薄层油气藏在国内松辽、鄂尔多斯、江汉等盆地广泛分布，已成为老油田挖潜稳产及新区增储上产的主要接替领域，但是目前诸多已探明的薄层潜力油气藏，均面临压裂后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，难以达到经济有效开发的目标。近年来，国内学者针对薄层压裂影响缝高控制因素以及控缝高技术^[1-5]、薄互层压裂施工工艺技术^[6-9]做了大量研究，有效指导了薄层储层的压裂开发。然而，目前薄层压裂过程中依然存在诸多问题：压裂液及施工参数优化不合理，导致缝高难控，改造体积受限，裂缝内支撑剂的支撑效率低；支撑剂及加砂方式优化不合理，导致裂缝支撑剖面不理想，远井地带裂缝支撑效率低，裂缝复杂程度低；压裂液选择过于单一，且压裂液优化更多强调与储层的匹配性，而忽略了与隔层的匹配性，存在对储层造成二次伤害的现象；储层较薄以及致密砂岩储层本身水平层理缝、纹理缝相对不发育，造成薄层压裂缝高难控、改造体积小、支撑剖面不合理及裂缝支撑效率较低，进而导致裂缝导流能力下降，压裂后增产及稳产效果受到一定影响。基于以上问题，以典型薄层储层为例，研究压裂施工参数变化对裂缝延伸参数（缝高、缝长、缝宽、造缝效率等）的影响规律，找出影响裂缝参数的主控工程因素，并在此基础上，通过控缝高工艺优化、低伤害压裂液优化及应用、压裂造缝与裂缝支撑效率优化，提出适合薄层压裂的造缝及加砂模式，以期为薄层油气藏有效、高效压裂提供理论依据。

裂缝延伸参数及裂缝剖面优化合理与否，直接影响着压裂施工的成败及压裂后增产、稳产效果。龙凤山地区薄层致密砂岩气藏^[10]评价井A井，压裂目的层段深度为3 250.7~3 261.5 m，10.8 m/1层；岩性为灰色含砾细砂岩，平均孔隙度和平均渗透率分别为9.73%和0.259 mD，压力系数为1，温度为120 ℃；目的层岩石碳酸盐矿物体积分数为8.6%~15.3%，以方解石为主；岩心观察及成像测井资料显示，地层天然裂缝发育，裂缝宽度为1~5 mm。以该井为例，结合储、隔层实际地应力分布情况（目的层、目的层上部隔层、目的层下部隔层最小主应力均值分别为44.1 MPa，47.5 MPa，49.7 MPa），应用GOHFER压裂裂缝模拟软件，采用高黏度胍胶压裂液（0.50%SRFP-1增稠剂+0.20%SRFC-1交联剂+ 0.30%SRCS-1黏土稳定剂+0.10%SRCU-1助排剂，黏度为100~120 mPa·s，破胶剂采用过硫酸铵和胶囊）、中黏度胍胶压裂液（0.35% SRFP-1增稠剂+ 0.30%SRCS-1黏土稳定剂+0.10%SRCU-1助排剂，黏度为30~50 mPa·s）及低黏度胍胶压裂液（0.20% SRFP-1增稠剂+0.30%SRCS-1黏土稳定剂+0.10%SRCU-1助排剂，黏度为10~15mPa·s）等3种压裂液体系，在6种注入模式（2 m³/min，3 m³/min，4 m³/min，5 m³/min，6 m³/min及2 m³/min→3 m³/min→4 m³/min→5 m³/min→6 m³/min变排量）下，开展不同注入阶段的压裂模拟研究，分析液体类型、施工排量、注入液量等压裂施工工艺参数变化对裂缝参数的影响。

压裂液黏度越高，缝高越难控，而采用低黏度压裂液造缝，能有效控制裂缝高度的延伸（图 1）。①高黏度压裂液控缝高效果较差，当采用低排量（排量小于3 m³/min）施工时，施工初期缝高就大于目的层厚度，当排量大于3m³/min后，缝高无法得到有效控制甚至会严重失控，即使采用变排量方式进行施工，也无法有效控制缝高的纵向过度延伸；②中黏度压裂液在低排量（排量小于3 m³/min）施工时具有较好的控缝高作用，且整体控缝高效果优于高黏度压裂液，但随着压裂液用量及施工排量增大，缝高出现失控现象；③低黏度压裂液控缝高效果良好，在不同排量下造缝缝高均在储层有效厚度范围内延伸。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 造缝缝高与高黏度（a）、中黏度（b）、低黏度（c）压裂液的关系 Fig. 1 Relationships of fracture height with high viscosity(a), medium viscosity (b)and low viscosity(c)fracturing fluids

压裂施工排量越大，缝高越难控，而低排量造缝施工可有效控制缝高（图 1）。低黏度、中黏度、高黏度压裂液在较低排量施工时，控缝高效果均优于高排量施工；变排量施工控缝高效果优于恒定高排量施工，且变排量压裂技术可兼顾薄层造缝阶段控缝高、加砂阶段高砂比携砂的要求。

在压裂施工过程中，随着低黏度、中黏度、高黏度压裂液注入量的增大，缝高总体均呈现阶梯性增加的特点（图 1）。注入高黏度压裂液时缝高增加幅度较大，当达到一定注入量时，缝高会突然增加甚至失控；注入低黏度和中黏度压裂液时缝高增加幅度均较小，尤其是低黏度压裂液，随其液量增加缝高仍基本维持在储层有效范围内，不会造成缝高纵向过度延伸或者失控现象。因此，在保证充分造缝及有效加砂的情况下，应该尽量减少压裂液的注入量。

裂缝缝长的增加分为3个阶段：快速增加阶段、稳步增加阶段、缓慢增加阶段。在裂缝缝长快速增加阶段，采用高黏度压裂液，裂缝缝长达到总缝长的66.0%~72.5%，平均为70.0%；采用中黏度压裂液，裂缝缝长达到总缝长的71.2%~78.1%，平均为73.3%；采用低黏度压裂液，裂缝缝长达到总缝长的60.9%~65.3%，平均为62.8%。由此可见70%左右的裂缝缝长是在裂缝快速增加阶段形成的，该阶段即最佳前置液造缝阶段。

压裂液黏度对裂缝缝长延伸的影响不是很明显，尤其在裂缝缝长快速增加阶段，3种黏度的压裂液体系在缝长扩展以及延伸方面的作用基本相当（图 2）。低黏度压裂液不仅具有较好的造缝长的能力，而且还能兼顾控缝高的作用，更适合作为前置液。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 不同黏度压裂液造缝长效率对比 Fig. 2 Fracture length under different viscosity fracturing fluids

3种黏度的压裂液其造缝缝长均与压裂排量成正比，即压裂施工排量越大，缝长越长。缝高失控对缝长延伸有一定影响，特别是在前置液造缝阶段；在缝长稳步增加阶段及缓慢增加阶段，缝高失控对缝长延伸的影响均不明显。

在前置液造缝阶段，高黏度压裂液的造缝缝宽（平均缝宽和最大缝宽）最大，而低、中黏度压裂液的造缝缝宽相对较小（图 3）。剔除缝高失控的情况，压裂排量与缝宽成正比，即压裂排量越大，缝宽越大；采用变排量造缝方式时，裂缝缝宽介于恒定低排量造缝缝宽和恒定高排量造缝缝宽之间。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 不同黏度压裂液造缝宽效率对比 Fig. 3 Fracture width under different viscosity fracturing fluids

随着低黏度压裂液注入量的增加，缝宽表现出逐渐增大的趋势；剔除缝高失控的点，随着中、高黏度压裂液注入量的增加，缝宽也逐渐增大。采用中、高黏度压裂液时，缝高的突然失控对缝宽延伸有非常明显的影响：缝高在施工造缝初期及加砂阶段失控，缝宽均表现出急剧减小的趋势，且随着后续压裂液的持续注入，缝宽增加幅度很微弱，很难恢复到缝高失控前的宽度，这种现象在压裂施工中后期更为明显。

对于上、下隔层应力遮挡条件较差的薄层储层，通过优化射孔位置，人为增加隔层的厚度，可达到减缓缝高过度延伸直至控缝高的目的，使裂缝造缝及支撑剖面更为合理。对于上隔层应力遮挡条件较差的储层，可向改造层段底部射孔；对于下隔层应力遮挡条件较差的储层，可向改造层段顶部射孔；对于上、下隔层应力遮挡条件均较差的储层，可向改造层段中部射孔。另外，在套管强度允许范围内，采取在目的层增大射孔密度、优化射孔方位角、增大射孔孔眼直径等方法，可最大限度地减小近井地带的弯曲摩阻和孔眼摩阻，从而直接或间接地降低地层破裂压力，避免压裂施工初期因破裂压力过高而穿透隔层，引起裂缝纵向过度延伸甚至失控的现象^[11]。

对于埋藏深、构造应力异常、泥质含量高以及钻完井过程中存在地层伤害等的致密薄层，压裂施工时破裂压力异常高，施工初期缝高就会出现突然纵向过度延伸甚至失控的现象，造成压裂改造体积受限，裂缝支撑效率低，导致压裂后增产及稳产效果大打折扣。针对此类薄层，尤其是压裂目的层岩石矿物成分中碳酸盐或其他可溶蚀性矿物含量较高的储层，压裂施工前可先采用与其配伍性较好的前置酸对地层进行预处理。酸液预处理一方面可有效降低地层破裂压力并解除近井地带的污染物及堵塞^[11-15]，另一方面还具有控制初始裂缝高度的作用，可以防止因破裂压力过高致使裂缝造缝初期缝高在纵向过度延伸甚至失控，这对薄层或者具上、下隔层遮挡条件的储层的压裂是极为有利的，也为后期加砂阶段排量、静压力提升以及顺利加砂打下了基础。

目前，在常规砂岩油气藏的压裂改造过程中，通常采用一种黏度接近恒定的压裂液类型，且其黏度相对较高。高黏度压裂液对提高造缝效率非常有利，但是不利于薄层压裂时控缝高，因为液体难以进入较小尺度的微裂缝并延伸；压裂液的黏度越低，其流动性越好，也越容易沟通尺度较小的微裂隙及分支缝体系。因此，采用统一压裂液黏度的压裂液设计思路，不利于造缝期间控缝高。造缝初期缝高失控会造成缝宽过窄，造缝不充分，从而导致携砂液阶段加砂难度增大甚至无法顺利进行加砂；主加砂阶段缝高突然失控会造成砂液比无法提高，以及施工压力持续升高乃至瞬间砂堵，进而导致整个施工失败；缝高失控会使加砂阶段大量支撑剂流向隔层，造成支撑剂在储层中的支撑剖面不合理，支撑剂有效支撑效率降低，从而影响后期有效导流能力；缝高失控还会制约天然裂缝和微裂隙系统的有效张开以及支撑剂的有效充填，甚至造成有的天然裂缝和微裂隙从未张开，致使压裂效果大打折扣。

低黏度压裂液具有较好的造缝、控缝高、开启并扩展天然裂缝的作用，适宜作为薄层压裂的前置液。目前，薄层储层多数为低孔、低渗储层，品质较差，微观孔喉尺寸小，更易受到外来液体的伤害，而在满足压裂工艺要求的前提下，采用低黏度压裂液，一方面可以降低稠化剂使用浓度，从而减小压裂液对储层基质的液相、固相伤害以及对导流能力的伤害；另一方面稠化剂使用浓度的降低，可直接降低压裂液成本，降本增效效果明显。中黏度压裂液具有较好的保持缝高，扩展天然裂缝、分支缝及携带小粒径低砂比支撑剂的作用，适宜在薄层压裂加砂初期携带小粒径支撑剂，对微裂缝及分支缝进行充分支撑。高黏度压裂液具有较好的携砂性能，适宜在薄层压裂主加砂阶段携带大粒径支撑剂对主裂缝进行充分支撑。因此，在薄层压裂施工中，在施工不同阶段采用不同黏度组合的压裂液体系，可同时兼顾前置液阶段控缝高与携砂液阶段加砂的要求，并能最大限度地降低压裂液对储层基质及导流能力的伤害。

目前，在常规砂岩油气藏的压裂改造过程中所采用支撑剂的密度相对单一（多数为一种密度），且以中密度支撑剂应用较为广泛，而这种单一密度支撑剂加入方式极不利于裂缝支撑剖面的优化及远井裂缝支撑效率的提高。

当储层底板隔层遮挡条件较差时，可在加砂初期采用高密度小粒径的支撑剂，使其沉降在裂缝底部，人为增强裂缝底部遮挡性，从而减缓或控制缝高的下窜；在压裂的不同阶段也可通过注入不同密度的支撑剂组合，利用不同密度支撑剂沉降速度和压裂液携带性的差异，使高密度支撑剂沉降在裂缝底部，中密度支撑剂填充于储层中部，低密度支撑剂填满裂缝上部并保持缝宽，从而提高支撑剂在裂缝纵向上的充填度，实现支撑剂在裂缝横向上的均匀铺置，提高裂缝内支撑剂的支撑效率和裂缝长期导流能力，进而达到提高压裂后初期产量、延缓产量递减速度及提高稳产周期的目标。

以华北某区块致密气藏X井（表 1）为例，采用数值模拟方法，模拟支撑剂不同支撑效率对产量的影响。模拟结果表明，支撑剂支撑效率对压裂后产量影响显著，全支撑（支撑效率为100%）情况下3年累计产量最高，而支撑剂支撑效率为75%，50%，25%等3种情况下分别使3年累计产量降低2.9%，8.5%，20.7%。

表 1(Table 1)

表 1 X井数值模拟基础参数 Table 1 Basic parameters of numerical simulation in well X 参数 数值 气藏面积/m2 2 000×1 500 平均孔隙度/% 10 平均渗透率/mD 0.2 束缚水饱和度/% 0.4 水平段长度/m 750 有效厚度/m 5~15 边底水情况 底水 压裂段数/段 6

下载CSV 表 1 X井数值模拟基础参数 Table 1 Basic parameters of numerical simulation in well X

目前，在国内一部分常规砂岩油气藏的压裂改造过程中，仍沿用整个压裂阶段采用单一大粒径支撑剂（粒径为300~600 μm或425~850 μm）的加砂方式，有时也加入少量小粒径支撑剂，但主要是作为前置液段塞用来降低近井裂缝弯曲摩阻，或是为了封堵微裂缝以提高压裂液造缝效率。这种单一大粒径支撑剂的加砂方式，一方面会造成在加砂初期就加不进去砂或早期砂堵的风险；另一方面，单一大粒径支撑剂通常只能进入并支撑裂缝宽度较大的主裂缝系统，即使存在缝宽相对较小的支裂缝及微裂缝系统，大粒径支撑剂也难以进入并使其获得有效支撑，更谈不上提高压裂裂缝复杂性^[16-17]，进而影响压裂后产能及稳产周期了。

对于具有潜在天然裂缝或天然裂缝比较发育的砂岩储层，压裂形成的裂缝一般具有多尺度特征，即形成多尺度的裂缝系统：既有缝宽较大的主裂缝系统，又有天然裂缝张开后形成的缝宽较小的次裂缝系统，甚至还有细裂缝张开后形成的缝宽更小的微裂缝系统。微细裂缝及分支缝系统由于缝宽较小，只能与粒径较小的支撑剂颗粒优先进行匹配，而大粒径的支撑剂颗粒由于粒径及运移阻力均较大，难以进入微细裂缝及分支缝系统，通常只能进入并支撑主裂缝系统^[18-19]。

对于天然裂缝比较发育的储层，可采用混合粒径加砂模式（将粒径为106~212 μm的小粒径支撑剂和粒径为212~425 μm或300~600 μm的主体支撑剂进行混合后统一注入，而不是以往按支撑剂粒径为106~212 μm，212~425 μm，300~600 μm的顺序加入），让支撑剂有选择性地进入与其粒径相匹配的不同尺度的裂缝系统中，实现压裂过程中裂缝系统的充分支撑。

综上所述，在压裂施工过程中，采用多尺度的裂缝系统配合多粒径支撑剂的多元加砂方式，根据压裂不同阶段裂缝系统开启及延伸情况，依次加入与裂缝缝宽相匹配的支撑剂，可实现不同粒径的支撑剂充填于与其相匹配的裂缝系统中，以及主裂缝全缝长范围内不同尺度微裂缝、分支裂缝系统的充分扩展、延伸和有效支撑。通过采取多尺度裂缝加砂方式，实现了压裂施工过程中的安全加砂，延缓裂缝导流能力的递减速度，提高压裂后长期导流能力及稳产周期。

基于压裂工艺参数优化模拟研究结果，以主裂缝净压力为目标函数，考察注入参数对净压力的敏感性，进而优化各种注入参数组合及其压裂泵注模式，以期在控缝高基础上，充分利用天然裂缝的作用，扩大有效改造体积，并通过压裂泵注模式优化（图 4），实现充分造缝以及多尺度裂缝加砂，从而实现微裂缝、分支缝、主裂缝多尺度裂缝系统^[17-18]的有效支撑。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 薄层压裂参考泵注模式 Fig. 4 Pump injection mode of thin layer fracturing

前置液造缝阶段：对于致密储层或滤失性较差的储层，该阶段可采用低黏度压裂液以最高设计排量的40%~50%注入；若储层天然裂缝发育或滤失量较大，也可采用2个阶段注入（第一阶段采用低黏度压裂液以最高设计排量的40%~50%注入，第二阶段采用中黏度压裂液以最高设计排量的50%~60%注入），或者直接采用中黏度压裂液以最高设计排量的40%~60%注入。该阶段主要是控缝高、探天然裂缝以及沟通并延伸尺度较小的裂缝系统，即使没有形成各种复杂裂缝，低黏度及中黏度压裂液仍有造主裂缝的作用。

携砂液加砂阶段：①第一步采用低黏度压裂液以最高设计排量的60%~70%，并且以低砂比（以小段塞多次试探加砂的方式进行综合权衡确定，一般情况下砂液比以1%~12%为宜）携带小粒径支撑剂（可选择粒径为106~212 μm的陶粒支撑剂）以段塞式加砂方式注入，延伸并支撑微细尺度及尺度较小的天然裂缝和微裂缝系统。该阶段压裂液体积占该阶段注入总体积的40%左右。②第二步采用中黏度压裂液以最高设计排量的70%~85%，并且以中砂比（以小段塞多次试探加砂的方式进行综合权衡确定，一般情况下砂液比以5%~15%为宜）携带中粒径支撑剂（可选择粒径为212~425 μm的陶粒支撑剂）以段塞式加砂方式注入，延伸并支撑尺度较大的微裂缝及分支缝系统。③第三步采用高黏度压裂液以最高设计排量的85%~100%，并且以高砂比（一般情况下砂液比以15%~40%为宜）携带大粒径支撑剂（可选择粒径为300~600 μm或425~850 μm的陶粒支撑剂）以段塞式或连续式加砂方式注入（若储层对高砂比比较敏感，可采用段塞式试探加砂方式；也可先采用段塞式加砂方式，施工最后阶段采用连续式加砂方式），延伸并支撑主裂缝系统。

基于上述薄层压裂工艺参数优化模拟及泵注模式优化结果，在龙凤山致密砂岩薄层气藏、江陵凹陷致密砂岩薄层油藏等区域对多口井进行了压裂优化设计及施工现场试验应用，以下重点以龙凤山探井A井为例说明具体实施过程。

A井裂缝上隔层应力遮挡性较差，且目的层碳酸盐岩含量较高，为了降低破裂压力及控制初始裂缝高度，采取向目的层底部（3 256.7~3 261.5 m）射孔、压裂前采用土酸对储层进行预处理以及前置液造缝阶段采用低黏度液体以低排量造缝3种手段，防止裂缝纵向过度延伸，以达到控缝高的目的。在携砂液阶段采用中、高黏度压裂液携带不同粒径支撑剂并逐渐提高排量的多元加砂模式。压裂全程采用变排量施工，通过排量与液体的优化组合，达到施工全程对裂缝内静压力控制、调节的目的，从而实现控缝高、前置液充分造缝、造缝中后期提高静压力使天然裂缝张开以及多元加砂充分支撑多尺度裂缝的目的，进而扩大压裂有效改造体积，提高裂缝内支撑剂充填度。

根据气藏数值模拟及压裂工艺正交模拟结果，A井压裂试验压裂液体优化总量为1 050 m³，初步估算低黏度压裂液、中黏度压裂液、高黏度压裂液在总压裂液中所占比例分别为40%，35%，25%。在低黏度及中黏度压裂液压裂阶段，裂缝缝高100%在储层有效厚度范围内延伸，在后期高黏度压裂液压裂阶段，70%的裂缝缝高仍然在储层有效厚度范围内延伸，从而有效控制了缝高在储层有效范围内的延伸。裂缝快速增加阶段液体占总液体比例为24%，优化支撑剂总量为72.5 m³，小粒径支撑剂（粒径为106~212 μm的粉陶）、中粒径支撑剂（粒径为212~425 μm的陶粒）和大粒径支撑剂（粒径为300~600 μm的陶粒）分别占支撑剂总量的比例优化为25%，25%，50%。

在A井压裂施工过程中，经前置酸处理后破裂压力降低6 MPa。压裂后裂缝反演造缝剖面较理想，井温测井解释缝高80%都在储层纵向范围内延伸，表明施工中缝高控制良好；压裂施工过程中不同粒径支撑剂都顺利加入了不同尺度裂缝内，裂缝反演支撑剂在整个造缝裂缝空间横向上铺置比较均匀，纵向上充填度高，支撑剂对储层有效支撑率较好。龙凤山试验井压裂后试采统计，初期产气量达到（3.0~4.5）万m³/d，稳产后产气量稳定在（2.0~ 2.5）万m³/d，是该区邻井常规压裂工艺实施井产量的2~3倍；江陵凹陷4口试验井，压裂后压裂液返排率和见油时间均明显优于同类型油藏压裂井，初期产油量达到6 t/d，后期产油量稳定为4 t/d左右，是相邻区块产量的3~4倍。两试验区试验井压裂后产量递减速率均明显减慢，有效期增长50%以上，薄层试验井的压裂增产及稳产效果显著。

（1）压裂液黏度是控制裂缝缝高的主要影响因素，其次是压裂施工排量及压裂液液量。70%左右的裂缝缝长是在裂缝快速增加阶段形成的，缝长快速增加阶段即最佳的前置液造缝阶段。缝高失控会造成裂缝宽度急剧减小，且很难恢复到失控前的宽度。

（2）在薄层压裂改造过程中，通过射孔优化技术、压裂前酸液预处理技术及低黏度压裂液造缝工艺的应用，可有效延缓裂缝纵向延伸，达到控缝高的目的。压裂加砂时变密度支撑剂的应用，可大幅度提高支撑剂在裂缝纵向的充填度及横向的铺置广度，优化裂缝支撑剖面。采用多粒径或混合粒径支撑剂配合多尺度裂缝的多元加砂方式，可实现支撑剂粒径与不同尺度裂缝系统的匹配，提高压裂后长期导流能力。

（3）薄层压裂改造要在控缝高的基础上，以在储层有效厚度范围内最大限度地挖掘储层增产潜质为目的，充分利用天然裂缝的作用，实现多尺度造缝及缝内饱填砂，扩大压裂改造体积，提高裂缝支撑效率。现场应用表明，通过对压裂施工工艺参数的协同优化及压裂工艺泵注模式的精细控制，可有效改善薄层压裂改造效果。