縫網壓裂技術在鄂爾多斯盆地S區塊特低滲透砂巖油藏水平井開發中的應用

梁衛衛，張 亮，崔鵬興，唐后軍，丁 磊，杜林徽

（1. 陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2. 陜西延長油田股份有限公司富縣采油廠）

水平井縫網壓裂技術是近幾年來開發致密砂巖油藏及特低、超低滲油藏的重要技術手段之一[1–2]，該技術可以在地下形成復雜的裂縫群體，溝通水平井井筒附近、上下油層及遠端油層[3–4]，有效增加單井泄油面積、提高動態控制儲量、保障波及區域內壓力均勻，從而獲得較高單井產量以及延長油井穩產時間。當前，對于縫網壓裂中縫網形成的地質力學條件研究已經取得了一定的認識，如針對于天然裂縫發育與天然裂縫不發育儲層縫網壓裂時裂縫內凈壓力值的大小等均給出了說明[1–4]。但對于水平井+縫網壓裂技術在特低滲、超低滲油藏中的裂縫形態精確描述還處在探索階段。前人主要研究了壓裂液優化配置及施工參數、水力裂縫的誘導應力差模型及裂縫形成機理，以及應用數值模擬方法研究壓裂裂縫最優間距等[5–6]，均取得了一定的認識。開發實踐得出，縫網壓裂技術較適用于儲層物性較差的致密砂巖厚油藏開發。

1 區塊概況

1.1 地質基礎

研究區S區塊位于鄂爾多斯盆地二級構造單元陜北斜坡南部，區內局部鼻狀微構造發育，無斷層發育。三疊系延長組是研究區的油氣儲層。根據盆地沉積演化史等資料可知，延長組長8油層組沉積大背景為湖泊三角洲沉積環境，物源為北東–南西向，主要發育三角洲前緣和前三角洲兩種亞相，細分為水下分流河道、水下分流河道間和前三角洲泥三類微相。延長組長8油層組細分為長81及長82兩個油層亞組，其中長821為主力開發目的層，該小層屬于水下分流河道沉積，常見交錯層理及水平層理，砂體呈現正韻律特征，該小層平均孔隙度9.76%，平均滲透率 0.35×10–3μm2，砂體厚度30～35 m，油層厚度20～25 m，屬于較厚致密砂巖儲層[7]。

1.2 地應力特征

由野外露頭、巖心觀察及裂縫監測等資料得知，研究內長8油層組發育天然裂縫，具有縫網壓裂改造的內在潛力；同時該小層水平最小主應力梯度0.0141～0.0197 MPa/m，通過計算得出水平主應力差異系數小于 0.3，具備形成壓裂縫網的應力條件[8]。參考實驗室資料得知，鄂爾多斯盆地構造緩和區域低滲透砂巖的抗張強度在3MPa左右[9]。

2 縫網壓裂機理及參數設計

2.1 縫網壓裂機理

（1）縫網壓裂原理?？p網壓裂即利用儲層巖石水平主應力差值、巖石抗張強度及壓裂時裂縫內的凈壓力值的大小關系，通過調整壓裂施工參數等措施在儲層巖石上形成分支縫，多個分支縫交錯形成“網狀縫”的裂縫分布體系。

（2）形成縫網的地應力條件。參考前人研究成果，對于天然裂縫發育的儲層，施工時裂縫內凈壓力值必須大于儲層巖石的水平主應力差值；對于天然裂縫不發育的儲層，凈壓力值必須大于儲層巖石水平主應力差值及巖石的抗張強度之和，才能克服應力條件在儲層巖石上形成新的分支縫[10–12]。

（3）縫網壓裂施工特點。縫網壓裂通過分段多簇射孔，采用大排量、高液量等方式在儲層中形成網狀裂縫，該裂縫系統可以有效增大儲層的滲透率、滲流面積及裂縫的導流能力，實現對儲層巖石在立體上的全方位改造，極大提高單井產量。與常規壓裂對比，縫網壓裂一般采用低黏度壓裂液體系，采用分段多簇，減小段間距，增加裂縫間干擾帶，小粒徑、高排量等施工工藝，可在儲層中形成區分于常規壓裂單一裂縫的網狀裂縫。

2.2 縫網壓裂參數設計

（1）施工凈壓力。壓裂施工時，使用邊界元法對裂縫延伸進行了模擬研究，采用凈壓力系數法對施工壓力及裂縫延伸進行研究[13]，凈壓力系數表達式為：

式中：Rn為凈壓力系數；Pf為裂縫內的流體壓力，MPa；、σmax、σmin分別為儲層巖石的水平最大及最小主應力，MPa。

通過實驗研究得知，施工時裂縫內的凈壓力系數越大，形成的裂縫系統越復雜，通過采用大排量施工提高施工壓力可以有效形成復雜的縫網系統。

（2）施工排量。施工排量是影響裂縫內流體凈壓力系數的重要參數，施工排量越大，凈壓力系數越大，形成的裂縫系統越復雜，因此大排量施工是確?？p網壓裂成功的前提。綜合考慮現場施工設備、壓裂層段儲層應力條件及已壓裂水平井資料，水平井1長821小層壓裂施工時前期采用低排量，將前置液充分進入儲層天然裂縫及高滲透條帶內，壓開地層后再提高排量對裂縫系統進行充分拓展。因此本次施工前置液階段排量2～6 m3/min，攜砂液階段排量10 m3/min，確保在儲層中形成復雜的縫網。

（3）壓裂液體系。在儲層巖石應力條件一致的前提下，壓裂液體系黏度越小，摩阻越低，導壓性能越好，越有利于開啟微裂縫，即壓裂時產生的人工縫與天然裂縫的轉向延伸凈壓力越小，更容易形成復雜縫網。根據儲層實際及室內實驗數據，壓裂液體系分為前置液體系及主壓裂階段壓裂液體系兩類，前置液體系由活性水+0.3%表面活性劑+0.3%黏土穩定劑+0.1%抑菌劑等組成，主壓裂階段壓裂液由滑溜水+基液+交聯液+支撐劑組成，其中主要添加劑為0.5%降阻劑、0.4%活性劑、0.3%穩定劑、0.2%破乳劑、0.35%的增稠劑、0.1%的低溫激活劑、0.5%的交聯劑、0.003%破膠劑，各種液體配方性能滿足施工要求，支撐劑主要由40/60目高強度陶粒及20/40目的中高強度石英砂組成。

（4）加砂量及平均砂比。縫網壓裂儲層改造一般為大砂量、高液量[14–15]，考慮壓裂目的層裂縫延伸長度及相關參數，采用壓裂軟件計算出研究區每段加砂規模為35～50 m3。本次壓裂設計采用逐級提高砂比的加砂方法，該方法的優勢為提高支持劑砂量的利用率，降低造縫時產生的附加壓力降，最大程度降低裂縫內流體的凈壓力值損失。本次壓裂設計起步砂比為3%～5%，最高砂比30%～35%，平均砂比15%～20%。

3 現場應用及效果分析

3.1 施工情況

水平井1目的小層為長821，水平段長950 m。為進一步提高儲層壓裂改造效果，根據縫網壓裂施工理論及相關技術，采用分級壓裂易鉆橋塞及射孔聯作工藝進行縫網壓裂現場施工，共壓裂 14段 39簇，平均段間距35 m，射孔簇間距20 m。每段壓裂前先采用兩段酸液對壓裂段進行處理，中間用滑溜水段塞隔開，保障射孔孔眼的清潔及達到較低的破裂壓力。針對每一段施工，采用滑溜水造縫，施工排量6～10 m3/min，攜砂液施工排量10 m3/min；中間加基液段塞進行支撐劑清掃及攜帶，單段平均用液量710 m3，單層平均加砂量50 m3。整個壓裂共使用活性水1 000 m3，滑溜水3 800 m3，基液3 100 m3，交聯液2 100 m3，總液量合計10 000 m3；支撐劑陶粒280 m3，石英砂430 m3，共計710 m3。

3.2 施工過程分析

統計水平段14段壓力施工曲線表明，其具有明顯的多分支縫或微裂縫形成特征，在前置液注入過程中，油壓達到破壓后曲線基本呈現鋸齒狀特征，這與常規壓裂中油壓曲線特征有一定的不同。

圖1中第四段壓裂過程中共加入前置液56.4 m3，攜砂液 515.7 m3，頂替液 32.0 m3，加入常規粒徑0.425～0.85 mm石英砂支撐劑45.0 m3；大排量、大液量施工過程中，油壓值不斷上升達到破壓，其克服了儲層應力值在儲層中形成主裂縫，此時油壓有一定程度的降低，但由于施工排量大，儲層中破裂產生的裂縫體積很快被壓裂液充填，使得油壓再次增高，此時逐級提高砂比達到設計砂比，形成第一階段主裂縫填砂支撐，停止加砂程序；當進行第二階段加砂時，油壓相比于第一階段高2.4 MPa（第五段壓裂中第二階段油壓增高4.5 MPa），第二階段裂縫內的凈壓力值有大幅增加，可以壓開新的分支縫，后續加砂階段壓力重復上升，進而形成縫網。

統計該井14段壓裂曲線數據表明，階段加砂過程中油壓呈現鋸齒狀特征，壓力差值在2.2～5.4 MPa，說明壓裂過程中在儲層中形成了網狀裂縫。同時，隨著壓裂過程中砂比的不斷增高及段塞基液的加入，油壓有一定程度的增高，從圖1A可以看出，油壓在C點上升了1.32 MPa，D點上升了0.4 MPa，裂縫內油壓的相對增大亦可以克服地應力形成多分支縫，說明網狀裂縫系統形成于壓裂的整個過程。為了促進壓裂過程中網狀裂縫的形成，前置液階段排量可以適當加大，提高裂縫內的凈壓力值，同時攜砂液加入過程中適當增加段塞數量，或者在段塞中加入適當的暫堵劑，促使裂縫內凈壓力值再次升高，形成更多的分支縫或微裂縫，達到充分改造儲層的目的。

3.3 裂縫監測解釋

試驗水平井1采用井下微地震監測技術產生的裂縫形態，在監測井中下入檢波器，檢波器收到的大量微地震事件信號，通過背景噪音分析、事件篩選及預處理、后期處理等步驟可得出裂縫的產狀信息；通過數據處理及解釋，可以得到裂縫參數中裂縫基本參數。本次水平井1壓裂階段共監測裂縫事件1 350個，形成平均裂縫長270 m、縫高90 m，縫寬110 m，平均裂縫方向為北東80°的裂縫。

圖1 壓裂施工曲線

3.4 壓后生產分析

截至2016年底，研究區共壓裂投產水平井16口，其中縫網壓裂4口，常規壓裂12口，目的層均為長821小層，儲層物性條件基本相似。通過對比兩種壓裂方式施工參數及壓后油井產量可以得出：縫網壓裂方式可以有效提高水平井初期單井產量及穩定產量，提高單井控制地質儲量，獲得了較好的經濟開發效益，是目前開發致密特低孔、特低滲砂巖厚油藏的重要手段之一（表1）。

表1 壓裂施工參數及壓后效果統計

水平井分段數是影響壓后產量的重要因素，通過對比井2、井3與井4的壓裂參數可以得出，在壓裂段數基本一致的前提下，大液量、高排量的縫網壓裂模式下水平井產量為常規壓裂模式下的2倍左右。對比井1、井2兩口縫網壓裂水平井相關參數（扣除壓裂段數影響）可以得出，施工總液量越大排量越高，壓后水平井的產量越高。

施工液量、排量是影響壓后油井產量的重要因素，排量相對較高可以在儲層主裂縫內形成更高的凈壓力值，達到儲層形成多分支縫及微裂縫的地應力條件，因此高排量施工可以在儲層中形成體積較大的縫網體，較高的裂縫導流能力及相對較大的滲流面積為油井高產穩產提供了物質基礎。對比縫網壓裂與常規壓裂初期及穩定產量也證實了縫網壓裂后水平井初期產量相對較高，穩定產量也相對較好，達到了高效開發致密砂巖儲層的目的。

4 結論

（1）S區塊屬于特低孔、超低滲致密砂巖儲層，該類儲層天然裂縫及層理發育，壓裂后可形成網狀裂縫系統；裂縫監測資料也證實縫網壓裂可以在儲層中形成復雜分布的裂縫系統。

（2）縫網壓裂技術采取的大液量、大排量等施工參數可以在儲層中形成網狀裂縫，有效增大單井泄油面積，增大裂縫導流能力，大幅度提高單井產量，實現了經濟有效開發致密儲層的目的。同時為了有效提高裂縫內的凈壓力值，在前置液注入過程中適當提高排量，或者在攜砂液注入過程中增加基液的段塞數量或者在段塞基液中加入適當數量的暫堵劑，可以達到儲層壓裂網狀裂縫的應力條件。

（3）對于儲層物性較差的特低孔、超低滲致密砂巖油藏，通過水平井+縫網壓裂開發技術可以達到有效開發的目的，本文的壓裂實例進一步驗證了縫網壓裂技術在該類儲層中應用的可行性。