子長油田肖家河區長4+5、長6儲層壓裂特征研究

李國雄，史 飛，劉 鼎，陳向東，程某存，徐少華，趙艷林

(1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質學系，陜西 西安 710069；2.延長油田股份有限公司子長采油廠，陜西 子長 717300)

鄂爾多斯盆地低滲-特低滲巖性油氣藏，普遍具有低滲透、低壓、低產、低豐度等特征，為了有效地提高油氣田的滲透率，達到理想的投產效果，壓裂改造技術成為最重要的增產手段。國內外針對不同地區的低滲儲層，壓裂技術選擇逐步多元化。壓裂技術最早起源于美國，上世紀70年代應用于低滲透油氣田，我國現今低滲儲層壓裂技術的應用比較成熟，主要有水力壓裂、水平井分段壓裂、爆破壓裂、重復壓裂、暫堵壓裂、CO2泡沫壓裂等技術方法[1-5]。針對不同的儲層，選擇適應的方法也不同，同時壓裂液類型和支撐劑類型對壓裂工藝影響也很大，通過對子長油田肖家河區壓裂技術進行研究及應用效果評價，充分認識該區的壓裂機理和特征，對油田實現增產和穩產的目標具有一定意義。

1 研究區概況

子長油田肖家河區位于鄂爾多斯盆地一級構造單元伊陜斜坡東部，構造相對簡單，總體上是平緩的西傾單斜，坡度為0.5°左右，每km坡降8～10 m，構造圈閉不發育，主要以巖性油氣藏為主，局部發育差異壓實形成的低幅度鼻狀隆起構造，方向近東西向，對油氣富集有一定控制作用。研究區面積23.5 km2，共有各類井276口，完井方式主要是射孔完井，油井射孔后幾乎無自然產能，隨后實施壓裂措施獲得工業油流，壓裂層系主要是長4+5和長6，其中部分老井進行重復壓裂，兩種措施共同開展得以實現油田穩產、增產的目標。

2 壓裂工藝

2.1 壓裂機理

研究區主要壓裂方式是水力壓裂，其工作原理是利用地面高壓泵組，將壓裂液(前置液)注入井中，然后在井底形成高壓，等待壓力超過井射孔段地應力及巖石抗壓強度后，該段地層將破裂成縫，壓裂液(攜砂液)攜帶支撐劑進入裂縫并將支撐劑輸送到預定位置，而后頂替液將井筒中未到達裂縫的攜砂液替入裂縫中，防止井筒沉砂，停泵后，壓力下降，地層中形成一定高度和長度及寬度的填砂裂縫，填砂裂縫具有很高的滲流能力，能有效地改善儲層物性。部分老井實施重復壓裂以提高單井產量，主要的機理及作用是：①重新開啟原來的壓裂縫；②有效延伸原有裂縫系統，增加了原裂縫系統的滲流通道，擴大了裂縫面與含油層的接觸面積；③二次壓裂產生新裂縫。這些效應說明重復壓裂的也是油田增產必不可少的一種方式。

2.2 壓裂液類型

肖家河區結合儲層的實際情況主要使用胍膠壓裂液，少量井選擇清潔壓裂液。胍膠壓裂液具有價格低廉，施工技術成熟的優勢，占據90%以上的壓裂液市場，但是胍膠壓裂液破膠后會有殘渣產生，對儲層有一定的傷害性，國內一些低滲透油藏在提高交聯劑性能的基礎上，利用低濃度胍膠液實現原有壓裂液的要求，破膠后大幅度降低了殘渣的產生，使儲層傷害大大降低[6]。清潔壓裂液是一種粘彈性物理凝膠水基壓裂液，表面活性劑在溶液中起到了關鍵作用，應用于儲層時，具有慮失量小、不易形成泥餅，儲層傷害小的特點，同時它也能有效地控制支撐裂縫的高度[7]。研究區利用清潔壓裂液這些特點有利于控縫壓裂的實施。

2.3 支撐劑類型

支撐劑在水力壓裂中重要性很高，壓裂縫的導流能力與支撐劑的選擇息息相關。目前，低滲儲層應用的支撐劑主要有人造陶粒、樹脂包層砂和天然石英砂[8]。本區以天然石英砂為主要的支撐劑，粒徑0.5～0.8 mm，與研究區常溫、低壓、淺埋藏的地層特征匹配度高。

3 研究區壓裂特征

3.1 破裂壓力分析

通過對研究區內各含油層系破裂壓力參數進行統計(表1)，發現本區長4+5地層破裂壓力最大值為33.3 MPa，最小值21.8 MPa，平均破裂壓力26.88 MPa；長61地層破裂壓力最大值為45 MPa，最小值13.7 MPa，平均破裂壓力28.7 MPa；長62地層破裂壓力最大值為43 MPa，最小值22 MPa，平均破裂壓力33.12 MPa。壓裂停泵壓力和油層厚度變化不大。破裂壓力隨著地層埋深增大而增大的趨勢較明顯，但是各別油井地層破裂壓力較低，分析認為破裂壓裂不僅僅受埋深的影響，還與地層特征有關，小值的出現推測認為是由壓裂過程中遇到地層構造裂縫引起的原因，同時地層中的流體及砂巖組分結構都會對破裂壓力產生影響。

表1 肖家河區儲層破裂壓力參數統計

3.2 加砂強度分析

加砂強度是油層加砂量與油層厚度的比值。本次研究統計了一定的油層厚度情況下，加砂強度和產液量的數據，繪制了研究區長6油層組加砂強度與產液量的關系圖，見圖1。

圖1 肖家河區長6油層組加砂強度與產液量關系

根據圖1分析我們可以得出：在一定的油層厚度條件下，加砂強度和產液量大致呈正相關關系，即隨著加砂強度的增加，產液量呈現增加的趨勢；而在產液量相同的情況下，4 m厚度油層的加砂強度明顯小于3 m的，即隨著油層厚度的增加，加砂強度逐漸變小。

4 裂縫監測

4.1 天然裂縫

前人研究成果表明：鄂爾多斯盆地延長組主要發育4 種力學成因類型的裂縫，即壓扭縫、張扭縫、膨脹縫和層理縫，根據裂縫強度大小將裂縫發育程度分為不發育、弱發育、較發育和很發育4個級別[9]。陜北地區天然裂縫以構造成因的裂縫為主，子長油田長6天然裂縫以NE方向為主，裂縫角度在40～75°之間，天然裂縫整體弱發育。

4.2 地應力方向

據前人研究結果表明：鄂爾多斯盆地現今最大主應力方向為NE-NEE-近EW向，由盆地西南方向向東北方向逐漸偏轉變大，最大主應力方向一般為NE80°左右[10]。

4.3 人工裂縫

人工裂縫的延伸方向及展布形態受天然裂縫和現今地應力共同控制，人工裂縫與天然裂縫的耦合作用越好，說明天然裂縫對人工裂縫的誘導作用越大，相反，現今最大主應力則成為人工裂縫的主控因素[11]。

根據表2微地震人工裂縫監測統計可知，肖家河區長6儲層壓裂縫主體方向是NE向，裂縫產狀多為斜立，裂縫面有一定的角度，傾角范圍25°～40°之間，裂縫長度45～115 m之間，裂縫高度范圍4～28 m。

研究區人工壓裂縫方位大致可分為三個區間：①NE45°～NE70°之間，典型井是L451、L883和L867，這與天然裂縫方向(NE40°～NE75°)具有耦合性；②NE80°～NE90°之間，典型井是L865、L949和L959，與最大主應力方向(NE80°)基本一致；③NE25°～NE40°之間，典型井是L205和L975，這類井的裂縫方向與天然裂縫方向和最大主應力方向都有明顯夾角，但這些井只占少數。由此對比可以說明肖家河區長6儲層人工裂縫成因比較復雜，主要受天然裂縫和地層最大主應力共同控制，少數還受地層其他因素約束影響。因此在油田后期注水開發注采井網部署時，既要考慮人工縫與天然縫的耦合作用，也要考慮地層最大主應力的影響，同時個別井要結合實際情況進行開發措施，才能使油田達到穩產增產的效益。

表2 肖家河區長6儲層人工裂縫特征參數

5 結論

(1)通過研究區壓裂機理及特征的分析可知：肖家河區長4+5、長6儲層水力壓裂的壓裂液類型以胍膠為主，支撐劑類型以石英砂為主，油藏埋深較淺，地層整體破裂壓力較低。

(2)壓裂過程中，加砂強度與產液量及油層厚度之間存在一定規律，在一定的油層厚度條件下，加砂強度和產液量大致呈正相關性，而在產液量相同的情況下，隨著油層厚度的增加，加砂強度逐漸變小。

(3)微地震監測資料研究可知：本區人工裂縫方位以NE向為主，部分井人工裂縫方向(NE45°～NE70°)與天然裂縫方向(NE40°～NE75°)具有耦合性，另一部分井人工裂縫方向(NE80°～NE90°)與最大主應力方向(NE80°)基本一致，裂縫成因主要受天然裂縫和地層最大主應力共同控制。