黃 杰，鞏永剛，劉正偉，阮新芳，夏金娜

（1. 中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300459；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化是壓裂充填設(shè)計的難點與重點。目前國內(nèi)外壓裂充填參數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法主要有兩種：數(shù)值模擬方法和支撐劑指數(shù)設(shè)計方法。數(shù)值模擬方法是通過構(gòu)建儲層與壓裂裂縫間的滲流數(shù)學(xué)模型，獲得不同施工參數(shù)下壓裂井的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，進而進行方案優(yōu)選[1]。此種方法考慮全面，優(yōu)化過程復(fù)雜，結(jié)果相對準(zhǔn)確，但是需要參數(shù)較多，在現(xiàn)場應(yīng)用過程中受到一定的限制。支撐劑指數(shù)設(shè)計方法，以獲得最優(yōu)增產(chǎn)效果為核心，建立油藏與壓裂裂縫匹配關(guān)系，從而獲得最優(yōu)的壓裂充填裂縫參數(shù)。目前已在國內(nèi)外壓裂充填方案設(shè)計中得到了廣泛的應(yīng)用[2-7]。

支撐劑指數(shù)設(shè)計方法以獲得最優(yōu)裂縫無因次導(dǎo)流能力為目標(biāo)，即無因次裂縫導(dǎo)流能力達到1.6，來進行裂縫縫長與縫寬的優(yōu)化[8]。因此低滲儲層需要形成長而窄的裂縫，而中高滲儲層需要形成短而寬的裂縫。壓裂充填工藝可借助端部脫砂技術(shù)來提高裂縫內(nèi)凈壓力，從而實現(xiàn)增加裂縫寬度的目的，以達到增產(chǎn)要求。而在現(xiàn)場應(yīng)用中發(fā)現(xiàn)，受施工設(shè)備能力、儲層參數(shù)以及施工安全等因素影響，壓裂充填施工中凈壓力值不足以獲得優(yōu)化所需的裂縫寬度，導(dǎo)致支撐劑指數(shù)設(shè)計方法與現(xiàn)場施工實際情況脫節(jié)，達不到最優(yōu)的參數(shù)優(yōu)化設(shè)計目的。因此支撐劑指數(shù)設(shè)計方法在高滲疏松砂巖儲層壓裂充填施工應(yīng)用中還需結(jié)合現(xiàn)場施工能力，來獲得最終的優(yōu)化方案。

1 壓裂充填井基礎(chǔ)信息

以南海東部某油田為例，利用支撐劑指數(shù)設(shè)計方法進行壓裂充填參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。該油田屬于典型的中高滲疏松砂巖稠油油藏，主力油層厚度15 m，巖性以細(xì)砂巖、粉砂巖泥巖為主，泥質(zhì)膠結(jié)，膠結(jié)強度低，泊松比為0.28，楊氏模量為6 000 MPa，生產(chǎn)中極易出砂。儲層物性較好，平均地層滲透率為400×10-3μm2，泥質(zhì)含量20%，地層原油黏度為 111.18 ～ 277.77 mPa·s。油田采用300 m×300 m的正方形井網(wǎng)生產(chǎn)。本井裂縫滲透率為 70 000×10-3μm2。

區(qū)塊內(nèi)A3井采取簡易防砂完井方式投產(chǎn)，初期產(chǎn)量為65 m3/d。生產(chǎn)一年后，產(chǎn)量降低至停產(chǎn)，酸化后無效果。隨后進行關(guān)井測試，試井解釋表皮系數(shù)為2，污染半徑為15 m。對本井進行大修作業(yè)，發(fā)現(xiàn)油層段篩管濾砂網(wǎng)表面均已被原油及泥砂堵塞，嚴(yán)重影響本井產(chǎn)能。故決定對本井進行壓裂充填改造解除近井傷害，同時借助高導(dǎo)流壓裂裂縫減緩地層微粒運移以達到增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的目的。為達到最優(yōu)的增產(chǎn)目的，采用支撐劑指數(shù)方法對本井進行壓裂充填裂縫參數(shù)優(yōu)化。

2 支撐劑指數(shù)設(shè)計方法及問題

支撐劑指數(shù)設(shè)計方法是Valko與 Economides在1998年首次提出，考慮了壓裂裂縫與地層的匹配關(guān)系，以獲得最優(yōu)無因次裂縫導(dǎo)流能力為目標(biāo)對裂縫參數(shù)進行優(yōu)化。2002年Valko與 Economides等給出了矩形泄油面積內(nèi)不同形狀因子下支撐劑指數(shù)裂縫參數(shù)設(shè)計方法[2-4]， 詳細(xì)如下[6]。

根據(jù)達西公式，采液指數(shù)計算如下：

無因次采液指數(shù)計算為：

式中：J為采液系數(shù)，m3/（MPa·d）；q為油井產(chǎn)量，m3/d；Pˉ為地層壓力，MPa；Pwf為地層流壓，MPa；K為儲層滲透率，10-3μm；h為油層厚度，m；B為體積系數(shù)，無因次；μ為原油黏度，MPa·s；re為泄油半徑，m；rw為井筒半徑，m；Sf為表皮系數(shù)，無因次。

支撐劑指數(shù)定義為裂縫支撐體積與單井控制油藏體積的比值，物理意義為裂縫滲流能力的改善及其影響范圍在整個油藏中所占的比例，在邊長為Xe的正方形井網(wǎng)中，公式如下：

其中：

式中：Nprop為支撐劑指數(shù)，無因次；Xf為裂縫半長，m；re為泄油半徑，m；Cfd為無因次裂縫導(dǎo)流能力，無因次；Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；VP為支撐劑體積，m3；Vr為本井泄油體積，m3。

在鉛頂吹爐“一爐三段”一步煉鉛過程中，每個熔煉階段的氧勢有所不同：在氧化熔煉階段，需要鼓入大量的氧氣將硫化鉛精礦中的硫化物氧化成氧化物，氧勢越高，氧化脫硫效果越明顯，但是當(dāng)氧勢達到足夠高時，容易讓富鉛渣過氧化而產(chǎn)出大量的Fe3O4使?fàn)t渣泡沫化，形成危害性極大的泡沫渣，不利于渣含鉛的降低；氧勢過低，極易產(chǎn)生鉛冰銅影響還原和煙化效果，不利于降低渣含鉛。

壓裂后無因次采液指數(shù)計算如下：

根據(jù)無因次裂縫導(dǎo)流能力以及支撐劑體積獲得裂縫參數(shù)計算如下：

式中：Vf為裂縫體積，m3；W為裂縫寬度，m。

采用支撐劑指數(shù)設(shè)計方法對本井進行方案優(yōu)化。當(dāng)支撐劑量在5 ～ 25 m3時，優(yōu)化裂縫縫寬范圍為 0.04 ～ 0.09 m，裂縫長度為 4.2 ～ 9.5 m，壓裂后獲得無因次采液指數(shù)范圍為0.2 ～ 0.26，而本井投產(chǎn)無因次采液指數(shù)為0.11，由此確定可實現(xiàn)增產(chǎn)倍比為 1.8 ～ 2.36（圖 1）。

圖1 支撐劑指數(shù)設(shè)計方法結(jié)果圖

根據(jù)帕金斯模型[9]計算，縫寬為0.04 ～ 0.09 m時，施工所需凈壓力為8.5 ～ 19 MPa。壓裂充填施工中凈壓力受儲層物性、施工能力等因素制約，需要在一個合理數(shù)值范圍內(nèi)，才能保證壓裂充填施工順利完成。如渤海與西非等地區(qū)疏松砂巖儲層壓裂現(xiàn)場數(shù)據(jù)表明施工中凈壓力一般為3 MPa，最高不超過6 MPa[10-11]。由此可知，現(xiàn)場施工條件難以滿足支撐劑指數(shù)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果，需要對優(yōu)化設(shè)計方法進行調(diào)整。

3 方法改進及現(xiàn)場應(yīng)用效果

圖2 綜合各因素后支撐劑指數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法結(jié)果圖

支撐劑量在5 ～ 25 m3時，優(yōu)化裂縫長度為12 ～ 60 m，壓裂施工后無因次采液指數(shù)為 0.2 ～ 0.22，優(yōu)化的增產(chǎn)效果低于圖1。原因為：相同加砂規(guī)模條件下，方法改進后優(yōu)化所用的裂縫寬度降低，導(dǎo)致無法實現(xiàn)最優(yōu)的無因次裂縫導(dǎo)流能力，即無因次導(dǎo)流能力未達到1.6。

考慮到壓裂裂縫需穿過近井污染帶，故壓裂裂縫縫長優(yōu)化為18 m，對應(yīng)的優(yōu)化加砂規(guī)模為7.8 m3，壓裂后無因次采液指數(shù)可達到0.21，可實現(xiàn)增產(chǎn)倍比1.9（圖2）。

該井于2017年年底施工，施工用壓裂液112 m3，實際加砂8.3 m3，施工過程中壓力平穩(wěn)，凈壓力為1.1 ～ 2.9 MPa（圖3）。施工一個月后本井產(chǎn)能穩(wěn)定在日產(chǎn)油135 m3/d，實現(xiàn)增產(chǎn)倍比2.0，與優(yōu)化結(jié)果基本相近，起到了良好的增產(chǎn)目的。

圖3 A3井壓裂施工曲線圖

4 結(jié)論

（1）相比于數(shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計方法，支撐劑指數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法具有操作簡單、方便快捷的優(yōu)點，方便現(xiàn)場優(yōu)化設(shè)計應(yīng)用。

（2）支撐劑指數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法是以獲得最優(yōu)裂縫無因次導(dǎo)流能力為目標(biāo)進行裂縫參數(shù)優(yōu)化，在中高滲疏松砂巖儲層中應(yīng)用需結(jié)合儲層物性、工藝需求等多因素進行綜合考慮。

（3）壓裂施工中凈壓力是影響壓裂裂縫縫寬的關(guān)鍵因素，需結(jié)合區(qū)塊以往施工經(jīng)驗以及作業(yè)設(shè)備等情況，確定合理的施工凈壓力數(shù)值。