李憲文，張礦生，樊鳳玲，唐梅榮

卜向前，王文雄，李向平 （中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安710021）

長慶油田經過40余年的技術攻關與管理創(chuàng)新，目前已實現了特低滲透和超低滲透油藏的規(guī)模開發(fā)。最新資源評價結果表明，鄂爾多斯盆地致密砂巖油藏資源量達到了剩余資源量的20%以上。致密油藏與盆地已開發(fā)的特低滲、超低滲油藏相比，成藏機理、分布規(guī)律、孔喉特征、滲流特征復雜，壓裂裂縫與井網匹配難度大，采用常規(guī)改造工藝單井產量低。前期長慶油田針對致密油藏的開發(fā)試驗平均單井日產油量不到1.0t，現有壓裂改造技術難以實現致密油藏的經濟有效開發(fā)，急需對該類油層開展儲層改造新工藝技術研究，實現其有效開發(fā)，為長慶油田5000萬噸 “上得去、穩(wěn)得住、管得好、可持續(xù)”戰(zhàn)略目標提供重要保障。

近年來，北美地區(qū)非常規(guī)油氣田開發(fā)技術發(fā)展迅速，特別是在致密油氣、頁巖氣開發(fā)方面取得了長足的進步[1]。非常規(guī)油氣產量迅速增長，不僅改變了北美能源生產與消費結構，而且在全球范圍內掀起了一場致密油氣、頁巖油氣的開發(fā)熱潮。國外致密油氣資源能夠得以有效開發(fā)，主要得益于三維地震、油藏精細描述、水平井開發(fā)、體積壓裂與監(jiān)測、“工廠化”作業(yè)，尤其是體積壓裂技術的突破，使得單井產量大幅攀升[2]。國外致密油氣有效開發(fā)的先進技術為盆地致密油藏資源動用提供了一定借鑒。長慶油田密切跟蹤國外致密油儲層改造先進技術理念，分析體積壓裂增產機理及適應性條件，研究盆地致密油儲層特征，并在盆地致密油儲層 （滲透率在0.3mD以下）開展體積壓裂探索研究及試驗，探索了在盆地致密油層中開展體積壓裂的適應性及有效的工藝設計模式及實現方式。

1 盆地致密油層體積壓裂縫網形成分析

1.1 體積壓裂增產機理

“體積壓裂”理念突破了傳統(tǒng)的增產機理，利用 “大排量、低砂比、大液量滑溜水低黏液體體系”的技術做法，開啟天然裂縫，使裂縫壁面產生剪切滑移、錯斷，形成 “自撐”式支撐，形成人工裂縫與儲層天然裂縫相結合并貫穿整個油藏的縫網系統(tǒng)，將儲層改造的方向由提高人工裂縫泄流面積轉變?yōu)閿U大裂縫網絡與油藏的接觸體積，從而達到提高單井產量的目的。

1.2 體積壓裂對儲層特征的要求

國外致密油氣層體積壓裂試驗研究及分析認為[1，3，4]，對于以下幾項特征比較突出的儲層，采用體積壓裂有利于形成較大的裂縫網絡，提高單井產量。

1）低滲透儲層 油氣藏滲透率越低，裂縫所要求的導流能力就越低，與體積壓裂形成的低導流能力裂縫較為適配。國外主要應用于滲透率介于0.05～0.1mD的油氣藏中，或存在天然裂縫、滲透率大于0.1mD的油氣藏。

2）高強度巖石地層 （脆性高） 巖石的彈性模量越高，巖石越堅硬，脆性指數高，易產生剪切破壞，形成剪切裂縫及粗糙的節(jié)理，并保持張開狀態(tài)，同時保持一定的導流能力。國外體積壓裂主要應用于彈性模量大于3.0×104MPa的油氣藏。

3）具天然裂縫的地層 對具有天然裂縫的儲層來說，體積壓裂可以溝通天然裂縫網絡，溝通天然裂縫網絡和井筒之間的流動。

4）儲層兩向應力差較小的油層 兩向應力差小，有利于裂縫轉向、彎曲等，以產生較多支裂縫，有利于形成縫網系統(tǒng)。

1.3 盆地致密儲層形成縫網的地質特征分析

致密油藏是指賦存于油頁巖及其互層共生的致密砂巖儲層中、未經過大規(guī)模長距離油氣運移的油藏，目前致密油藏尚未形成統(tǒng)一定義。以美國Bakken為代表的致密油層，其地下滲透率為0.01～0.1mD。長慶油田根據儲層特征及開發(fā)現狀，將地面氣測滲透率為0.1～0.3mD的油藏劃為致密油層范疇，主要分布在鄂爾多斯盆地B1層和湖盆中部B2層。表1為盆地致密油藏與巴肯 （Bakken）致密油藏特征[2]對比。

表1 鄂爾多斯盆地致密油藏與北美Bakken組致密油藏特征對比表

圖1、2分別為巴肯油層及長慶油田致密油層成像測井成果圖，圖3為長慶油田巖心照片。均顯示出具有較好的天然裂縫發(fā)育。儲層特征對比顯示，盆地致密油層與國外致密油層相比，脆性程度、物性條件、天然裂縫特征等方面有一定的相似性，在一定程度上有利于形成縫網，可以借鑒國外技術理念，開展體積壓裂探索試驗。

圖2 長慶油田致密油層成像測井圖

圖1 巴肯油層成像測井天然裂縫解釋圖

圖3 長慶油田致密油層巖心照片

2 盆地低壓致密油層體積壓裂設計模式探索

國外致密油氣層體積壓裂設計參數的主要特點是采用 “大排量、大液量、低砂比、小粒徑”的設計模式[7]。一般采用水平井開發(fā)，在工藝實現方式上，主要采用裸眼封隔器分級壓裂、速鉆橋塞分級壓裂等工藝方式，施工效率較高。其中巴肯致密油層在2008年后采用體積壓裂技術獲得較高的單井產量，水平井單井產量大幅攀升，初期產量達到12t/d，獲得了較好的開發(fā)效益。

前期儲層特征對比表明，鄂爾多斯盆地致密油層與國外致密油氣層相比，具有一定的相似性，可以借鑒國外儲層改造設計思路，但同時也發(fā)現在壓力因數、天然微裂縫發(fā)育程度等方面存在一定差異。巴肯致密儲層壓力因數高適于采用自然能量開發(fā)；并且天然裂縫發(fā)育且呈多向性，易于形成人造縫與天然裂縫的交錯。盆地致密儲層突出的特點是地層壓力因數低，天然裂縫發(fā)育程度相對較差，并且天然裂縫方位較為單一，70%以上的天然裂縫呈高角度且與最大主應力方向夾角較小。如果按照國外自然能量開發(fā)方式及體積壓裂改造模式將面臨單井產量低、穩(wěn)產難度大的問題；因此國外成熟技術并不完全適用于鄂爾多斯盆地致密油層的勘探開發(fā)，需要開展研究與試驗，探索盆地低壓致密油層有效的體積壓裂設計模式。

國外采用體積壓裂的致密油氣藏普遍壓力因數高，自然能量開發(fā)，體積壓裂設計考慮因素相對較少。鄂爾多斯盆地致密油藏壓力因數低，需要補充能量開發(fā)，體積壓裂設計結合補充能量條件下的注采井網情況及前期井下微地震裂縫測試情況，進行改造體積及工藝設計參數的優(yōu)化，探索適合盆地低壓致密油層的體積壓裂設計模式。

2.1 改造體積及工藝參數優(yōu)化

2.1.1 改造體積的優(yōu)化

改造體積是指通過體積壓裂形成的復雜縫網范圍的總體積。傳統(tǒng)的低滲透油層壓裂設計主要設計兩翼對稱的單條細長裂縫，裂縫的設計以優(yōu)化導流能力、及縫長為主，主要考慮裂縫與儲層滲流能力及井網的匹配。而體積壓裂理念以設計縫網為目標，縫網的設計以優(yōu)化縫網改造體積為主，主要考慮縫網改造體積對產能的影響。

圖4 不同改造體積對采出程度的影響

圖5 體積壓裂縫網網格簡化形式示意圖

天然裂縫發(fā)育的致密儲層具有雙重介質滲流特征，以盆地致密油層典型特征參數及井網形式為基礎，建立了盆地致密儲層縫網優(yōu)化模型，研究不同改造體積對對采出程度的影響 （圖4），優(yōu)化改造體積。其中改造體積的裂縫總長與裂縫半長、裂縫寬度和裂縫間距之間的關系可以按照如下網格簡化形式（圖5）及公式進行計算：

式中：Lf為裂縫總長，m；xf為總縫網半長，m；bf為縫寬，m；dfg為裂縫網格間距，m。

根據式 （1）對總縫長的計算，進一步計算改造體積，并研究不同改造體積對采出程度的影響。通過模擬研究，采出程度隨改造體積增大，但增大到一定程度，由于縫網見水加快，采出程度降低，由此選擇采出程度最大時的改造體積為最優(yōu)的改造體積。

2.1.2 工藝參數的優(yōu)化

前期研究結果表明，體積壓裂施工要形成人工裂縫與天然裂縫的縫網系統(tǒng)，需要達到一定的條件開啟天然裂縫。天然裂縫開啟的凈壓力條件用下式[5]預測：

式中：pnet為天然裂縫開啟的凈壓力，MPa；σh，max、σh，min分別為原始水平最大、最小主應力，MPa；θ為天然裂縫或弱膠結面與儲層最大主應力的夾角，（°）。

根據式 （2），并結合鄂爾多斯盆地致密儲層天然裂縫發(fā)育特征及地應力特征，要開啟天然裂縫需要縫內凈壓力達到8MPa以上，具體到工藝參數，體積壓裂需要較大的排量來獲得較高的凈壓力來開啟天然裂縫，形成縫網，是體積壓裂工藝優(yōu)化需要考慮的基本的問題。

在體積壓裂復雜縫網裂縫擴展模擬及工藝參數優(yōu)化方面，目前國內外研究還不成熟，沒有較為成熟的方法及優(yōu)化軟件可借鑒。國外致密油氣層體積壓裂，主要通過開展不同體積壓裂工藝參數下的井下微地震裂縫測試，評價改造體積，優(yōu)化工藝參數。盆地致密儲層縫網工藝參數優(yōu)化借鑒國外技術做法，開展了井下微地震裂縫監(jiān)測，評價不同工藝參數對縫網改造體積的影響，優(yōu)化工藝參數。

對不同工藝參數下體積壓裂的縫網改造體積進行了研究，分析排量對帶寬的影響、液量對帶長的影響。通過分析研究，總體上，隨著排量的增大 （前期常規(guī)壓力的排量為2～3m3/min），帶寬增大明顯；排量提高至6m3/min時，帶寬顯著增大；但排量大于8m3/min時，帶寬增幅有限 （圖6）。隨壓裂入地液量強度的增大，帶長得到有效增大，入地液量強度達到25m3/m后，帶長增加有限 （圖7）。

圖6 裂縫帶寬與排量的統(tǒng)計關系圖

圖7 壓裂入地液量強度與帶長的統(tǒng)計關系圖

2.1.3 壓裂液及支撐劑優(yōu)化

壓裂液的優(yōu)化借鑒國外改造經驗，結合前期試驗井情況，并考慮體積壓裂工藝排量高、摩阻大、入地液量較大的問題，降低了稠化劑的比例，研發(fā)了新型降阻劑，優(yōu)化了助排劑，形成了一套適于鄂爾多斯盆地儲層特征、并滿足體積壓裂要求的低黏壓裂液體系。室內評價性能良好。支撐劑的優(yōu)化考慮體積壓裂形成的縫網系統(tǒng)，主要采用較小粒徑的支撐劑支撐天然裂縫及小支縫，采用較大粒徑的支撐劑支撐主裂縫。經室內試驗評價，優(yōu)選40～70目與20～40目低密度陶粒組合應用。

2.2 小結

通過以上研究及試驗分析，對于鄂爾多斯盆地低壓致密儲層，在補充能量開發(fā)條件下，初步形成了具有 “較大排量、較大液量強度、中低砂比、大小粒徑支撐劑組合、低黏壓裂液體系”體積壓裂工藝設計模式。

3 壓后分析

2012年，長慶油田開展致密油層體積壓裂縫網匹配壓裂試驗17口直井，投產半年時試驗井單井產量與鄰井相比平均日增油46%；開展了6口水平井體積壓裂試驗，投產初期產量達到10t/d以上，與常規(guī)水平井壓裂相比，單井產量高出6t/d以上，同時含水特征較為穩(wěn)定，取得了良好的試驗效果。

3.1 施工凈壓力特征分析

體積壓裂形成縫網系統(tǒng)，需要開啟天然裂縫，必然需要形成較高的縫內凈壓力，因此可以通過凈壓力分析認識工藝效果。通過對試驗井壓裂凈壓力特征進行對比分析，發(fā)現采用體積壓裂提高排量后，凈壓力得到了有效提高 （圖8）；通過對凈壓力－時間雙對數曲線的進一步分析，施工過程凈壓力－時間雙對數曲線存在多處斜率正負變化 （圖9），綜合分析認為裂縫延伸過程中開啟了多處天然裂縫，有利于形成一定的縫網系統(tǒng)。而常規(guī)壓裂縫內凈壓力－時間雙對數曲線特征主要為正的小斜率平穩(wěn)上升型，天然裂縫開啟的可能性小，主要是主裂縫在縫長方向上的擴展。

圖8 試驗井凈壓力與排量的統(tǒng)計關系圖

圖9 試驗井凈壓力－時間雙對數斜率變化圖

3.2 井下微地震裂縫測試結果分析

為認識盆地致密油層體積壓裂裂縫擴展形態(tài)，開展了井下微地震裂縫測試。測試結果對比分析發(fā)現，體積壓裂與常規(guī)改造工藝相比，改造體積明顯增大，帶寬明顯增大。但進一步分析裂縫形態(tài)，仍然有較強的主裂縫特征 （圖10）。分析認為該區(qū)致密油層體積壓裂形成的裂縫形態(tài)是以主縫為主、天然裂縫開啟及交錯為輔的縫網形式 （圖11），不同于國外致密油氣體積壓裂后復雜的縫網形態(tài) （圖12）。

圖10 盆地致密油層體積壓裂井下微地震裂縫監(jiān)測結果

圖11 盆地致密油層體積壓裂裂縫形態(tài)抽象圖

4 結論與認識

通過開展體積壓裂探索研究與試驗，對盆地致密油層體積壓裂設計模式、縫網形態(tài)、縫網匹配等方面有了基本認識，為致密油層儲層改造工藝設計的進一步優(yōu)化提供了有益的探索與借鑒。

1）探索研究與試驗形成的盆地低壓致密油層體積壓裂設計模式與儲層特征及井網形式具有較好的適應性，有效地提高了單井產量，尤其是水平井體積壓裂增產效果突出，是下步致密油體積壓裂試驗的一個主要方向。

2）體積壓裂增大了改造體積，擴大了泄油體積，但盆地致密儲層體積壓裂縫網形態(tài)是以主裂縫為主，滑移縫、天然縫開啟交錯為輔的縫網系統(tǒng)。與國外復雜縫網存在較大差異。

3）盆地致密儲層由于地層壓力因數低，且形成的縫網形態(tài)是以主縫為主、天然裂縫開啟為輔的小縫網系統(tǒng)，初步認為應堅持以補充能量開發(fā)的方式，深入開展注采方式、注入介質、井網優(yōu)化研究，有利于進一步提高體積壓裂的效果。

4）盆地低壓致密油藏體積壓裂及縫網匹配是一個極具挑戰(zhàn)性的難題，目前開展

的探索研究及試驗取得了一些有益的認識，但下步仍需開展多學科交叉研究，進一步提高總體效果。

圖12 國外致密油氣體積壓裂復雜縫網形態(tài)示意圖

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