南荣丽， 田亚凯， 吕 蓓， 韩少博， 周培尧， 梁天博*

(1.新疆油田公司工程技术研究院， 克拉玛依 834000； 2.中国石油大学(北京)油气资源与勘探国家重点实验室， 北京 102249)

对于低孔低渗储层，体积压裂改造是保障其产量的关键因素[1-2]。中外学者在常规的水平井压裂的基础上，对压裂工具和压裂工艺进行改进，形成了水平井“分段多簇”压裂方法，每个压裂段射多簇孔，每段能形成多条压裂裂缝，这样能尽可能增加改造体积，保证低渗透油气藏和非常规油气藏的压裂增产效果[3-7]。在水平井“分段多簇”压裂过程中，压裂裂缝间的相互干扰是一个无法回避的问题，裂缝干扰的存在可能导致裂缝形态与规模发生改变，甚至部分射孔簇无法形成有效的压裂裂缝[7-16]。针对吉木萨尔致密油储层因薄互层发育体积改造受限的特点，采用地质工程一体化软件Mangrove开展水力压裂人工裂缝相互干扰的规律研究，根据该区块储层特性和施工条件确立合理的段、簇间距，采用多级多簇细分切割储层方法以提高压裂后油藏的动用体积，从而推动吉木萨尔致密油10亿吨难开采储量的经济有效开发。

1 地质模型建立

依据吉木萨尔区块某探井的地质解释数据，选用斯伦贝谢地质工程一体化软件Mangrove进行本次单井压裂精细模拟，所建立的三维地质模型示意图如图1所示，计算模型的总厚度为45.0 m，根据实际地质资料解释划分层位11层，其中储层5层，隔层6层，在中部第6层位进行射孔压裂，计算模型的宽度为400.0 m，长度(井筒延伸方向)为1 350.0 m，施加的垂向地应力为65.46 MPa，最大水平主应力为59.85 MPa，最小水平主应力为50.68 MPa。

2 数模准确性验证

2.1 对照井选取

在正式压裂模拟之前，先对构建的地质模型和施工参数进行准确性验证。选择与探井邻近的1#、2#两口水平井实际施工数据进行比对，现场位置如图2所示，施工层位同属于上甜点区，簇间距均为15 m，单段射孔3簇。

图2 现场对照井井位展示Fig.2 Comparison wells location display

2.2 模拟结果对比

2.2.1 缝长对比

根据现场地质数据与施工方式模拟出的缝长结果与1#、2#水平井已有地震监测数据对比，现场1#、2#水平井水力压裂半缝长分别为116.5、145 m，均值为130.75 m，模拟压裂半缝长为123.5 m。

通过对比可以发现，数值模拟裂缝半缝长与地震监测的临井半缝长接近，表明模拟裂缝尺寸可近似代表实际压裂效果。

2.2.2 施工压力对比

与1#水平井压裂施工压力数据对比，压裂施工曲线分别如图3所示。从图3中可以读出实际压裂过程中泵注压力62 MPa，停泵压力41 MPa，而根据软件模拟生成的泵注压力曲线图，可以看出模拟井泵注压力64 MPa，停泵压力40 MPa，与实际施工数据近似相等。

图3 施工压力曲线对比Fig.3 Comparison of treating pressure curves

通过裂缝规模与施工压力的比对，说明本次地质模型构建合理，模拟压裂施工参数设置合理，运算得到的结果能基本贴合现场施工效果。

3 分段多簇压裂数值模拟

以地质模型的水平井筒趾端开始，设置不同的簇间距与单段射孔簇数，簇间距分别为5、8、10、12、15、18 m，单段射孔簇数为3～6簇，即单段段长从最短的15 m到极限的108 m。施工方式分为2种，均保持现场施工排量14 m3/min不变，工况a增加射孔簇数则增大加砂量，保证单簇进液量恒定，加砂强度为30 m3/簇，工况b则保证单段进液规模不变，加砂强度为90 m3/段。

3.1 先压裂缝对后续裂缝的形态影响

当单段射孔4簇，簇间距15 m时，压裂模拟的裂缝形貌如图4所示，左侧为没有缝间干扰时的裂缝生长状态(第一段第一簇)，右侧为存在缝间干扰时的裂缝生长状态(第二段第一簇)，可以观察到缝间干扰对裂缝形态的明显影响。由于簇间裂缝诱导应力互相干扰，同一段内的压裂簇所形成的裂缝形态可能相差较大。在不存在缝间干扰时，同一段内裂缝发育比较均匀，缝长相近；而后续压裂段受到前一段的应力影响，首簇缝长最短，远离上一段方向的射孔簇压裂缝长逐渐变长，分析原因是因为首簇缝长受上段压裂的影响比较明显，地层受到挤压破裂压力增大，裂缝不易扩展延伸；远离上一压裂段的射孔簇受到的影响逐渐减弱，裂缝较易张开，进液量也相对偏大，故缝长逐渐变大。

图4 不同工况下的缝间干扰对比Fig.4 Comparison of fracturs interference under different working conditions

3.2 簇间距对储层改造效率的影响

为了研究致密油水平井压裂时簇间距对裂缝扩展体积与有效改造体积的影响，选取了簇间距为5、8、12、15 m时的模拟结果进行分析，模拟的裂缝形态如图5所示。其中储层改造体积SRV%=总支撑裂缝体积 /总波及储层体积。可以看出，小的簇间距水力裂缝压力波及范围更广，所形成的水力裂缝缝长更长。随着簇间距增大，虽然各簇裂缝更加均匀，但储层的总体改造效果逐渐降低。

分析比较图5可以看出，随着簇间距的减小，压裂改造所波及的范围有显著增加，但是压裂簇间距受限于现场工艺情况，簇间距过小会导致裂缝难以起裂，或者裂缝间沟通，因此实际簇间距要依据现场情况而定。

图5 裂缝发育形态俯视图Fig.5 Top view diagram of fracture development morphology

3.3 缝间干扰对施工压力的影响

通过读取软件模拟后生成的施工压力曲线，可以获得不同簇间距下的施工压力，以单段3簇为例，数据如表1所示。

通过对6组不同簇间距的算例的结果进行分析

表1 簇间距与施工压力

可以发现，簇间距较小时，裂缝延伸压力较大，施工压力升高；簇间距较大时，裂缝延伸压力较小，施工压力降低。

3.4 加密簇间距对缝长均匀度的影响

以工况a为例，分别统计了在不同段簇间距下压裂段的缝长，进行缝长发育均匀长度的分析，以单段射孔4簇，簇间距8 m为例进行说明。

单段射孔簇数固定为4簇，簇间距为8 m时，统计前五级压裂的缝长数据，并进行归一化处理，如表2所示。对归一化的每一级数据求取标准差，可以看出，第一段不受外部裂缝的影响，裂缝发育比较均匀，标准差较小，后续压裂段受到前段缝间干扰的影响，缝长发育不均匀，标准差较大。

表2 缝长统计与标准差计算

采用同样的计算方法，对工况a和工况b下的不同段簇间距组合模拟压裂后的缝长标准差进行了统计分析，结果如图6所示。

图6 工况a与工况b缝长标准差对比曲线Fig.6 Comparison curve of Fracture length between operating condition a and operating condition b

通过分析可以得出以下结论：①第一段为初始压裂，没有缝间干扰，所以裂缝发育比较均匀，标准差较小；②簇间距增大时，缝长的标准差总体呈降低趋势，表明缝长越均匀，缝间干扰减弱；③簇间距小于10 m时，不同簇数的标准差接近，表明射孔簇数对缝长均匀程度影响不占主导地位；④簇间距大于10 m时，簇间距的影响减弱，射孔簇数对缝长均匀程度的影响占主导地位；⑤定单段加砂量以后，簇数增加，单簇进液量减少，缝间干扰减弱，缝长发育更均匀。其中单段射孔6簇，簇间距为5、8 m时，裂缝无法被压开。

3.5 缝间干扰对裂缝规模的影响

3.5.1 两种工况下缝长发育对比

(1)工况a条件下段簇间距对缝长的影响

图7(a)展示了在保证平均单簇进液量相同时，簇间距和单段簇数对裂缝缝长规模没有明显的影响，只是改变了缝长的不均匀程度。

(2)工况b条件下段簇间距对缝长的影响

图7(b)展示了在不改变单段加砂加砂量时，随着簇数的增加，单簇加砂量减少，平均单簇缝长减小，与日常经验相符。

图7 不同簇间距下的平均缝长Fig.7 Average fracture length under different cluster spacing

(3)两种工况下模拟压裂缝长分布

以单段射孔5簇，簇间距8 m为例，图8展示了两种工况下压裂前5段共25簇裂缝的缝长分布曲线，可以看出，两种工况下，缝长波动趋势相同，即各缝的不均匀程度基本相似，但定单段加砂量的平均缝长较短，不均匀程度较低。

图8 工况a/b缝长分布曲线Fig.8 Distribution curve of fracture length under operating condition a,b

3.5.2 段簇间距对缝高与液体效率的影响

针对压裂施工过程中薄互层对缝高的限制和压裂液造缝效率的问题，以工况a进行统计说明，绘制曲线如图9所示，而工况b与工况a类似，差异主要体现在缝长方面，在此不作重复。

图9 不同簇间距下的平均缝高与液体效率曲线Fig.9 Average fracture height and liquid efficiency curves at different cluster spacing

通过分析图9中曲线，可以得出以下结论。

(1)缝高与液体效率的曲线趋势类似。总体来看，在簇间距相同时，簇数越多，液体效率越低，缝高越小。分析原因为：a簇数增多以后，井底滤失增加，憋压效果降低，不易突破上下隔层；b簇数增多，单簇进液速率减少，延长了泵注时间，同时也是滤失时间。

(2)改变簇间距对缝高和液体效率的影响不明显。

在总排量相同的情况下，减小簇数，可以提高液体效率；增大簇数，可以在一定程度上限制缝高，避免突破隔层。

3.6 经济性评价

通过软件计算当前条件下压裂后的油井产能，综合考虑各种施工成本，设定油价为65美元/桶，计算不同段簇间距下的回本时间，计算结果如表3所示。

表3 经济性评价

通过对比可以得出如下结果。

(1)工况a(保证单段排量与单簇加砂量)比工况b(保证单段排量与单段加砂量)的改造效率(SRV%)整体偏好，虽然用砂量成本增加，但液体效率更高，裂缝发育更均匀，回本时间较短。在不增加一倍施工成本与不降低储层总体改造效果的综合考量下，8 m簇间距下段内3～5簇最优，10、12 m簇间距下3簇其次。

(2)相对于工况a的固定平均单簇加砂量，工况b(保证单段排量与单段加砂量)在现有基础上作业变动最小，施工排量与加砂量保持不变，泵注程序无需调整，可以有效控制成本。对比各算例结果可知，5 m簇间距下段内5簇，8 m簇间距下段内3、4簇改造效果最优，10、12 m簇间距下段内3簇改造效果其次。

4 结论

水平井“分段多簇”压裂过程中，由于采用多簇射孔，每个压裂段均会形成多条压裂裂缝，施工参数、储层参数和射孔簇间距等都会对多裂缝的形成产生影响，如果部分可控参数设置不合理，可能导致部分射孔簇不能开启或不能形成有效的压裂裂缝，从而降低改造体积，减少压裂施工的效率。笔者使用文中建立的地质模型，研究了射孔簇数、射孔簇间距等因素对水平井“分段多簇”压裂裂缝干扰规律的影响，得到结论以下：

(1)受前一段压裂应力阴影的影响，后续压裂时靠近上一段的射孔簇裂缝规模受到抑制，规模偏小，远离后影响减弱，裂缝发育逐步恢复正常。

(2)簇间距越小时，段内缝间干扰越大，施工压力越高；水力裂缝压力波及范围更广，所形成的水力裂缝缝长更长。随着簇间距增大，虽然各簇裂缝更加均匀，但储层的总体改造效果逐渐降低。

(3)单段簇数相同时，簇间距越小，缝间干扰越严重，表现为缝长的标准差越大，缝长发育越不均匀，储层的改造效果越好；簇间距大于一定数值时，保证单簇进液量与加砂强度相同，射孔簇数的影响逐渐显现，簇数越多，缝间干扰越严重。

(4)在总排量相同的情况下，延长泵注时间，缝间干扰会逐渐增强；增大簇数，可以在一定程度上限制缝高，避免突破隔层；减小簇数，可以提高液体效率和有效裂缝面积；减小簇间距，可以增大储层改造面积，提高油井日产能，但施工成本也会成比例增加，施工设计时要综合考虑成本与收益进行方案评价。

(5)单段排量不变时，射孔簇数不宜过多，否则无法控制裂缝起裂效果，出现部分射孔簇失效的情况。