松遼盆地古龍頁(yè)巖油復(fù)合體積壓裂技術(shù)優(yōu)化

蔡 萌 唐鵬飛 魏 旭 劉 宇張 浩 張寶巖 耿丹丹

（1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163453）

0 引 言

古龍頁(yè)巖主要位于松遼盆地中央坳陷區(qū)，受沉積條件控制，分為互層型、夾層型、純頁(yè)巖型3 種類型，主體為純頁(yè)巖型，資源潛力巨大［1-4］。古龍頁(yè)巖油藏為原生源儲(chǔ)原位油藏，具有納米級(jí)孔隙比例高、頁(yè)理極發(fā)育（1 000～3 000 條/m）、水平滲透率低（0.11×10-3～1.62×10-3μm2）、垂向上流動(dòng)困難（滲透率小于0.000 1×10-3μm2）等特點(diǎn)［5-7］。

古龍頁(yè)巖儲(chǔ)集層特征及成藏特點(diǎn)與國(guó)內(nèi)外其他頁(yè)巖油藏明顯不同［8-9］。北美地區(qū)頁(yè)巖主要為海相頁(yè)巖沉積儲(chǔ)層，頁(yè)巖儲(chǔ)集層中夾雜砂巖條帶，儲(chǔ)層物性好，油氣易開采［10-12］。而古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層為典型的陸相湖盆沉積，巖石泥質(zhì)含量大（屬泥級(jí)頁(yè)巖）、地質(zhì)成藏條件復(fù)雜，油氣主要存在于微—納米級(jí)孔隙中，缺乏有效的滲流通道，開采難度大［13-15］。古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂裂縫擴(kuò)展呈“磚墻結(jié)構(gòu)”，裂縫形態(tài)復(fù)雜［16-17］。水力壓裂油氣井示蹤劑監(jiān)測(cè)顯示頁(yè)理縫開啟影響裂縫高度［18-20］，單簇縫高為6～9 m，比致密油裂縫高度低40%～60%，影響了儲(chǔ)層體積改造效果［21-24］。現(xiàn)有的壓裂工藝技術(shù)不能滿足古龍頁(yè)巖油增產(chǎn)改造需求，常規(guī)壓裂手段產(chǎn)生的壓裂裂縫單一、形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)不能建立有效的油氣滲流通道，影響了頁(yè)巖儲(chǔ)層整體動(dòng)用效果。因此需要結(jié)合古龍頁(yè)巖巖石力學(xué)參數(shù)實(shí)驗(yàn)，明確壓裂裂縫延伸規(guī)律，進(jìn)一步加強(qiáng)壓裂工藝技術(shù)研究。

本文針對(duì)古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層的地質(zhì)特征、巖石特性及原油性質(zhì)，通過(guò)優(yōu)化射孔方式、射孔簇?cái)?shù)、簇間距、支撐劑等施工參數(shù)，建立適用于古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層改造的復(fù)合體積壓裂技術(shù)，提升儲(chǔ)層縱向動(dòng)用和裂縫復(fù)雜程度，提高古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層整體改造效果，為古龍頁(yè)巖油的高質(zhì)量開發(fā)提供依據(jù)。

1 古龍頁(yè)巖巖石力學(xué)參數(shù)

巖石力學(xué)參數(shù)是影響泥頁(yè)巖水力壓裂裂縫擴(kuò)展的重要因素。水力壓裂裂縫是由于高能流體對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層的巖石施加的外力超過(guò)了巖石能夠承載的極限，從而產(chǎn)生微小裂隙，不斷向巖石內(nèi)部擴(kuò)展、延伸形成的裂縫。壓裂施工過(guò)程中排量及壓力等施工參數(shù)主要是在目標(biāo)儲(chǔ)層中制造人工裂縫時(shí)，以較高瞬時(shí)排量在井底形成瞬時(shí)高壓，當(dāng)壓力超過(guò)儲(chǔ)層破裂壓力時(shí)，地層就會(huì)被壓開形成裂縫，裂縫的延展主要與頁(yè)巖自身的彈性模量、抗拉強(qiáng)度、斷裂韌性及脆性指數(shù)等巖石力學(xué)參數(shù)有關(guān)。因此需要對(duì)頁(yè)巖自身的巖石力學(xué)特性開展相關(guān)實(shí)驗(yàn)研究，進(jìn)一步明確巖石力學(xué)參數(shù)對(duì)壓裂裂縫擴(kuò)張的影響。

依托GCTS RTR-1500 高溫高壓巖石綜合測(cè)試系統(tǒng)，根據(jù)《巖石物理力學(xué)性質(zhì)試驗(yàn)規(guī)程》DZ/T 0276.20—2015 標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)古龍頁(yè)巖開展彈性模量、抗拉強(qiáng)度和斷裂韌性、脆性指數(shù)實(shí)驗(yàn)。

1.1 彈性模量

選取古龍頁(yè)巖天然巖心，通過(guò)線切割工藝將其制成直徑為25 mm，長(zhǎng)度為50 mm 的柱狀巖心，再將巖心放置于三軸壓力室內(nèi)，調(diào)整實(shí)驗(yàn)巖心、球座與承壓板的相對(duì)位置，使三者軸心在一條直線上，三軸壓力室注滿煤油，以載荷0.05 MPa/s 的加載速度增加側(cè)應(yīng)力及軸向應(yīng)力，側(cè)壓力達(dá)到30 MPa 時(shí)停止加載，以0.5～1.0 MPa/s 的速度加載軸向應(yīng)力直至頁(yè)巖巖心破壞。

頁(yè)巖三軸壓縮實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表1）表明，古龍頁(yè)巖在垂直頁(yè)理方向上的彈性模量平均為6.46 GPa，在平行頁(yè)理方向上的彈性模量平均為17.80 GPa，在平行頁(yè)理方向上的彈性模量遠(yuǎn)大于其在垂直頁(yè)理方向上，說(shuō)明頁(yè)巖巖心在垂直頁(yè)理方向上受到外力作用時(shí)容易產(chǎn)生形變，不利于裂縫起裂、延伸；而在平行頁(yè)理方向，其彈性模量較大，受到外力作用時(shí)不容易產(chǎn)生形變，超過(guò)其能承受的極限值后，沿著水平頁(yè)理方向，裂縫更容易起裂并延伸。

表1 古龍頁(yè)巖不同頁(yè)理方向的彈性模量Table 1 Elastic modulus of Gulong shale in different lamellation directions

古龍地區(qū)井A9和井Z2的頁(yè)巖巖心偏應(yīng)力—應(yīng)變（圖1）表明頁(yè)巖巖石在破裂時(shí)無(wú)屈服破壞，壓力殘余較低，巖心在破裂后無(wú)承載能力，表現(xiàn)脆性特征，也證實(shí)了古龍頁(yè)巖頁(yè)理極發(fā)育導(dǎo)致裂縫會(huì)更多地沿著頁(yè)理開啟并延伸。

圖1 古龍地區(qū)井A9和井Z2的頁(yè)巖巖心偏應(yīng)力―應(yīng)變Fig.1 Stress-strain of shale cores from Well A9 and Well Z2 in Gulong area

1.2 抗拉強(qiáng)度與斷裂韌性

選取古龍頁(yè)巖天然巖心，通過(guò)線切割工藝將其制成直徑為50 mm，長(zhǎng)度為25 mm 的餅狀巖心，將巖心置于壓力室中的圓形實(shí)驗(yàn)臺(tái)上，調(diào)整巖心、球座及承壓板使其軸心在1 條直線上，關(guān)閉壓力室以0.3～5.0 MPa/s 的速度加載軸向應(yīng)力直至頁(yè)巖巖心破壞。通過(guò)頁(yè)巖巖心巴西劈裂實(shí)驗(yàn)，測(cè)試古龍頁(yè)巖抗拉強(qiáng)度與斷裂韌性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2 所示。

表2 古龍頁(yè)巖不同頁(yè)理方向的抗拉強(qiáng)度與斷裂韌性Table 2 Tensile strength and fracture toughness of Gulong shale in different lamellation directions

1.2.1 抗拉強(qiáng)度

頁(yè)巖抗拉強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，頁(yè)巖在垂直頁(yè)理方向抗拉強(qiáng)度較高，平均為4.30 MPa，在平行頁(yè)理方向抗拉強(qiáng)度較低，平均為1.78 MPa。由圖2 可見頁(yè)巖各向抗拉強(qiáng)度差異明顯，垂直頁(yè)理方向上巖樣破裂后沒有沿垂直方向延展，而是逐漸在平行頁(yè)理方向上延伸直至整個(gè)巖樣破碎，在巖樣破碎過(guò)程中其他分支裂縫也是沿頁(yè)理進(jìn)行擴(kuò)展；在平行頁(yè)理方向上巖樣沿著頁(yè)理方向起裂并擴(kuò)展，擴(kuò)展過(guò)程中，巖樣的破裂面發(fā)生了明顯的偏移，這是由于頁(yè)巖儲(chǔ)層巖石的非均質(zhì)性導(dǎo)致的，頁(yè)巖巖石內(nèi)部頁(yè)理分布不均勻，在外力作用下產(chǎn)生穿層破裂，該種情況有利于形成復(fù)雜裂縫。

圖2 古龍地區(qū)井A9頁(yè)巖樣品不同頁(yè)理方向抗拉強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Fig.2 Tensile strength test of shale samples from Well A9 in Gulong area in different lamellation directions

1.2.2 斷裂韌性

斷裂韌性表征在拉力或張力作用下，巖石抵抗形變達(dá)到極限值產(chǎn)生破損的能力，其韌性值越大說(shuō)明其在拉力及張力作用時(shí)越易發(fā)生變形。古龍頁(yè)巖斷裂韌性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，垂直頁(yè)理方向上斷裂韌性為0.79 MPa·m1/2，平行頁(yè)理方向，斷裂韌性為0.43 MPa·m1/2。由圖3 可以看出古龍頁(yè)巖巖心沿頁(yè)理方向形成的裂縫更易擴(kuò)展延伸，這是由于平行頁(yè)理方向上斷裂韌性低。古龍頁(yè)巖沿平行頁(yè)理方向上斷裂韌性低于垂直頁(yè)理方向，所以沿頁(yè)理方向形成的裂縫更易發(fā)生擴(kuò)展延伸。

圖3 古龍地區(qū)井A3頁(yè)巖樣品斷裂韌性實(shí)驗(yàn)前后對(duì)比Fig.3 Comparison of fracture toughness of shale samples from Well A3 in Gulong area before and after experiment

1.3 脆性指數(shù)

巖石脆性主要指巖石受外力作用破碎時(shí)發(fā)生形變的程度，反映巖石內(nèi)部在發(fā)生斷裂前后巖石產(chǎn)生不可逆形變的能力，常用脆性指數(shù)來(lái)衡量巖石的脆性，用于儲(chǔ)層巖石可壓性評(píng)價(jià)［25-27］。脆性指數(shù)大的儲(chǔ)層可壓性好，水力壓裂過(guò)程中容易在儲(chǔ)層壓開裂縫，壓裂裂縫也容易擴(kuò)展形成復(fù)雜裂縫。

目前主要有2 種方法計(jì)算巖石的脆性指數(shù)。

（1）通過(guò)X 射線衍射全巖相對(duì)含量實(shí)驗(yàn)獲取巖石礦物組成的含量來(lái)計(jì)算脆性指數(shù)。巖石脆性礦物成分主要包括石英、方解石及黃鐵礦。巖石脆性指數(shù)可利用脆性礦物在巖石中所占比例加和來(lái)表征。通過(guò)X 射線衍射測(cè)得的全巖礦物相對(duì)含量計(jì)算古龍地區(qū)井A3 的Q2層組的巖石脆性指數(shù)為44.0%～55.8%，平均為48.4%（表3）。

表3 古龍地區(qū)井A3 的Q2油層組X射線衍射全巖相對(duì)含量Table 3 XRD analysis of whole rock relative content in Q2 oil layer of Well A3 in Gulong area

（2）通過(guò)實(shí)驗(yàn)獲取巖石力學(xué)參數(shù)來(lái)計(jì)算頁(yè)巖巖石的脆性指數(shù)［26］，將彈性模量與泊松比歸一化，再根據(jù)歸一化的彈性模量、泊松比來(lái)計(jì)算巖石的脆性指數(shù)，相關(guān)公式為：

式中：Enorm——?dú)w一化后的彈性模量；

Emax、Emin、Eave——巖石彈性模量的最大值、最小值和平均值，GPa；

νnorm——?dú)w一化后的泊松比；

νmax、νmin、νave——巖石泊松比最大值、最小值和平均值；

Bnorm——巖石的脆性指數(shù)。

根據(jù)式（3）得出古龍頁(yè)巖巖石脆性指數(shù)為43.9%，屬于中等脆性。

計(jì)算結(jié)果及實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果均表明古龍頁(yè)巖脆性較好，壓裂過(guò)程中容易形成新的裂縫，但由于古龍頁(yè)巖頁(yè)理高度發(fā)育，壓裂裂縫首先會(huì)沿平行頁(yè)理方向起裂擴(kuò)展，進(jìn)而形成水平裂縫。

2 古龍頁(yè)巖油復(fù)合體積壓裂技術(shù)優(yōu)化

古龍頁(yè)巖油體積壓裂技術(shù)進(jìn)展較快，在陸相頁(yè)巖油儲(chǔ)層增產(chǎn)改造領(lǐng)域取得了重大突破。

古龍頁(yè)巖油復(fù)合體積壓裂技術(shù)之前采用60°相位、單段10 簇50 孔（6-6-6-5-5-5-5-4-4-4）坡度射孔的射孔方式，保證裂縫均勻開啟，通過(guò)大排量（18～20 m3/min）泵注前置高黏凍膠液在井底形成高壓區(qū)域，高黏凍膠液通過(guò)射孔孔眼進(jìn)入儲(chǔ)層壓開主裂縫，再利用高黏凍膠液的低砂比攜砂以支撐裂縫通道，防止壓裂裂縫閉合，為后續(xù)低黏滑溜水開啟頁(yè)理形成復(fù)雜縫網(wǎng)創(chuàng)造有利條件。低黏滑溜水壓開分支裂縫，大排量施工實(shí)現(xiàn)滑溜水高砂比連續(xù)攜砂，最高砂比可達(dá)30%，支撐劑能夠有效地支撐整個(gè)裂縫網(wǎng)絡(luò)，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層整體改造，效果明顯。在此基礎(chǔ)上結(jié)合古龍頁(yè)巖頁(yè)理縫發(fā)育且裂縫更容易沿頁(yè)理方向擴(kuò)展的特性對(duì)射孔方式、簇間距、支撐劑粒徑組合及性能和現(xiàn)場(chǎng)施工控制開展優(yōu)化研究，進(jìn)一步提升增產(chǎn)改造效果。

2.1 射孔方式

此前古龍頁(yè)巖油水平井每一層段壓裂簇?cái)?shù)為10 簇50 孔，測(cè)試壓裂計(jì)算得出水平段開孔率為40%～60%，平均為50%，約一半左右射孔簇不能開啟，影響頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂裂縫擴(kuò)展，運(yùn)用壓裂軟件模擬開展射孔方式模擬優(yōu)化，數(shù)值模擬結(jié)果如圖4所示。

圖4 2種射孔方式下古龍頁(yè)巖裂縫擴(kuò)展數(shù)值模擬結(jié)果Fig.4 Numerical simulation result of fracture propagation in Gulong shale under 2 perforation modes

數(shù)值模擬結(jié)果顯示，10 簇50 孔、7 簇35 孔射孔方式條件下，裂縫簇開啟數(shù)量相當(dāng)，優(yōu)化為7 簇的射孔方式后，壓裂裂縫更易擴(kuò)展延伸，裂縫形態(tài)、縫控體積也優(yōu)于10 簇射孔方式。試驗(yàn)區(qū)水平井組在壓裂施工過(guò)程中更改了射孔方式，水平井組各單井在前10 段壓裂施工中采用單段10 簇50 孔，后續(xù)射孔方式更改為每段7 簇35 孔。通過(guò)試驗(yàn)區(qū)水平井組壓裂施工現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試壓裂計(jì)算得出2 種射孔方式開孔數(shù)相當(dāng)，均為25 孔左右，但10 簇50 孔的射孔方式條件下開孔率僅為50.0%，而7 簇35 孔射孔方式條件下，開孔率為71.4%，人工裂縫開啟效果提升21.4%。結(jié)合試驗(yàn)區(qū)井組壓后微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)結(jié)果，7 簇射孔方式條件下，在沿井筒方向上裂縫分布更為密集，且在垂直井筒方向上裂縫延伸距離更遠(yuǎn)，裂縫網(wǎng)絡(luò)長(zhǎng)度增加29 m，頁(yè)巖儲(chǔ)層體積改造效果更理想。

2.2 簇間距

古龍頁(yè)巖油水平井壓裂簇間距不等，平均約為10 m，已完成壓裂施工的井A1 和井A3 在壓裂過(guò)程中沒有明顯裂縫干擾，但井A2 示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示簇間距為10 m 時(shí)裂縫高度僅為4～9 m，約為設(shè)計(jì)縫高的50%，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)預(yù)期水平。壓裂裂縫垂向延伸長(zhǎng)度較小，這是因?yàn)榭p間距較大時(shí)，裂縫垂向延伸受了制約，影響了頁(yè)巖油儲(chǔ)層整體改造效果，適當(dāng)減小簇間距有利于增加人工裂縫垂向上裂縫高度（表4）。因此在古龍頁(yè)巖油試驗(yàn)區(qū)水平井壓裂施工中將簇間距優(yōu)化至7 m，施工結(jié)果顯示試驗(yàn)區(qū)水平井組有6 口井表現(xiàn)出壓前停泵壓力梯度逐漸升高現(xiàn)象，表明裂縫間存在著微小干擾，裂縫縫高有一定提升，證明簇間距為7 m 時(shí)較為合理。結(jié)合古龍頁(yè)巖油試驗(yàn)區(qū)Q1、Q2油層的油井均表現(xiàn)出裂縫間存在干擾的現(xiàn)象，Q3、Q4層段油井沒有明顯表現(xiàn)出裂縫間干擾，井A1 在10 m 簇間距沒有出現(xiàn)裂縫間干擾，說(shuō)明簇間距在7～9 m 時(shí)較為合理，在簇間距優(yōu)選方面還應(yīng)結(jié)合頁(yè)巖儲(chǔ)層頁(yè)理發(fā)育情況進(jìn)一步研究。

表4 簇間距對(duì)裂縫形態(tài)及壓裂液效率影響Table 4 Effect of cluster spacing on fracture geometry and fracturing fluid efficiency

2.3 支撐劑粒徑組合及類型

針對(duì)古龍頁(yè)巖頁(yè)理縫易于開啟、加砂困難的特點(diǎn)，對(duì)支撐劑粒徑組合方式進(jìn)行優(yōu)化。

現(xiàn)有支撐劑粒徑組合方式為70/140 目與40/70目粒徑支撐劑按照8∶2 的比例進(jìn)行組合。優(yōu)化后支撐劑粒徑組合方式為70/140 目、40/70 目與30/50目粒徑支撐劑按照6∶3∶1 的比例組合，可使粉砂有效支撐微縫，細(xì)砂充填主裂縫，粗砂支撐近井筒周圍裂縫，更加合理有效地支撐裂縫網(wǎng)絡(luò)，為頁(yè)巖油氣滲流建立良好的流動(dòng)通道。

此前頁(yè)巖油壓裂試驗(yàn)井采用覆膜砂作為裂縫的支撐劑，覆膜砂硬度高、光滑度好，是壓裂過(guò)程中性能良好的支撐劑，但其價(jià)格昂貴、壓裂施工成本高，為此開展石英砂和覆膜砂在頁(yè)巖巖心的嵌入程度實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)采用井A9 現(xiàn)場(chǎng)采集的巖心制作人工裂縫，單層鋪置石英砂（平均粒徑為0.56 mm）和覆膜砂（平均粒徑為0.62 mm），加壓40 MPa 持續(xù)72 h，取出樣品，測(cè)定不同支撐劑的嵌入深度，并用三維激光掃描儀對(duì)嵌入后的徑深進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（圖5）。

圖5 古龍頁(yè)巖覆膜砂和石英砂的嵌入徑深與坑數(shù)對(duì)比Fig.5 Relationship of coated sand embedded diameter depth vs.pit amount and quartz sand embedded diameter depth vs.pit amount in Gulong shale

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，覆膜砂總體嵌入徑深為0.04～0.12 mm，石英砂嵌入徑深為0.04～0.10 mm，石英砂嵌入深度略低于覆膜砂，但整體嵌入程度接近，可由石英砂替代覆膜砂作為支撐劑支撐頁(yè)巖裂縫通道。當(dāng)前市場(chǎng)上覆膜砂價(jià)格為石英砂價(jià)格的6 倍左右，在保證支撐效果的前提下，使用石英砂支撐劑可大幅降低壓裂施工成本。

2.4 現(xiàn)場(chǎng)施工控制

目前部分頁(yè)巖油井存在首段壓裂施工困難的問(wèn)題，主要原因?yàn)橥昃に嚭晚?yè)巖儲(chǔ)層巖石特性的影響。

頁(yè)巖油井完井時(shí)套管固井質(zhì)量對(duì)后期壓裂施工影響較大。固井質(zhì)量不高，完井后水平井筒內(nèi)部雜質(zhì)較多，容易導(dǎo)致射孔槍無(wú)法下入指定深度或射孔槍被卡在井筒中，井筒中的雜質(zhì)隨著壓裂液流入并污染儲(chǔ)層，堵塞壓裂通道，引起超壓停車，砂堵風(fēng)險(xiǎn)大。

古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層由于頁(yè)理極發(fā)育，在壓裂過(guò)程中由于頁(yè)理縫開啟高度不夠、對(duì)支撐劑適應(yīng)差，支撐劑不能進(jìn)入地層，容易在井筒內(nèi)部或近井筒周圍堆積，導(dǎo)致施工壓力升高，造成砂堵風(fēng)險(xiǎn)。

因此，首段壓裂施工應(yīng)根據(jù)不同的完井工藝來(lái)處理井筒與近井污染。

施工過(guò)程中首段全部采用凍膠液進(jìn)行壓裂，一方面由于凍膠液黏度較大，可以有效清潔井筒內(nèi)部的空間雜質(zhì)，裹挾的雜質(zhì)侵入地層后被凍膠液攜帶，降低雜質(zhì)污染近井筒周圍地層的風(fēng)險(xiǎn)；另一方面凍膠液由于黏度較高，使其在頁(yè)巖儲(chǔ)層的濾失量小，容易在儲(chǔ)層中壓開裂縫，建立高導(dǎo)流通道，有利于攜帶支撐劑進(jìn)入儲(chǔ)層支撐裂縫。為保證施工順利，首段加砂規(guī)模要控制在常規(guī)層段的60%左右，預(yù)防出現(xiàn)首段砂堵等問(wèn)題。

由于古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層存在頁(yè)理極發(fā)育的特點(diǎn)，壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工中頁(yè)巖儲(chǔ)層頁(yè)理縫會(huì)在水力沖擊作用下開啟形成形態(tài)各異的復(fù)雜裂縫，復(fù)雜裂縫對(duì)不同粒徑的支撐劑適應(yīng)性較差是導(dǎo)致儲(chǔ)層加砂敏感、連續(xù)加砂施工中壓力瞬時(shí)上漲較快、壓力一直在高位區(qū)間波動(dòng)的重要原因。當(dāng)施工壓力超過(guò)壓裂車組及地面管匯承載極限時(shí)，會(huì)引發(fā)瞬時(shí)超壓停車或者管匯爆裂，極容易造成砂堵、砂埋，引發(fā)嚴(yán)重后果。

壓裂現(xiàn)場(chǎng)控制優(yōu)化以處理近井復(fù)雜裂縫為主，對(duì)于加砂困難層，采用低砂比試探加砂和段塞加砂作為現(xiàn)場(chǎng)施工控制手段。

低砂比試探加砂就是攜砂液階段以壓裂液先攜帶低濃度支撐劑進(jìn)入地層，通過(guò)觀察壓裂施工曲線上壓力的變化來(lái)判斷壓裂裂縫對(duì)支撐劑的適應(yīng)性，低濃度支撐劑可起到充填近井筒周圍復(fù)雜裂縫的作用，保證地層導(dǎo)流通道暢通，為后續(xù)壓裂液攜帶高濃度支撐劑進(jìn)入地層創(chuàng)造條件。

段塞加砂就是攜砂液階段初期采用帶有一定濃度支撐劑的壓裂液段塞先泵入井筒中，再用純液將段塞整體替入地層，觀察施工曲線上的壓力波動(dòng)，起到預(yù)防砂堵的作用。

低砂比試探加砂和段塞加砂現(xiàn)場(chǎng)控制手段，通過(guò)壓裂液攜帶支撐劑，還具有打磨炮眼及近井筒周圍裂縫的作用，現(xiàn)場(chǎng)施工可反復(fù)應(yīng)用，有利于后續(xù)高砂比連續(xù)加砂，減少壓裂液的用量，縮減壓裂成本，進(jìn)一步提高儲(chǔ)層整體改造效果。

古龍頁(yè)巖油試驗(yàn)區(qū)3 號(hào)平臺(tái)采用優(yōu)化后的現(xiàn)場(chǎng)施工控制手段，取得了較好的壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工效果，3 口壓裂井93 段壓裂施工全部按照設(shè)計(jì)完成，合格率為100%。

3 礦場(chǎng)試驗(yàn)

按照優(yōu)化后的施工參數(shù)對(duì)試驗(yàn)區(qū)水平井組開展壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化，單段射孔簇?cái)?shù)為7 簇35 孔，簇間距7 m，支撐劑為石英砂，編制古龍地區(qū)井G5 和井G3 的壓裂施工方案，指導(dǎo)完成了井G5 和井G3壓裂施工，優(yōu)化后壓裂增產(chǎn)改造效果提升較大，單井日油氣產(chǎn)量超過(guò)30 m3的設(shè)計(jì)預(yù)期值，其中井G5日產(chǎn)油37.99 m3，日產(chǎn)油量提高了26%，井G3 日產(chǎn)油33.06 m3，日產(chǎn)油量提高了10%。

3.1 井G5壓裂、試油、試采情況

壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工規(guī)模：壓裂35 段273 簇，首段5簇、2—10 段每段射孔簇10 簇，之后24 段為每段射孔簇7 簇，平均7.8 簇，簇間距7 m。壓裂液為滑溜水和凍膠，入井總液量為48 450 m3。支撐劑為石英砂，用量為4 845 m3，泵注CO2共2 730 t。

試油情況：井G5 在2021 年5 月8 日完成壓裂施工，5 月27 日放噴，9 月11 日見油。

試采情況：2021 年11 月12 日—12 月3 日寬幅離心泵求產(chǎn)，10 mm 油嘴控制油管放噴，泵入口壓力20.35 MPa，泵出口壓力27.63 MPa，泵入口溫度132.7 ℃，油壓10.3 MPa，套壓11.12 MPa，折日產(chǎn)氣11 285 m3，折日產(chǎn)油37.99 m3，折日產(chǎn)水321.6 m3，累計(jì)產(chǎn)氣101 347 m3，累計(jì)產(chǎn)油271.59 m3。

3.2 井G3壓裂、試油、試采情況

壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工規(guī)模：壓裂35 段277 簇，首段6簇、2—12 段每段射孔簇10 簇，之后23 段為每段射孔簇7 簇，簇間距7 m，每段平均7.9 簇。壓裂液為滑溜水和凍膠，入井總液量液49 300 m3。支撐劑為石英砂，用量4 930 m3，泵注CO2共2 770 t。

試油情況：井G3 在2021 年5 月8 日完成壓裂施工，5 月27 日放噴，9 月15 日見油。

試采情況：2021 年11 月12 日—12 月1 日 寬幅離心泵求產(chǎn)，10 mm 油嘴控制油管放噴，油壓5.4 MPa，套壓3.88 MPa，折油管日產(chǎn)氣18 932 m3，折套管日產(chǎn)氣617 m3，折日產(chǎn)油33.06 m3，折日產(chǎn)水201.6 m3，累計(jì)產(chǎn)氣282 015 m3，累計(jì)產(chǎn)油580.77 m3。

4 結(jié) 論

（1）古龍頁(yè)巖巖石力學(xué)參數(shù)各向異性明顯，平行頁(yè)理方向抗壓強(qiáng)度、彈性模量高，抗拉強(qiáng)度、斷裂韌性低，導(dǎo)致水力壓裂時(shí)產(chǎn)生穿頁(yè)理剪切破壞，形成裂縫形態(tài)復(fù)雜。

（2）古龍頁(yè)巖儲(chǔ)層水平井單段7 簇35 孔比10簇50 孔的人工裂縫開啟效果提升了21.4%，在沿井筒方向上壓裂裂縫分布更密集，在垂直井筒方向上延伸距離更遠(yuǎn)，裂縫網(wǎng)絡(luò)長(zhǎng)度增加29 m，頁(yè)巖儲(chǔ)層體積改造效果更理想。

（3）通過(guò)優(yōu)化射孔方式、簇間距、支撐劑組合、施工手段等技術(shù)，古龍頁(yè)巖油復(fù)合體積壓裂改造效果進(jìn)一步提高，單井日產(chǎn)油量提升10%～26%。