田 刚，肖 阳，石善志，何 文，李桂霞，刘子龙

(1.中国石油新疆油田分公司,新疆 克拉玛依 834000；2.成都理工大学，四川 成都 610059；3.成都理工阳光能源科技有限公司，四川 成都 610059)

0 引 言

玛18井区百口泉组油藏为受断裂控制的岩性-构造油藏，分布广泛，目前主要使用水平井开采。随着该井区水平井射孔及压裂段、簇数呈现逐年增加趋势，目前压裂支撑剂仍使用陶粒为主，单井开发成本变高[1-2]。为降低成本，现场采用混合支撑剂，即石英砂部分替代陶粒，取得较好初期效果。截至2018年，在玛18井区共18口井开展石英砂替代陶粒试验，现场实际施工用石英砂1.03×104m3，累计节约费用约2 570×104元，对比15口试验井平均日产油为26.16 t/d，8口全陶粒压裂井平均日产油为29.79 t/d，初期日产油量基本持平。目前，石英砂代替部分陶粒作为混合支撑剂的适应性及长期效果还有待于进一步研究。因此，对全陶粒支撑剂混合支撑剂的导流能力与压后效果进行综合分析，论证石英砂部分代替陶粒的可行性，为进一步开展石英砂和陶粒的优化设计进行指导。文中随机选取MaHW6133井作为研究对象，进行压裂后效果评价。

1 混合粒径支撑剂导流能力实验

采用ZCJ-200导流能力测试装置、ZCJ-300长期导流能力测试装置测试岩板长导实验支撑剂嵌入情况，并针对石英砂、陶粒体积比为1∶1的混合支撑剂和全陶粒支撑剂，分别测试不同铺置方式(中、高铺砂浓度)和不同闭合压力(10、20、30、40、50、60、70 MPa)下的裂缝导流能力[3]。

图1为不同支撑剂在不同铺置方式下的导流能力。由图1可知，在中、高铺砂浓度下，全陶粒支撑剂的导流能力均比混合支撑剂高，混合支撑剂的效果明显不如全陶粒支撑剂。岩板长导实验支撑剂嵌入测试结果表明：支撑剂的嵌入问题较严重，且嵌入存在明显的分区域特征，在砾石颗粒的胶结区域，支撑剂的嵌入深度较大，导致区域压实明显；在砾石颗粒区域，支撑剂的嵌入深度较浅，在局部区域由于应力集中使得砾石颗粒出现破碎。杂基岩样支撑剂嵌入是裂缝导流能力主控因素，砾石颗粒本身无渗流能力，胶结区域嵌入形成压实带，使流体流动的通道复杂，对基质渗流能力造成较大的影响。

图1 不同支撑剂的导流能力

图2为混合粒径支撑剂不同铺置方式导流能力测试结果。由图2可知：在中等铺砂浓度情况下，当闭合压力大于30 MPa以后，随闭合压力增加，裂缝导流能力下降明显，分段式的铺砂方式导流能力较高，因此，可考虑采用石英砂尾追陶粒的方式注入；在高铺砂浓度下，对比中等铺砂浓度，裂缝导流能力明显增加，特别是在高闭合压力情况下，可采用增大铺砂浓度提高裂缝的导流能力。

图2 混合粒径支撑剂不同铺置方式的导流能力

2 储层压裂后特性分析

2.1 小型压裂测试

考虑滤失面积随时间变化的质量守恒方程可得出G函数的表达式[4]：

(1)

Ge2=C(tp)(t/tp)αc3βc2

(2)

式中：αa为滤失面积参数，m/min0.5；αc2为关井期间的滤失参数，m/min0.5；Ge2为关井期间有效滤失系数，m/min0.5；C(tp)为与时间t有关的总滤失系数，m/min0.5；tp为泵注时间，min；βc2为泵注期间滤失比例参数；βc2为关井期间滤失比例参数；θ为无因次时间；λ、ξ分别为无因次水平缝长、宽；G为总滤失系数，m/min0.5；αc3为裂缝闭合后滤失面积参数，m/min0.5；t为裂缝闭合时间，s。

2.2 闭合后分析

闭合后分析的目的是从压裂井后期的压力响应，确定储层渗透率以及地层压力。Nolte推导了一个闭合后时间函数[5]：

pf-pi=mRFR(t-tc)

(3)

FR(t,tc)=1/4ln(1+Xtc/Δt)

(4)

(5)

(6)

式中：pf为井底压力，MPa；pi为储层压力，MPa；V为液体体积，m3；tc为闭合后时间，min；K为渗透率，mD；h为储层厚度，m；x为折算系数；μ为液体黏度，mPa·s；Xtc为停泵后折算系数；Δt为停泵时间，s；mR为应力闭合梯度，MPa/m；FR为压力差异系数。

2.3 MaHW6133井压裂后解释

(1) 阶梯降。由于难于获得施工过程中的井底压力，则需要考虑井筒中摩阻的影响，且摩阻与排量成正比关系。运用解析的方法，选取阶梯降过程中不同的排量，通过设置摩阻来匹配压力的损失。阶梯降确定近井筒摩阻，了解压裂裂缝的复杂程度，分析裂缝扩展及延伸的能力。通过阶梯降分析得到目标井在2.70 m3/min排量下的摩阻为2.9 MPa，在4.33 m3/min排量下的摩阻为6.6 MPa。

(2) 阶梯升。通过阶梯降获得了每一阶段排量所对应的摩阻后，找出2条不同斜率的切线交点，即为储层中流体从径向流到线性流的临界点，确定裂缝的延伸压力。阶梯升可确定裂缝延伸压力和裂缝闭合压力上限值，有助于分析施工压力和裂缝延伸的程度，从而确定施工排量。通过阶梯升计算得目标井的延伸压力为68.5 MPa。

(3) Horner曲线分析。选取Horner时间和地面压力曲线前半段的切线段，用Horner曲线来确定闭合压力的最小值，为最小主应力分析提供参考范围值[6-7]。计算分析得到闭合应力为62.2 MPa。

(4) Regression回归分析。在Nolte时间和地面压力曲线中，利用2段直线的切线点确定停泵时间，可得到裂缝闭合压力、净压力、孔隙压力、液体效率、滤失系数等压裂后地层参数。通过定量得到的最小主应力的值，可进一步优化主压裂泵注程序。测得闭合压力为64.9 MPa，净压力为3.4 MPa，液体效率为0.1。

(5) 裂缝闭合后分析。选取Nolte-FR模版和地面压力曲线前半段的切线，通过压降数据分析计算出地层系数，得到地层压力和流动参数[8-13]。计算得到地层系数为447.9 mD·h。

3 石英砂部分代替陶粒效果论证

研究区块选取的混合支撑剂井均在全陶粒井附近，而致密储层平面非均质性强，储层性质差异较大，考虑到不同井的地质参数差异过大会使分析结果产生偏差，因此，首先对储层地质条件及地质力学情况进行分析评价[14]。对全陶粒井井号采用Ma，石英砂替代井号采用MA。

对玛18区块混合支撑剂井和全陶粒井进行压裂后特征解释(表1)，混合支撑剂井的平均孔隙压力为64.43 MPa，平均闭合压力为72.03 MPa；全陶粒井的平均孔隙压力为62.97 MPa，平均闭合压力为68.88 MPa，表明石英砂替代井和全陶粒井的地层能量和岩石力学等地质情况基本相同。

表1 不同支撑剂井压裂后评估分析

表2为液体效率及地层系数对比情况。由表2可知：混合支撑剂井和全陶粒井的平均液体效率约为0.13，液体返排量接近，表明2种井压裂后改造裂缝效果类似，均出现了类似的人工缝网；全陶粒支撑剂井的平均地层系数为702.72，混合支撑剂的平均地层系数为447.57，远低于全陶粒支撑剂的地层系数，表明混合支撑剂井的改造效果远不如全陶粒井。

表2 液体效率及地层系数对比

进一步分析生产资料可知：在相同的工作制度下，混合支撑剂井平均生产225 d，累计压力降为15.75 MPa，平均日压降为0.07 MPa/d；全陶粒井平均生产295 d，累计压降为14.13 MPa，平均日压降为0.05 MPa/d(表3)。混合支撑剂井比全陶粒井的压力降得快。短期2种井的生产能力接近，但随着时间的增加，石英砂替代的不足便会体现出来。目前混合支撑剂井平均油压为10.72 MPa，全陶粒井的平均油压为13.21 MPa，全陶粒井依旧保持较高的压力继续开采。

表3 压降、累计生产天数和近期压力对比

采用生产试井法对2种井的动态储量进行分析(表4)。结果表明，开井后短期内2种井产量相近，但混合支撑剂井的动态储量仅为全陶粒井动态储量的一半，因此，石英砂在高埋深储层和高闭合应力情况下无法替代陶粒。主要原因是在70 MPa的闭合应力下，石英砂的强度无法满足支撑裂缝的要求，无法达到足够的导流能力，而陶粒有足够强度支撑裂缝，即陶粒井的地层系数会高于石英砂替代井。

在玛18井区共开展石英砂替代陶粒试验18口井，累计节约费用约为2 570×104元，按照平均动态储量进行对比，1口全陶粒支撑剂井比混合支撑剂井多出4.410 3×104t动态储量，按18口井的采收率为10%计算，原油累计增产7.938×104t，按油价3 100/t进行估算总利润高达2.46×109元，远超出石英砂替代陶粒节约支撑剂的费用。

表4 动态储量对比

4 结论及建议

(1) 在中等铺砂浓度下，当闭合压力大于30 MPa后，随着闭合压力的增加，裂缝导流能力下降明显，可用分段式的铺沙方式提高导流能力；闭合应力较高时，增大铺砂浓度可有效提高裂缝的导流能力。

(2) 通过储层压裂后评价解释，玛18井区储层闭合压力为64.47～80.69 MPa，孔隙压力为51.62～71.37 MPa，液体效率平均为0.13；混合支撑剂井的地层系数低于全陶粒井地层系数；混合支撑剂井的动态储量低于全陶粒井动态储量；混合支撑剂井平均日压降高于全陶粒井平均日压降。

(3) 当闭合应力大于70 MPa时，压裂评估效果表明：在裂缝改造类型相同，混合支撑剂井的地质情况略好于全陶粒井的情况下，改造的效果仍不如全陶粒井；从动态储量、日均压降情况经济评价综合分析认为，石英砂替代陶粒效果并不理想，建议后续压裂井继续采用全陶粒支撑剂。