油气藏评价与开发

参数类型	参数名称	数值
地质参数	最大水平主应力/MPa	52
最小水平主应力/MPa	43
垂向应力/MPa	50
杨氏模量/GPa	32
泊松比	0.26
压裂施工参数	井筒直径/mm	139.7
射孔内径/mm	9.5
单簇孔数	8
簇数	5~6
排量/（m³/min）	19
单段液量/m³	1 800~2 000
压裂液黏度/（mPa·s）	5

参数类型	参数名称	数值
地质参数	最大水平主应力/MPa	52
最小水平主应力/MPa	43
垂向应力/MPa	50
杨氏模量/GPa	32
泊松比	0.26
压裂施工参数	井筒直径/mm	139.7
射孔内径/mm	9.5
单簇孔数	8
簇数	5~6
排量/（m³/min）	19
单段液量/m³	1 800~2 000
压裂液黏度/（mPa·s）	5

页岩油水平井射孔簇点位置优化调控裂缝均衡延伸模拟

任岚 1 , 李佳 1 , 于志豪 1 , 林然 1 , 吴建发 2 , 宋毅 2 , 沈骋 2 , 淦文杰 3 , 李志强 1^,4

油气藏评价与开发 | 工程工艺 2026,16(4): 865-873

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油气藏评价与开发 |工程工艺 2026 , 16 (4) : 865 -873

页岩油水平井射孔簇点位置优化调控裂缝均衡延伸模拟

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任岚1, 李佳1, 于志豪1, 林然1, 吴建发2, 宋毅2, 沈骋2, 淦文杰3, 李志强1^,4

作者信息

¹　西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川　　成都　610500

²　中国石油西南油气田公司页岩气研究院，四川　　成都　610051

³　中国石油川中油气矿，四川　　遂宁　629000

⁴　重庆科技大学，重庆　401331

通讯作者:

于志豪（1993—），男，博士，讲师，主要从事非常规储层增产改造理论和技术和岩石力学科研工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。E-mail：yzh_swpu@126.com

作者简介:

任岚（1979—），男，博士，教授，主要从事油气藏压裂酸化理论与应用方面的科研和教学工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。E-mail：renlanswpu@163.com

Simulation of uniform fracture propagation via perforation cluster position optimization in shale oil horizontal wells

LAN REN1, JIA LI1, ZHIHAO YU1, RAN LIN1, JIANFA WU2, YI SONG2, CHENG SHEN2, WENJIE GAN3, ZHIQIANG LI1^,4

Affiliations

¹ State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China

² Shale Gas Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China

³ PetroChina Chuanzhong Oil & Gas Mine, Suining, Sichuan 629000, China

⁴ Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China

出版时间: 2026-07-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025379

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关键词

页岩油 / 破裂压力 / 非均匀射孔布簇 / 缝长变异系数 / 均衡延伸

Key words

shale oil / initiation pressure / non-uniform perforation cluster layout / fracture length coefficient of variation / uniform fracture propagation

引用本文

任岚, 李佳, 于志豪, 林然, 吴建发, 宋毅, 沈骋, 淦文杰, 李志强. 页岩油水平井射孔簇点位置优化调控裂缝均衡延伸模拟. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (4) : 865 -873 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025379

LAN REN, JIA LI, ZHIHAO YU, RAN LIN, JIANFA WU, YI SONG, CHENG SHEN, WENJIE GAN, ZHIQIANG LI. Simulation of uniform fracture propagation via perforation cluster position optimization in shale oil horizontal wells[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (4) : 865 -873 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025379

正文

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与常规储层相比，页岩油储层地质工程条件更为复杂^[1-4]，页岩油储层在压裂过程中表现出显著的非均质性特征^[5]。具体而言，同一压裂段内各射孔簇所处位置往往存在原位应力场分布不均，储层岩石力学特性存在显著差异，同时天然裂缝网络发育程度呈现非均匀分布特征^[6]。这些地质因素与孔隙弹性效应、应力干扰相互作用，导致各射孔簇的裂缝破裂压力存在差异^[7-11]。为了在页岩油储层中形成“人造油藏”，建造高复杂度有效缝网，密簇压裂技术逐步发展成熟，簇数由3簇增加至5~11簇，簇间距由25~30 m缩减至5~10 m。工程实践表明：由于各射孔簇位置的破裂压力存在显著差异，导致多簇裂缝系统呈现明显的非均匀扩展特征，射孔簇产能贡献率显著下降^[12-14]。

为了实现水平井分段多簇裂缝均衡扩展，前人在关于射孔孔眼摩阻、裂缝间流体竞争分配以及缝间干扰效应影响下的簇间距和射孔参数优化方面开展了充分的研究工作^[15-18]。例如，王维等^[19]系统考察了压裂段内射孔簇数量、簇间距离以及空间分布模式对裂缝网络形成的影响规律，并基于裂缝扩展形态和均匀性评价指标的定量分析，优化了射孔簇布置方案，包括合理的簇数范围、最佳的簇间距以及高效的布簇模式。郭天魁等^[20]系统模拟了多簇射孔条件下裂缝网络的竞争扩展过程，研究发现射孔参数的合理配置可显著改善裂缝扩展的均匀性。HUANG等^[21]应用三维离散元数值模拟方法，研究发现水力裂缝发生偏转与非均匀扩展和裂缝宽度、射孔簇间距密切相关，并据此优化了射孔簇布置方案。LU等^[22]研究发现采用非均匀簇间距及实用限流技术等优化措施，可显著改善压裂段的裂缝扩展效果。但是未考虑到储层地质特征如破裂压力等对裂缝起裂延伸的影响。为了实现水平井分段多簇裂缝均衡扩展，技术人员也研发了多项创新工艺。通过缝口暂堵、差异化射孔、极限限流压裂、分段投球、变黏压裂液等以及上述手段相结合的复合压裂工艺技术，可有效改善裂缝系统的扩展均匀性，这些工艺技术的创新和应用显著提升了储层改造效果，增强了页岩油开发的经济可行性^[23-27]。

上述研究在优化射孔参数与裂缝扩展均衡性方面取得了较多成果，但普遍忽视了储层内部破裂压力的空间差异。页岩油储层表现出强非均质性，这种地质条件的复杂性导致不同井段及各射孔簇位置的破裂压力值产生显著差异，这种差异直接影响裂缝的起裂顺序和液体分配。若未能充分考虑破裂压力分布规律，优化方案往往偏于理想化，导致模拟预测与实际压裂效果存在偏差。

结合测井解释数据，首次将各射孔簇点的破裂压力分布纳入优化目标，使射孔簇点布置更贴合储层实际非均质性。基于压裂井段内各射孔簇点破裂压力差异最小化优化射孔簇点位置，利用弹性力学理论、断裂力学原理和位移不连续方法，构建考虑缝间应力干扰效应的多簇裂缝延伸数值模型，开展非均匀射孔条件下的多簇水力裂缝延伸模拟，最后将破裂压力差、缝长变异系数以及各簇裂缝进液量相结合，形成一套系统的均衡延伸调控评价指标和调控方法。该方法能够准确模拟射孔位置优化前后的裂缝扩展特征，通过对比分析起裂压力变化和裂缝长度差异系数，定量评估射孔优化方案对裂缝系统的调控效果。

1　数学模型建立

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1.1　射孔簇点位置优化

获取页岩油水平井全井段破裂压力和段内均匀射孔布簇下全部射孔簇点位置。其中，页岩油水平井全井段破裂压力即为测井数据解释所得到的水平段A靶点至B靶点每0.125 m井深处的储层破裂压力。段内均匀射孔布簇下的全部射孔簇点位置可以根据各压裂井段段簇间距、各压裂段簇数以及B靶点井深计算得到。

以压裂井段内各簇点处与平均破裂压力绝对误差值最小为目标，优化调整各压裂井段内射孔簇点位置：

ε j ± δ = m i n p j ± δ - p *

（1）

L j = L j ± δ

（2）

p j = p j ± δ

（3）

式（1）—式（3）中：ε

j ± δ

为搜索范围δ内破裂压力与平均破裂压力最小绝对误差值，单位MPa；p

j ± δ

为搜索范围δ内破裂压力，单位MPa；p^*为平均破裂压力，单位MPa；L_j为第j簇处的井深，单位m；L

j ± δ

为搜索范围δ内井深，单位m；p_j为第j簇处的破裂压力，单位MPa。

射孔簇点位置优化流程如图1所示。

1.2　缝间干扰下诱导应力场求解方程

利用位移不连续方法（Displacement Discontinutity Method，DDM）^[28-29]计算非均匀地应力场，列出裂缝单元应力平衡方程组：

σ t, i = ∑ j = 1 N A t t, i j D t, j + ∑ j = 1 N A t n, i j D n, j

（4）

σ n, i = ∑ j = 1 N A n t, i j D t, j + ∑ j = 1 N A n n, i j D n, j

（5）

式（4）—式（5）中：σ_t,_i和σ_n,_i分别为i单元所受切应力和正应力，单位MPa；A_tt,_ij、A_tn,_ij、A_nt,_ij、A_nn,_ij为j单元切向位移和法向位移不连续量分别在i单元上引起的切向应力分量和法向应力分量；D_t,_j和D_n,_j分别为j单元切向应变和法向应变，单位m；N为裂缝单元总数。

i单元应力边界条件如下：

σ t, i = 0

（6）

σ n, i = - p n e t = - (p f - σ h)

（7）

式中：p_net为内部净压力，单位MPa；p_f为缝内压力，单位MPa；σ_h为最小主应力，单位MPa。

利用裂缝法向应变和切向应变计算诱导应力分量，计算方程为：

Δ σ x x = G D n 2 π (1 - ν) [2 e g F 3 + (e 2 - g 2) F 4 + ζ (g F 5 + e F 6)] + G D t 2 π (1 - ν) [2 e 2 F 3 - 2 e g F 4 + ζ (e F 5 - g F 6)]

（8）

Δ σ y y = G D n 2 π (1 - ν) [2 e g F 3 + (e 2 - g 2) F 4 - ζ (g F 5 + e F 6)] - G D t 2 π (1 - ν) [2 g 2 F 3 + 2 e g F 4 + ζ (e F 5 - g F 6)]

（9）

Δ σ x y = G D n 2 π (1 - ν) ζ (g F 6 - e F 5) + G D t 2 π (1 - ν) [F 4 + ζ (g F 5 + e F 6)]

（10）

Δ σ z z = ν (Δ σ x x + Δ σ y y)

（11）

式（8）—式（11）中：Δσ_xx、Δσ_yy、Δσ_xy、Δσ_zz为诱导应力分量，单位MPa；G为剪切模量，单位MPa；D_n、D_t分别为法向应变（裂缝宽度）和切向应变，单位m；ν为泊松比；e和g分别为局部坐标系ζ轴与全局坐标系x轴和y轴夹角的余弦值；F₃-F₆为Papkovitch函数偏导方程；ζ为局部坐标系中的y坐标。

利用叠加原理即可计算储层当前的非均匀地应力场。

1.3　多簇裂缝延伸模型

1.3.1　物质平衡方程

每条裂缝内的物质平衡方程为：

∂ q f (s, t) ∂ s = 2 C L h f (s) t - τ (s) + ∂ ω f (s, t) ∂ t h f (s)

（12）

式中：q_f为裂缝内压裂液的流量，单位m³/s；s为裂缝长度方向坐标，单位m；t为压裂的时间，单位s；C_L为压裂液在裂缝壁面上的滤失系数，单位m/s^0.5；h_f为压裂裂缝纵向延伸高度，单位m；τ（s）为裂缝长度方向坐标s位置处压裂液开始滤失的时间，单位s；ω_f为压裂裂缝的开度，单位m。

1.3.2　缝内流动方程

裂缝内压裂液的流动方程为：

∂ p L ∂ s = - 64 μ π h f ω f 3 q f

（13）

式中：p_L为裂缝内流体压力，单位Pa；μ为裂缝内流体的黏度，单位Pa·s。

1.3.3　裂缝开度方程

1.2章节中已述，裂缝法向应变即为裂缝开度，表达式为：

ω f (s) = D n, i s ∈ i

（14）

式中：D_n,_i为i单元的法向断距量，单位m。

1.3.4　裂缝高度方程

水力裂缝的高度表达式为：

h f = 2 π (K I C p L - σ c l o s e) 2

（15）

式中：K_IC为储层岩石的断裂韧性，单位Pa/m^0.5；σ_close为作用于裂缝壁面上的闭合应力，单位Pa。

1.3.5　裂缝转向方程

根据最大周向应力准则，水力裂缝在裂尖处会沿着最大周向拉应力的方向继续延伸^[30]，表达式为：

K Ⅰ s i n θ H F + K Ⅱ 3 c o s θ H F - 1 = 0

（16）

式中：θ_HF为水力裂缝延伸转向角，单位（°）。

OLSON^[31]给出的应力强度因子表达式为：

K Ⅰ = 2 π G 4 1 - ν a D n

（17）

K Ⅱ = 2 π G 4 1 - ν a D t

（18）

式（17）—式（18）中：

K Ⅰ

为第一类应力强度因子，单位Pa·m^1/2；

K Ⅱ

为第二类应力强度因子，单位Pa·m^1/2；a为离散裂缝单元半长，单位m。

1.3.6　裂缝流量分配方程

由流体力学，压裂过程中各簇裂缝分配所得流量与起裂压力和流体沿程压降密切相关，表达式为：

p h = p b, l + p s, l + ∑ j = 1 i Δ p r, k + Δ p f p, l

（19）

p b, l = σ m i n, l + S t

（20）

Δ p r, k = C p ∑ j = 1 i L r, k q r, k

（21）

C p = 128 μ π d r 4

（22）

q r, k = q T - ∑ i = 1 j - 1 q i

（23）

Δ p f p, l = 8.1 q i 2 ρ n f p, l 2 d f p, l 4 α f p, l 2

（24）

式（19）—式（24）中：p_h为水平井跟端压力，单位Pa；p_b，_l为第l簇裂缝孔眼处的破裂压力，单位Pa；p_s，_l为第l簇裂缝缝口的净压力，单位Pa；Δp_r，_k为第k水平井段的流动压降，单位Pa；Δp_fp，_l为第l簇裂缝孔眼处的摩阻压降，单位Pa；σ_min，_l为第l簇裂缝孔眼处的最小水平主应力，单位Pa；S_t为储层岩石抗张强度，单位Pa；C_p为井筒摩阻系数，单位Pa·s/m⁴；L_r，_k为第k水平井段的长度，单位m；q_r，_k为第k水平井段的流量，单位m³/s；d_r为水平井筒直径，单位m；q_T为压裂液注入的总流量，单位m³/s；q_i为第i条裂缝分配所得的流量，单位m³/s；ρ为压裂液密度，单位kg/m³；n_fp，_l为第l簇孔眼数量；d_fp，_l为第l簇孔眼直径，单位m；α_fp，_l为第l簇孔眼流量系数，一般取0.80~0.85。

1.3.7　缝长变异系数

根据各压裂井段各簇水力裂缝长度，计算各压裂井段内的水力裂缝缝长变异系数：

ξ = 1 N H F ∑ i = 1 N H F (L f i - L ¯) 2 / L ¯

（25）

式中：ξ为各压裂井段缝长变异系数；N_HF为各压裂井段内的裂缝条数；i为裂缝序号；L_f_i为第i条裂缝的长度，单位m；

L ¯

为压裂井段内裂缝缝长平均值，单位m。

1.4　计算方法与流程

①根据测井数据解释获取水平段A靶点至B靶点每0.125 m井深处的储层破裂压力；②获取段内均匀射孔布簇下水平井段全部射孔簇点位置和对应破裂压力；③以压裂井段内各簇点处破裂压力差最小化为目标，根据式（1）优化调整各压裂井段内射孔簇点位置和对应破裂压力；④联立式（2）—式（11），计算缝内流体压力和裂缝诱导应力干扰下的非均匀应力场和裂缝开度；⑤联立式（12）—式（24），结合步骤②得到的射孔簇点优化前的破裂压力和步骤④计算得到的裂缝开度，计算页岩油水平井均匀射孔布簇下压裂裂缝参数；⑥结合式（25），根据各压裂井段各簇水力裂缝长度，计算各压裂井段内的水力裂缝缝长变异系数。

射孔簇点位置优化调控裂缝均衡延伸示意图如图2所示。

2　矿场应用与分析

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基于上述计算方法与流程，利用建立的页岩油水平井射孔簇点位置优化方法和多簇裂缝延伸模型，模拟表征射孔簇位置优化前后压裂裂缝延伸形态，对比分析射孔簇位置优化前后的破裂压力和缝长变异系数，对射孔簇位置优化后的裂缝调控效果进行评价。

2.1　储层特征

页岩油NC1井所在区块地层压力为27.7 MPa，地层压力系数为1.35，属于异常高压油气藏；地层温度为66 ℃，温度梯度为2.76 ℃/hm，属于中低温储层；孔隙度集中在6.61%~9.40%，渗透率集中在（0.08~0.9）×10^-3 μm²，含油饱和度介于44.54%~62.02%，杨氏模量介于30.6~34.3 GPa，泊松比为0.22~0.27；储层以孔隙为主要储集空间，孔隙型油藏特征明显，裂缝不发育；水平最大主应力介于50.38~53.30 MPa，水平最小主应力介于41.20~44.00 MPa，垂向主应力介于50.00~51.00 MPa。矿物组成中，长石质量分数介于33.3%~51.2%，石英质量分数介于29.4%~49.2%，黏土矿物质量分数介于7%~16%。储层油品为轻质油，含少量中质油。NC1井测井解释显示该井全井段破裂压力存在较大差异。

2.2　射孔簇点优化前后的破裂压力差

NC1井A靶点井深为2 495 m，垂深为2 078 m，B靶点井深为3 865 m，垂深为2 089 m，实钻水平段长为1 370 m。基于该井实际储层地质参数开展多簇水力裂缝延伸数值模拟，模型地质参数与压裂施工参数如表1所示。

以压裂井段内各簇点处破裂压力差最小化为目标，优化调整各压裂井段内射孔簇点位置。射孔簇点优化前后位置及对应的破裂压力和破裂压力差如图3和图4所示，射孔簇点位置优化后，全井段平均破裂压力差由7.04 MPa降低至1.03 MPa。第12段射孔簇点优化后，破裂压力差降低程度最大，由优化前的36.02 MPa降低至0.79 MPa，射孔簇位置优化后破裂压力差降低效果显著。

2.3　射孔簇点优化前后的缝长变异系数

基于NC1井射孔簇点优化前后的井深及对应的破裂压力，结合表1中的参数，利用构建的页岩油水平井多簇裂缝延伸模型开展裂缝延伸模拟研究，模拟表征NC1井射孔簇点优化前后的裂缝延伸展布形态（图5—图6）。进而计算射孔簇点优化前后各压裂井段内的缝长变异系数（图7）。

NC1井优化前所有井段平均缝长变异系数0.22，且第3段和第12段存在未起裂的射孔簇；优化后各井段缝长变异系数均减小，所有井段平均缝长变异系数为0.09，各井段所有簇点裂缝全部起裂。射孔簇点位置优化后，个别井段（第10、15和19段）局部簇间距较小，在裂缝间应力干扰效应下，各簇水力裂缝不均衡延伸行为仍较为突出，可结合限流压裂、缝口暂堵、平面射孔等工艺方法进一步调控，提升压裂效果。

2.4　应用效果

基于各射孔簇点破裂压力差最小化的目标，对页岩油NC1井进行非均匀射孔布簇。该井压裂期间，采集各井段井口施工压力曲线高频压力波动信息，并根据高频压力波倒谱反演方法^[32]计算各簇裂缝的进液量。该井第7段和全井段各簇裂缝进液量分布情况如图8和图9所示。结果显示，第7段各簇进液量分别为341、338、328、342、320、321 m³，各簇进液量标准差为9.97。基于相同方法，计算得到其他压裂井段各簇裂缝进液量标准差均小于10，因此，利用本研究建立的页岩油水平井射孔簇点位置优化方法对NC1井进行非均匀射孔布簇后，各簇裂缝进液量分配较为均匀，多簇裂缝起裂延伸更加均衡。

3　结论

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以压裂井段内各射孔簇点破裂压力差最小化为目标进行射孔位置优化设计。考虑多簇裂缝缝间应力干扰效应，构建页岩油多簇水力裂缝延伸模型，以页岩油NC1井为例，分别开展射孔簇位置优化前后的水力裂缝延伸模拟，对射孔簇位置优化后的裂缝调控效果进行评价，从而建立页岩油多簇水力裂缝均衡延伸调控方法，得出以下结论：

1）NC1井射孔簇点位置优化后，全井段平均破裂压力差由7.04 MPa降低至1.03 MPa。其中，第12段射孔簇点位置优化后，破裂压力差降低程度最大，由优化前36.02 MPa降低至0.79 MPa，射孔簇位置优化后破裂压力差降低效果显著。

2）NC1井射孔簇点位置优化后，各井段缝长变异系数均减小，全井段平均缝长变异系数由0.22降低至0.09，各井段所有簇点裂缝全部起裂。

3）高频压力波倒谱反演NC1井各段各簇裂缝进液量标准差小于10，各簇裂缝进液量分配较为均匀，所建立的射孔簇点位置优化方法调控多簇裂缝均衡起裂延伸效果显著。

参考文献

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文献

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2026年第16卷第4期

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文章信息

doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025379

接收时间：2025-08-06
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-07-26

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出版历史

收稿日期：2025-08-06

基金

作者信息

¹　西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川　　成都　610500

²　中国石油西南油气田公司页岩气研究院，四川　　成都　610051

³　中国石油川中油气矿，四川　　遂宁　629000

⁴　重庆科技大学，重庆　401331

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/yqcpjykf/CN/10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2025379

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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