尹虎琛，黄建宁，董时正

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司工程技术管理部，陕西西安 710018）

1 南梁长4+5 储层地质特征

该区块属于南梁油田，南梁三叠系延长组长4+5层构造比较简单，总体为一平缓的西倾单斜，该区块长4+5 层油藏平均埋深1 760 m，小层长4+51平均砂层厚度22.4 m，油层厚度15.1 m。孔隙度主要分布于7.24 %～15.21 %，平均孔隙度为10.43 %，渗透率分布在19.81×10-3μm2～0.05×10-3μm2，平均渗透率0.6 mD。显示长4+5 层段均属于低孔、特低渗储层。

通过在S 井长4+51层取心发现，在岩性、含油性出现变化，且只有2 m～6 m 薄夹层遮挡的交界面处，微细水平层理发育，存在裂缝滑移可能性，岩心裂缝未在纵向继续延伸，从成像测井解释分析表明该区长4+5层隔夹层发育，厚度1 m～2 m 以下砂岩储层与泥岩呈薄互层方式，水平层理缝清晰，且未发育高角度裂缝，以层理水平缝为主。天然裂缝发育程度较低（小于0.5条/米），包括构造缝、层理缝等2 种裂缝类型，其中层理缝最为发育，构造缝次之。这种岩性变化的特征可以认为是控制缝高扩展的又一重要因素。

2 储层开发难点

W86 区块自2010 年开发以来，采用自然能量开发，2012 年起实施超前注水政策，随着储层认识程度增加，致密薄砂泥互层占比逐年增加，开发过程中出现以下难点：

（1）储层物性差、砂体平面变化快、非均质性强，主力优势层不明显；（2）纵向上多期砂体叠置发育、砂泥层共生、隔夹层多，多薄层特征显著；（3）储层纵向上砂体分布不均，受泥岩与砂岩薄互层岩性控制，导致油层段砂体充分动用难度大，急需探索新型压裂技术。

3 层理状砂体的裂缝纵向扩展规律

考虑水力裂缝可能对层理缝等裂缝的影响，对多裂缝的储层进行了水力裂缝扩展机理的试验，结果表明影响水力裂缝走向的主要因素是水力裂缝与层理缝之间的水平方向的主应力差和水力裂缝受到的干扰力的角度，注入水或流体会顺层理界面逐渐渗透，这种情况会发生在水力裂缝垂直于非均质岩体时；当注入水在层理界面扩展渗透一定的时间和距离后，水力裂缝仍然会以原方向为主要方向继续扩展[1]。

构造应力场下，天然裂缝会左右水力裂缝的方向，层理缝的存在会影响水力裂缝的扩展，使得水力裂缝转向层理缝界面扩展或穿过层理缝界面之间进入隔层。层理面的弱胶结作用使其断裂韧性较小，阻止裂缝扩展的能力较弱，而垂直层理方向，断裂韧性较大，阻止裂纹扩展的能力较强，因此，水力压裂过程中，水力裂缝垂直层理扩展时，会在弱层理面处发生分叉、转向，且在继续延伸的过程中会进一步沟通天然裂缝或弱层理面而形成复杂的裂缝网络。这说明结构弱面的大量存在是诱导复杂网状裂缝的主要因素，而压裂形成裂缝网络的难易程度与天然裂缝、层理等结构面密切相关[2]。

储层纵向遮挡性验证：以该区一口井为例，在S1井长4+51层，两个射孔段间距10 m，在长4+51层两个射孔段进行分压，从分压数据看出，两段破裂压力分别为32.3 MPa 以及32.9 MPa，均有明显破压，表明两段并没有压窜；从分求试油产量可以看出，两个射孔段对产能均有独立贡献（见表1）。

从该区另一口井的试验效果可以看出，S2 井长4+51层，在5 m 夹层条件下分压分求，两段均破压明显，分求结果也表明两段没有压窜（见表2）。

通过以上案例分析表明，对于W86 区块长4+5 层这种纵向非均质性强，薄夹层发育、多层段叠合砂体的储层特征下的压裂方案制定，应该充分考虑薄夹层引起的界面滑移对缝高扩展的影响，对压裂工艺方案优化至关重要[3-5]。

表1 S1 井施工参数及试油产量统计表

表2 S2 井施工参数及试油产量统计表

4 精细多级分段压裂工艺

根据前期分析，总结出W86 区主要的压裂地质特征是岩性界面变化对缝高扩展的主控作用，采用“精细多级分段压裂”的储层改造思路[6]，并且层间的分层压裂应与层内的分段压裂相结合，以提高储层纵向动用程度，提高单井产量。

4.1 定点多级压裂工艺（层内分段压裂）

针对该区储层砂体规模小、单层厚度薄、隔夹层发育，多薄层显著压裂地质特征，借鉴水平井改造思路，突破传统认识，以“纵向多级、井间成网”为改造目标，探究增产方向、优化设计方法、创新压裂工艺、推进现场试验，实现直井压裂技术的升级换代。

以“定点射孔、多级压裂、脉冲加砂”为核心的定点多级压裂工艺，该种工艺实现了三种压裂思路的升级转变，（1）从集中射孔转变为定点射孔，实现裂缝起裂不确定向定点受控起裂的提升；（2）从常规压裂转变为多级压裂，实现厚层笼统压裂向薄层精细分压的转变；（3）从楔形连续加砂向脉冲式加砂转变、并且配套纤维携砂和新型自悬浮支撑剂等技术手段有效提高了支撑剂输送距离。

4.2 层内暂堵分隔压裂技术工艺

层内暂堵分隔压裂技术[7]是针对于泥质隔夹层在5 m 以内，无法实现机械分隔的情况下，通过加入特制的暂堵剂，将层内的下段炮眼暂时封堵，利用该区储层隔夹层发育，上下隔层应力差能够形成有效遮挡等条件，对层内上段同样具有开采价值、物性与含油性较好的砂岩小层进行分隔压裂，该项工艺能够更大程度动用层内多处甜点区，达到纵向上精细改造储层的目的。实现层内精确选择性压裂，有效提高压裂措施效果。

层内暂堵分隔压裂技术的优点在于可以一次作业实现多级压裂的目的，节约了作业成本。其次大幅度减少井下分段工具的使用，大大降低了井下的复杂程度，大幅度减少作业事故发生的可能性。

以N1 井为例，该井油层测井解释结果表明（见表3），原改造层位1 968.8 m～1 980.1 m，声波时差234.81 μs/m 储层物性较好，孔渗饱参数均较高，储能系数达到0.757，地层系数14.69 mD·m。但初次改造后初期试油产量不理想，决定对1 956 m～1 967.9 m 的上段储层进行补孔，该层物性较好，电阻率92.77 Ω·m。储能系数达到0.633，地层系数7.35 mD·m，高电阻特性也表明该层具有出油潜力。由于两个射孔段仅间隔4 m，无法机械封隔，采用投加暂堵剂进行射孔段封隔是有效办法。

现场应用过程中层内第一段破压30.7 MPa，施工压力14.1 MPa，暂堵分隔后第二段破压34 MPa，施工压力20 MPa，两段破压相差3.3 MPa，施工压力相差5.9 MPa，压力有明显变化，说明第二次分隔效果明显，选择性的压开了上段新裂缝，实现了工艺目的（见图1，图2，表4）。

投产初期日产液9.2 m3，日产油4.6 t，含水41.3 %，从投产数据明显得出，暂堵分隔多级压裂技术措施效果显著，实现了层内叠合砂体的充分动用。

表3 N1 井长8 油层测井解释数据表

图1 N1 井下段压裂施工曲线

图2 N1 井上段压裂施工曲线

表4 N1 井长8 层上、下段施工参数表

4.3 不动管柱机械分段压裂技术（层间分层压裂）

对于该区储层厚度大，多簇射孔，簇间距在8 m～10 m 的储层，可以进行不动管柱机械分层压裂，该项工艺是借助K344 型封隔器与滑套开关、直咀子等压裂工具组合将目的层与其上下层段分隔出来成为一个独立的压裂单元，该项技术主要有不动管柱、不压井、不放喷一次施工分压多层，降低油层二次污染，同时操作简单，费用低等技术特点。该项工艺适用于一段厚砂体内发育多套小砂体，且纵向非均质性强，叠合砂体的岩性变化及胶结类型满足分压条件。

通过不断优化不动管柱多级压裂工具，提高施工能力和效率。实现了以下几种方式转变：（1）优化了整体式滑套开关替换瓦片式滑套开关，级差尺寸由6 mm减小到3 mm；（2）设计了K344-112 封隔器，性能强度更高、内通径由55 mm 变为62 mm；（3）设计了KDB114-60 水力锚，单个锚爪内通径由48 mm 变为60 mm。

5 应用效果

W86 区块以提高单井产量为目的，借助“精细多级分段压裂”储层改造思路，以“多层、多级”为提产手段，推广定点多级压裂工艺69 口，平均单井压裂2.6 段，去年平均单井压裂1.9 段，较去年相比，单井平均改造段数增加0.7 段/井次，单井改造段数的增加，增大储层纵向改造程度，单井产量得到了明显提升。全年投产51 口，平均单井日产液5.5 m3，单井日产油2.6 t，较去年同期相比，单井日产液3.9 m3，单井日产油1.8 t，单井产量提高0.8 t。应用层内暂堵分隔压裂2 口井，平均单井日产液6.3 m3，单井日产油3.6 t。精细多级分段改造思路改造效果良好[8]。

6 认识

（1）对南梁油田长4+5 油藏压裂地质特征形成新的认识：对于储层埋深2 000 m 的层理状砂体，发现存在岩性界面滑移的现象，该现象也是控制压裂缝高的另一种因素，利用此因素可以实现该区从厚油层段合压向精细化改造、层内分段改造的工艺思路创新，为该区储层改造工艺上提供新思路，并取得了良好的试验效果。

（2）精细多级分段压裂工艺针对不同厚度的储层，可选择不同工艺，其中层内暂堵分隔压裂工艺应用效果最好，二次封堵后压力与一次封堵破压相比提高了3.3 MPa，施工压力提高了5.9 MPa，表明二次暂堵成功，在层内低渗透部位成功造新缝。

（3）针对于W86 区块储层厚度大，隔夹层发育，多套砂体叠合等储层特点，建立了储层“精细多级分段改造”的思路，充分改造富油层段，平均单井改造段数达到2.6 段，较前期增加0.7 段/井次，并且提出缝高扩展特性新见解，为精细多级分段改造提供新思路。