梁衛(wèi)衛(wèi)，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(wǎng)壓裂技術是近幾年來開發(fā)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(tài)控制儲量、保障波及區(qū)域內壓力均勻，從而獲得較高單井產(chǎn)量以及延長油井穩(wěn)產(chǎn)時間。當前，對于縫網(wǎng)壓裂中縫網(wǎng)形成的地質力學條件研究已經(jīng)取得了一定的認識，如針對于天然裂縫發(fā)育與天然裂縫不發(fā)育儲層縫網(wǎng)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(wǎng)壓裂技術在特低滲、超低滲油藏中的裂縫形態(tài)精確描述還處在探索階段。前人主要研究了壓裂液優(yōu)化配置及施工參數(shù)、水力裂縫的誘導應力差模型及裂縫形成機理，以及應用數(shù)值模擬方法研究壓裂裂縫最優(yōu)間距等[5–6]，均取得了一定的認識。開發(fā)實踐得出，縫網(wǎng)壓裂技術較適用于儲層物性較差的致密砂巖厚油藏開發(fā)。

1 區(qū)塊概況

1.1 地質基礎

研究區(qū)S區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地二級構造單元陜北斜坡南部，區(qū)內局部鼻狀微構造發(fā)育，無斷層發(fā)育。三疊系延長組是研究區(qū)的油氣儲層。根據(jù)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(huán)境，物源為北東–南西向，主要發(fā)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(fā)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(xiàn)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(jiān)測等資料得知，研究內長8油層組發(fā)育天然裂縫，具有縫網(wǎng)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(shù)小于 0.3，具備形成壓裂縫網(wǎng)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(qū)域低滲透砂巖的抗張強度在3MPa左右[9]。

2 縫網(wǎng)壓裂機理及參數(shù)設計

2.1 縫網(wǎng)壓裂機理

（1）縫網(wǎng)壓裂原理。縫網(wǎng)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(shù)等措施在儲層巖石上形成分支縫，多個分支縫交錯形成“網(wǎng)狀縫”的裂縫分布體系。

（2）形成縫網(wǎng)的地應力條件。參考前人研究成果，對于天然裂縫發(fā)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(fā)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(wǎng)壓裂施工特點?？p網(wǎng)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(wǎng)狀裂縫，該裂縫系統(tǒng)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(xiàn)對儲層巖石在立體上的全方位改造，極大提高單井產(chǎn)量。與常規(guī)壓裂對比，縫網(wǎng)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(qū)分于常規(guī)壓裂單一裂縫的網(wǎng)狀裂縫。

2.2 縫網(wǎng)壓裂參數(shù)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(shù)法對施工壓力及裂縫延伸進行研究[13]，凈壓力系數(shù)表達式為：

式中：Rn為凈壓力系數(shù)；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(shù)越大，形成的裂縫系統(tǒng)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(wǎng)系統(tǒng)。

（2）施工排量。施工排量是影響裂縫內流體凈壓力系數(shù)的重要參數(shù)，施工排量越大，凈壓力系數(shù)越大，形成的裂縫系統(tǒng)越復雜，因此大排量施工是確?？p網(wǎng)壓裂成功的前提。綜合考慮現(xiàn)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(tǒng)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(wǎng)。

（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(chǎn)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(wǎng)。根據(jù)儲層實際及室內實驗數(shù)據(jù)，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(wěn)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(lián)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(wěn)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(lián)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(wǎng)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(shù)，采用壓裂軟件計算出研究區(qū)每段加砂規(guī)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(yōu)勢為提高支持劑砂量的利用率，降低造縫時產(chǎn)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(xiàn)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(jù)縫網(wǎng)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(lián)作工藝進行縫網(wǎng)壓裂現(xiàn)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(lián)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(tǒng)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(xiàn)鋸齒狀特征，這與常規(guī)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(guī)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(chǎn)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(xù)加砂階段壓力重復上升，進而形成縫網(wǎng)。

統(tǒng)計該井14段壓裂曲線數(shù)據(jù)表明，階段加砂過程中油壓呈現(xiàn)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(wǎng)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(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)形成于壓裂的整個過程。為了促進壓裂過程中網(wǎng)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(shù)量，或者在段塞中加入適當?shù)臅憾聞偈沽芽p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(jiān)測解釋

試驗水平井1采用井下微地震監(jiān)測技術產(chǎn)生的裂縫形態(tài)，在監(jiān)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(chǎn)狀信息；通過數(shù)據(jù)處理及解釋，可以得到裂縫參數(shù)中裂縫基本參數(shù)。本次水平井1壓裂階段共監(jiān)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(chǎn)分析

截至2016年底，研究區(qū)共壓裂投產(chǎn)水平井16口，其中縫網(wǎng)壓裂4口，常規(guī)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(shù)及壓后油井產(chǎn)量可以得出：縫網(wǎng)壓裂方式可以有效提高水平井初期單井產(chǎn)量及穩(wěn)定產(chǎn)量，提高單井控制地質儲量，獲得了較好的經(jīng)濟開發(fā)效益，是目前開發(fā)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(shù)及壓后效果統(tǒng)計

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

施工液量、排量是影響壓后油井產(chǎn)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(wǎng)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(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了物質基礎。對比縫網(wǎng)壓裂與常規(guī)壓裂初期及穩(wěn)定產(chǎn)量也證實了縫網(wǎng)壓裂后水平井初期產(chǎn)量相對較高，穩(wěn)定產(chǎn)量也相對較好，達到了高效開發(fā)致密砂巖儲層的目的。

4 結論

（1）S區(qū)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(fā)育，壓裂后可形成網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)；裂縫監(jiān)測資料也證實縫網(wǎng)壓裂可以在儲層中形成復雜分布的裂縫系統(tǒng)。

（2）縫網(wǎng)壓裂技術采取的大液量、大排量等施工參數(shù)可以在儲層中形成網(wǎng)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(chǎn)量，實現(xiàn)了經(jīng)濟有效開發(fā)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(shù)量或者在段塞基液中加入適當數(shù)量的暫堵劑，可以達到儲層壓裂網(wǎng)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(wǎng)壓裂開發(fā)技術可以達到有效開發(fā)的目的，本文的壓裂實例進一步驗證了縫網(wǎng)壓裂技術在該類儲層中應用的可行性。