直斜井压裂关键参数优化方法

项睿宜

中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州 225009）

摘要：摘要:随着我国常规油气资源进入开发中后期，低渗透、致密及页岩油气等非常规资源已成为保障国家能源安全的重要接替领域，直斜井因钻井周期短、成本低、适配复杂地质条件，在陆上油气田广泛应用，但压裂过程中易出现裂缝偏转、近井摩阻过高、多簇裂缝起裂不均、砂堵等问...

关键词：

直斜井；水力压裂；参数优化；裂缝扩展

出处：

《设计时代》2026年3期

DOI：
10.13738/j.cnki.acc.qklw60536
专辑：
科学Ⅰ辑;信息科技
专题：
信息、科学;综合科技
分类号：
G90;N92

摘要:随着我国常规油气资源进入开发中后期，低渗透、致密及页岩油气等非常规资源已成为保障国家能源安全的重要接替领域，直斜井因钻井周期短、成本低、适配复杂地质条件，在陆上油气田广泛应用，但压裂过程中易出现裂缝偏转、近井摩阻过高、多簇裂缝起裂不均、砂堵等问题，严重制约改造效果与单井产能。本文通过分析直斜井压裂工艺特征，结合数模软件优化工艺参数，完成现场应用。研究表明，优化射孔参数、簇间距、施工排量及砂液量可显著提升裂缝均匀性与改造体积，降低施工风险，为苏北盆地直斜井h11井压裂参数精细化设计提供工程指导。

关键词：直斜井；水力压裂；参数优化；裂缝扩展

1 引言

当前，我国油气资源开发已进入低渗透、致密、页岩油气为主的新阶段，这类储层普遍具有孔渗低、非均质性强、天然裂缝不发育、地层能量不足等特点，必须依靠储层改造才能实现工业产能[1，2]。在开发井型选择上，直斜井（含定向井、大斜度井）相比水平井具有钻井周期短、成本低、适应复杂地表与断裂构造、纵向穿层能力强等优势，尤其适合多层叠置、甜点分散、断层发育的区块。苏北盆地油藏具有小、碎、贫、散的特征，在深层、超深层采用直斜井改造开发纵向目的层段，可以在复杂断块区块实现高效改造，缓解水平井施工难度大、成本高的压力。

但直斜井压裂仍存在明显技术瓶颈，其中包括参数匹配性差、增产不稳定，沿用水平井经验参数，常出现“改造规模大、产量提升小”的问题。相较水平井，直斜井多簇裂缝起裂不均，射孔簇间压力竞争强，部分簇难起裂，易出现缝网扩展不均衡的情况。本文通过优化砂液量、射孔工艺、段簇间距等参数，优化压裂改造效果，为苏北盆地深层、超深层直斜井高效压裂改造提供技术支撑。

2 直斜井压裂工艺参数及优化

2.1 砂液量

不论直斜井还是水平井，砂液量是影响压裂改造效果及压后初期产能的关键工程参数，刘巍等人基于济阳坳陷页岩油水平井的实际生产数据，利用灰色关联分析和主成分分析方法，定量计算了砂液量与90天至270天平均日产油量之间的相关性，并结合SHAP算法对压裂参数进行优化分析，明确砂液量和破裂事件数是影响产量的主要工程参数[3]。

但在页岩油领域砂液量与产能的关系存在一定边际效益，郭建春团队的研究指出：在当前体积压裂中，加砂强度提升了2~3倍，但EUR仅增加了1.13倍，规模与产量并不匹配；大量支撑剂堆积在主裂缝中，分支缝出现“进液不进砂”现象，有效支撑体积偏小。裂缝长度随液量增加而增长，但增长速度逐渐减慢并趋于平稳，合理有效的液量是增强压裂效果的保障[4]。

直斜井压裂关键参数优化方法(图1)

图1 裂缝拟合-液强与半缝长关系

结合苏北盆地已改造直斜井效果及数值模拟裂缝尺寸，苏北盆地直斜井裂缝长度随液量变化情况见图1，随着单位用液量的增加，缝长增长速度逐渐减缓，用液强度大于60m³/m时，液量增加，缝长增长效果不明显，有效性减弱。

2.2 布缝工艺

在布缝工艺上，可以通过优化射孔工艺、段簇间距等参数，提升裂缝复杂度，提高改造效果及产能。

2.2.1 射孔方式

为了解决传统“均匀射孔”技术导致的压裂液流向“优势通道”，大量孔眼无法开启的难题。江汉油田在涪陵气田实践了“极限限流射孔”技术，通过控制孔眼数量和位置，并动态调整后续段的孔数，成功让更多孔眼均匀开启，最终使平均单井产量提升了约10%[5]。

在前期研究基础上，在深层、超深层直斜井压裂改造中采用“极限限流射孔”技术，强化单孔造缝能量，单簇3-4孔，结合模拟结果，大大提升了孔眼均匀开启程度，强化了近井改造效果。

2.2.2 段簇间距

直斜井相较于水平井，纵向穿层范围大，改造非均质性强，段长过大可能导致施工难度大，段长过小可能导致改造成本高，部分层段改造不充分或段间干扰严重。结合离散元数值模拟结果，在合适段簇间距下，裂缝扩展效果最佳，压裂半径和微裂缝数量均达到峰值；簇数过多可能导致裂缝分支少、网络不复杂；簇数过少则可能无法有效沟通储层[6]。

结合目的层位地质认识、甜点段长度、小层划分等，深层超深层直斜井段长在40-60m，段间距10-15m，簇间距6-8m，单段4-8簇。

3现场应用

针对目的区块直斜井h11井进行工艺参数优化，优选131m试油井段，综合考虑地质小层和纵向应力分布，共分3段15簇，单段段长43-44m，单段4-6簇。

最高施工排量11m³/min，施工压力68-89MPa，施工平稳顺利，用液量3673m³，加砂量294m³，用液强度28m3/m，加砂强度3.4t/m，综合砂液比8%。

压后投产日产油18.2t，含水率56.6%，累增油231.7t，对比邻井，h11井同期增油量提高72.6%，取得了较好的提产效果。

4 结论与认识

（1）针对h11井砂液量、射孔、段簇等工艺参数进行优化设计，较邻井同期增油量提高72.6%，取得较好提产效果。

（2）优化射孔参数、簇间距、施工排量及砂液量可显著提升裂缝均匀性与改造体积，降低施工风险，为直斜井压裂参数精细化设计提供工程指导。

参考文献

[1] 郭建春,张宇,曾凡辉,等. 非常规油气储层智能压裂技术研究进展与展望[J]. 天然气工业, 2024, 44 (09): 13-26.

[2] 蒋廷学,王海涛,赵金洲,等. 深层页岩气水平井多级双暂堵压裂关键工艺优化[J]. 天然气工业, 2023, 43 (11): 100-108.

[3] 蒋廷学,肖博,沈子齐,等. 陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2023, 51 (05): 8-14+179.