fù)壓裂方式分類圖

圖8 不同重復(fù)壓裂方式的日產(chǎn)油量

圖9 不同重復(fù)壓裂方式的累計(jì)產(chǎn)油量

從圖8可以看出，4種重復(fù)壓裂方式都可以提高單井產(chǎn)能，壓裂初期日產(chǎn)油量較高，相對(duì)于未重復(fù)壓裂的情況提高了 2倍左右，縫間補(bǔ)壓新縫的效果明顯優(yōu)于其他幾種方式。但隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，部分水力裂縫失效，在2 000 d以后，各曲線幾乎重合在一起，生產(chǎn)水平相同。從圖9可以看出，在相同壓裂簇?cái)?shù)下，由于縫間補(bǔ)壓新縫的方式加強(qiáng)了縫之間剩余油的溝通，對(duì)產(chǎn)能貢獻(xiàn)最大，其次為縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向方式；老縫加長(zhǎng)方式溝通了裂縫遠(yuǎn)端剩余油，改造后產(chǎn)能有所提高；重壓老縫方式對(duì)產(chǎn)能貢獻(xiàn)有限，增幅不大。

表3 不同重復(fù)壓裂方式累計(jì)增油量對(duì)比

表3為4種重復(fù)壓裂方式累計(jì)增油量對(duì)比，可以看出重壓老縫后累計(jì)增油量較小，增油百分比只有21.9%，縫間補(bǔ)壓新縫方式增油效果最佳，為最優(yōu)重復(fù)壓裂方式。

在最優(yōu)重復(fù)壓裂方式確定的情況下，研究不同壓裂簇?cái)?shù)對(duì)重復(fù)壓裂增產(chǎn)效果的影響。設(shè)計(jì)補(bǔ)壓簇?cái)?shù)分別為7，10，12和15簇，裂縫半長(zhǎng)為300 m，導(dǎo)流能力為30 μm2·cm，定井底流壓8 MPa，模擬生產(chǎn)5年，得到結(jié)果如圖10和圖11所示。從圖中可以看出，壓裂簇?cái)?shù)對(duì)產(chǎn)能影響較大，隨著壓裂簇?cái)?shù)的增加，累計(jì)產(chǎn)量不斷增加，但增幅逐漸減小，補(bǔ)壓新縫超過(guò)12簇后增產(chǎn)效果減小。補(bǔ)壓新縫15簇時(shí)初期日產(chǎn)油量最高，生產(chǎn) 3年后不同壓裂簇?cái)?shù)下日產(chǎn)油水平相同，這是因?yàn)殡S著壓裂簇?cái)?shù)的增加，地層能量下降較快，同時(shí)研究區(qū)塊儲(chǔ)集層物性較差，無(wú)法形成注采井網(wǎng)補(bǔ)充地層能量。因此補(bǔ)壓簇?cái)?shù)為12簇時(shí)和儲(chǔ)集層最匹配，使產(chǎn)能最大化，累計(jì)增油量為11 980 t（見表4），而重復(fù)壓裂前該井生產(chǎn)3年的累計(jì)產(chǎn)油量?jī)H6 752 t，開發(fā)效果大幅度提高。

圖10 不同壓裂簇?cái)?shù)累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比圖

圖11 不同壓裂簇?cái)?shù)日產(chǎn)油量對(duì)比圖

表4 不同壓裂簇?cái)?shù)累計(jì)增油量對(duì)比

3.2 重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)確定

在確定最優(yōu)重復(fù)壓裂方式的基礎(chǔ)上，利用重復(fù)壓裂產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，研究不同重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的增產(chǎn)改造效果。采取縫間補(bǔ)壓12簇新縫的方案，裂縫半長(zhǎng)為300 m，導(dǎo)流能力 30 μm2·cm，重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)分別為第 2年、第3年、第4年和第5年，定井底流壓8 MPa，模擬生產(chǎn)5年，得到結(jié)果如圖12、圖13和表5所示。從圖12可以看出，重復(fù)改造后短時(shí)間內(nèi)日產(chǎn)油量大幅度提高，但改造時(shí)機(jī)越晚，有效期越短。從圖13中可以看出，相比未重復(fù)壓裂方式，累計(jì)產(chǎn)油量大幅度提高，第2年改造后初期累計(jì)產(chǎn)油量較高，后期低于第3年改造。由表5可知第3年重復(fù)壓裂后增產(chǎn)效果最好，累計(jì)增油百分比為68.6%，而第5年改造累計(jì)增油百分比只有26.7%，因此最優(yōu)重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)為第3年。

圖12 不同重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)日產(chǎn)油量對(duì)比圖

重復(fù)壓裂的物質(zhì)基礎(chǔ)和能量基礎(chǔ)是重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)首要考慮的因素，由于生產(chǎn)時(shí)間的增加，地層壓力降低，閉合應(yīng)力增加，裂縫導(dǎo)流能力降低至失效；而在開發(fā)后期開發(fā)井無(wú)法補(bǔ)充地層能量，雖然在第 4年和第 5年重復(fù)壓裂后提供高滲流通道，但由于地層能量較低，原油無(wú)法流動(dòng)到裂縫內(nèi)，導(dǎo)致重復(fù)壓裂效果不佳，所以重復(fù)壓裂最優(yōu)時(shí)機(jī)在第 3年。對(duì)于同類致密油儲(chǔ)集層開發(fā)，可以利用理想重復(fù)壓裂井快速地對(duì)重復(fù)壓裂井進(jìn)行優(yōu)選并劃分等級(jí)，結(jié)合油井生產(chǎn)時(shí)間、水力裂縫導(dǎo)流能力、地層壓力保持程度、地應(yīng)力分布等因素，優(yōu)選出重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)。

圖13 不同壓重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比圖

表5 不同重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)累計(jì)增油量對(duì)比

4 重復(fù)壓裂暫堵轉(zhuǎn)向段數(shù)優(yōu)化

在確定最優(yōu)重復(fù)壓裂方式和時(shí)機(jī)的基礎(chǔ)上，暫堵劑的加入方法和加入量對(duì)重復(fù)壓裂的效果尤為重要。水平井各壓裂段儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，初次壓后裂縫形態(tài)差異大[28]，同時(shí)由于地層壓力的變化，使水平井不同位置破裂壓力各不相同。本文利用考慮地層壓力變化的破裂壓力預(yù)測(cè)模型，對(duì)水平井不同位置破裂壓力大小進(jìn)行分級(jí)，確定暫堵劑加入次數(shù)和用量。

4.1 破裂壓力預(yù)測(cè)模型

根據(jù)彈性力學(xué)理論，井壁巖石受到切向拉應(yīng)力和徑向壓應(yīng)力共同作用，巖石破裂準(zhǔn)則式如下：

當(dāng)切向應(yīng)力σθ滿足（3）式時(shí)，巖石開始發(fā)生拉伸破壞，此時(shí)的注液壓力即為地層破裂壓力。Zhu等[29-31]建立了考慮地層壓力變化的射孔井井眼周圍應(yīng)力場(chǎng)模型，射孔井井壁周圍的切向應(yīng)力為：

（4）式中，

結(jié)合巖石破裂準(zhǔn)則（3）式，聯(lián)立（4）式和（5）式，根據(jù)水平井投產(chǎn)不同時(shí)間的地層壓力，計(jì)算不同注液壓力pw下射孔孔眼切向應(yīng)力σθ，當(dāng)足以克服巖石拉伸強(qiáng)度σt時(shí)，儲(chǔ)集層巖石發(fā)生破裂，此時(shí)pw即為地層破裂壓力。

4.2 暫堵轉(zhuǎn)向段數(shù)劃分

利用破裂壓力預(yù)測(cè)模型，考慮未投產(chǎn)以及生產(chǎn) 1年、2年、3年的地層壓力變化對(duì)破裂壓力的影響，通過(guò)模擬計(jì)算得到實(shí)例井水平井段老縫和補(bǔ)壓新縫射孔處不同生產(chǎn)時(shí)間下破裂壓力剖面（見圖14）。從圖中可以看出，破裂壓力受地層孔隙壓力的影響較大，且隨生產(chǎn)時(shí)間的增加而減小，各射孔處破裂壓力差異大。

圖14 實(shí)例井水平段老縫和新縫位置破裂壓力剖面圖

對(duì)老縫和新縫不同位置處的破裂壓力大小進(jìn)行分級(jí)，即將破裂壓力相近的分為同一級(jí)，依次劃分，分級(jí)結(jié)果如表6所示?，F(xiàn)場(chǎng)根據(jù)破裂壓力大小控制施工壓力，使破裂壓力較小的裂縫首先起裂。暫堵轉(zhuǎn)向示意圖如圖15所示：壓裂液首先壓開破裂壓力較低的射孔位置（見圖15a），然后泵入暫堵劑暫堵先壓開的裂縫（見圖15b），再次泵入壓裂液壓開新縫（見圖15c）。暫堵劑用量根據(jù)先壓裂縫的條數(shù)和每條裂縫射孔數(shù)目決定，以暫堵實(shí)例井初次壓裂井段為例（見表6），根據(jù)初次壓裂施工情況和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，優(yōu)選重復(fù)壓裂方式為縫間補(bǔ)壓新縫，破裂壓力分為 2級(jí)，加入暫堵劑1次。

表6 實(shí)例井部分井段重復(fù)壓裂暫堵轉(zhuǎn)向分級(jí)表

圖15 重復(fù)壓裂暫堵轉(zhuǎn)向示意圖

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

為進(jìn)一步驗(yàn)證體積壓裂水平井重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)化方法的正確性，將研究成果應(yīng)用于同一個(gè)區(qū)塊不同壓裂水平井中，優(yōu)化實(shí)施井的重復(fù)壓裂方式、重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)和暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)。實(shí)施井水平段長(zhǎng)度650 m，含油砂巖長(zhǎng)度480 m，初次壓裂4簇，初次改造規(guī)模偏小，優(yōu)選重復(fù)壓裂方式為縫間補(bǔ)壓新縫和老縫加長(zhǎng)，其中補(bǔ)壓新縫3簇，老縫加長(zhǎng)4簇，總計(jì)7簇。全井采用單封籠統(tǒng)壓裂，暫堵材料選取水溶性暫堵劑。根據(jù)水平井射孔處的破裂壓力大小，將其分為 2級(jí)，確定暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)為2次（見表7），并結(jié)合射孔數(shù)目確定暫堵劑用量。第1級(jí)4個(gè)層位射孔總數(shù)1 110個(gè)，暫堵劑用量17.3 kg，第2級(jí)2個(gè)層位射孔總數(shù)1 350個(gè)，暫堵劑用量21.1 kg。

實(shí)施井現(xiàn)場(chǎng)施工順利，排量為4.8 m3/min，各段加砂比依次為 7%，14%，21%，25%和 30%，全井共用壓裂液630 m3，支撐劑78 m3。第1次加入暫堵劑前后兩段施工停砂頂替壓力為 33.0 MPa，停泵壓力為 8.5 MPa，第2次加入暫堵劑后前置液造縫階段油壓由32.8 MPa增加到38.0 MPa，停泵壓力為13.7 MPa，由此判斷暫堵轉(zhuǎn)向成功（見圖16）。重復(fù)壓后日產(chǎn)油量由1.3 t提高到了11.6 t，同時(shí)對(duì)區(qū)塊其他典型井實(shí)施重復(fù)壓裂改造，開發(fā)效果大幅度提高（見圖17）。

表7 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施井重復(fù)壓裂暫堵轉(zhuǎn)向分級(jí)表

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用進(jìn)一步驗(yàn)證了研究方法的實(shí)用性和可靠性。對(duì)于同類致密油儲(chǔ)集層開發(fā)，現(xiàn)場(chǎng)工程師首先利用理想重復(fù)壓裂井對(duì)重復(fù)壓裂井進(jìn)行初步優(yōu)選，然后結(jié)合數(shù)值模擬方法對(duì)重復(fù)壓裂井的物質(zhì)基礎(chǔ)和能量基礎(chǔ)進(jìn)行評(píng)價(jià)，并優(yōu)選重復(fù)壓裂方式和時(shí)機(jī)。本研究中最優(yōu)重復(fù)壓裂方式為縫間補(bǔ)壓新縫的結(jié)論可以直接應(yīng)用，重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)要結(jié)合實(shí)際井的裂縫導(dǎo)流能力和地層能量保持程度進(jìn)一步確定，最后利用破裂壓力預(yù)測(cè)模型，確定重復(fù)壓裂暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)和暫堵劑用量，形成一體化技術(shù)。

圖16 實(shí)施井壓裂施工曲線

圖17 實(shí)施井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

6 結(jié)論

利用理想重復(fù)壓裂井綜合考慮體積壓裂水平井特有的參數(shù)，通過(guò)計(jì)算候選井與理想重復(fù)壓裂井的相對(duì)歐氏距離和相似系數(shù)，實(shí)現(xiàn)了水平井重復(fù)壓裂潛力優(yōu)先級(jí)別排序和等級(jí)劃分，結(jié)合數(shù)值模擬方法，形成了體積壓裂水平井重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)選及工程應(yīng)用的新思路。

針對(duì)松遼盆地致密油儲(chǔ)集層，在相同的改造簇?cái)?shù)下，對(duì)產(chǎn)能貢獻(xiàn)從大到小的重復(fù)壓裂方式依次為縫間補(bǔ)壓新縫、縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向、老縫加長(zhǎng)以及重壓老縫；在相同的改造方式下，重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)越晚，有效作用期越短，結(jié)合本文計(jì)算條件，最優(yōu)重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)為第3年，該優(yōu)化方法同樣適用于其他類似致密油儲(chǔ)集層。

利用考慮地層壓力變化的破裂壓力預(yù)測(cè)模型對(duì)水平井段不同位置破裂壓力分級(jí)，可以確定最優(yōu)重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)下的暫堵轉(zhuǎn)向次數(shù)，并根據(jù)壓裂簇?cái)?shù)和每簇射孔數(shù)目確定暫堵劑用量，形成水平井重復(fù)壓裂暫堵轉(zhuǎn)向一體化技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中平均單井日產(chǎn)油量由2.3 t提高到16.5 t，重復(fù)壓裂效果顯著。

符號(hào)注釋：

c——修正系數(shù)，無(wú)因次；di——候選井到理想重復(fù)壓裂井的相對(duì)歐氏距離，無(wú)因次；i——候選井序號(hào)；j——候選井中影響重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的參數(shù)序號(hào)；m——候選井中影響重復(fù)壓裂時(shí)機(jī)的參數(shù)個(gè)數(shù)；n——候選井個(gè)數(shù)；pp——地層孔隙壓力，MPa；pw——注液壓力，MPa；si——候選井與理想重復(fù)壓裂井的相似系數(shù)，無(wú)因次；——標(biāo)準(zhǔn)化后的評(píng)價(jià)矩陣元素，無(wú)因次；α——Biot系數(shù)，無(wú)因次；δ——滲透性系數(shù)，無(wú)因次；θ——射孔方位角，（°）；θ′——裂縫起裂方位角，（°）；υ——泊松比，無(wú)因次；σH——最大水平主應(yīng)力，MPa；σh——最小水平主應(yīng)力，MPa；σt——巖石抗張強(qiáng)度，MPa；σv——垂向應(yīng)力，MPa；σz——井筒軸向應(yīng)力，MPa；σθ——射孔孔眼切向應(yīng)力，MPa；φ——孔隙度，%。