李衛(wèi)東，張 敏，韓龍飛，鄒立萍

(延長油田股份有限公司 勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000)

體積壓裂是在常規(guī)壓裂基礎(chǔ)上發(fā)展起來的針對致密油氣藏的一種高效、經(jīng)濟的水力壓裂技術(shù)[1-3]，通過對水平井進行分段壓裂，提升改造體積，進而提升產(chǎn)量和最終采收率[4]。通過在國內(nèi)外致密油氣藏的廣泛應(yīng)用，促進了各大油田產(chǎn)量的快速提升。

富縣油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中南部，是典型的“三低”油藏，通過常規(guī)水力壓裂難以動用或者改造效果不佳，所以開展體積壓裂技術(shù)在富縣油區(qū)的研究非常必要，并且進一步探索優(yōu)化工藝參數(shù)，增加儲層改造規(guī)模，提升油井產(chǎn)量，有效緩解油田的產(chǎn)量壓力。

1 油區(qū)儲層基本情況

延長油田富縣油區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部，主力儲層為長8儲層，儲層整體表現(xiàn)為一個西傾單斜，坡度0.5 °左右，坡降6～8 m/km，區(qū)域內(nèi)發(fā)育一系列鼻狀隆起，受儲層巖性影響較大，是典型的巖性油藏。長8油層屬于低孔特低滲油藏，儲層巖性致密，孔喉半徑小，必須通過壓裂才能提升油井產(chǎn)能。油藏原始地層壓力為11.3 MPa，壓力系數(shù)0.8，由近年來地層壓力測試情況表明，平均地層壓力為6.4 MPa，壓力保持水平為原始地層壓力的56.6%，壓力保持水平低，地層能量不足。

1.1 儲層巖石礦物特征

長8儲層碎屑主要為長石砂巖，長石占碎屑總體的33%～65%，平均58.25%，以鉀長石為主；石英占碎屑總體的14%～29%，平均20.95%，以單晶石英為主；巖屑含量為3%～8%，平均6.05%，主要為變質(zhì)巖屑和沉積巖屑。

長8儲層填隙物含量較高，一般為2%～23%，平均8.88%，以泥質(zhì)雜基、綠泥石和膠結(jié)物的形式存在，其中泥質(zhì)雜基含量一般為1%～16%，平均5%，綠泥石含量一般為1%～4%，平均1.53%；膠結(jié)物主要為方解石、石英加大和長石加大等，其中方解石含量為1%～6%、石英加大為1%～2%和長石加大為1%～2%。

1.2 孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)

富縣區(qū)域長8儲層原生孔隙相對不發(fā)育，總體含量較少，巖屑溶孔含量次之，以粒間溶孔以及長石溶孔為主要孔隙類型。通過巖心薄片實驗結(jié)果觀察可知，研究區(qū)儲層孔隙按其孔徑大小主要分為四種類型，為大孔、中孔、小孔以及微孔，儲層非均質(zhì)性強且物性差，通過整體觀察對比可知，富縣長8儲層主要發(fā)育中小孔隙，大孔及微孔發(fā)育程度不高。

1.3 儲層物性特征

長8油層孔隙度為1.8%～14.6%，總體平均值為7.7%、有效平均值為9.2%，滲透率為(0.01 ～3.78)×10-3μm2，總體平均值為0.36×10-3μm2、有效平均值為0.69×10-3μm2。儲層整體分為兩個小層，長82儲層孔隙度主要在4%～10%間，滲透率主要在(0.1～0.6)×10-3μm2之間；長81儲層孔隙度主要在5%～10%之間，滲透率主要在(0.1～0.7)×10-3μm2之間。

1.4 儲層裂縫發(fā)育特征

天然裂縫的發(fā)育程度是儲層壓后形成縫網(wǎng)程度的關(guān)鍵影響因素。通過巖心觀察、電鏡掃描、熒光薄片以及鑄體薄片，長8儲層發(fā)育有大量的天然裂縫，其中包括微裂縫、高角度裂縫、高導(dǎo)縫和垂直裂縫等。對區(qū)塊長8儲層巖心薄片觀察結(jié)果顯示(見圖1)，裂縫、微裂縫發(fā)育概率在68.5%左右，裂縫密度為每10 m 3條。結(jié)果表明：長8儲層中天然裂縫較發(fā)育，從裂縫發(fā)育的角度考慮，區(qū)塊長8致密砂巖油藏儲層可以形成較為復(fù)雜的縫網(wǎng)。

圖1 (A)微觀孔喉發(fā)育特征；(B)粒間微裂縫發(fā)育形態(tài)圖

1.5 儲層巖石力學(xué)特征

長8儲層巖心楊氏模量介于24.5～30.6 GPa之間，平均楊氏模量26.6 GPa；泊松比介于0.216～0.254之間，平均泊松比0.23；抗壓強度介于159.46～220.01 MPa間，平均抗壓強度185.7 MPa；抗張強度介于13.79～20.18 MPa之間，平均抗張強度16.81 MPa。根據(jù)公式1～3，求得該區(qū)域平均儲層脆性指數(shù)36.5，結(jié)果表明：長8儲層巖石脆性較強，利于通過水力壓裂技術(shù)在地層中形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。

BRIT=(YM_BRIT+PR_BRIT)/2

(1)

YM_BRIT=(E-1)/(8-1)×100%

(2)

PR_BRIT=(υ-0.4)/(0.16-0.4)×100%

(3)

式中，BRIT為巖石脆性指數(shù)；YM_BRIT為歸一化后的楊氏模量；PR_BRIT為歸一化后的泊松比；E為楊氏模量(GPa)；υ為泊松比。

1.6 儲層地應(yīng)力特征

通過對長8儲層巖心進行Kaiser效應(yīng)測試，長8儲層垂向應(yīng)力梯度為2.763 MPa/100 m，最大水平主應(yīng)力梯度為2.004 MPa/100 m，最小水平主應(yīng)力梯度為1.378 MPa/100 m，最大水平主應(yīng)力梯度和最小水平主應(yīng)力梯度差值為0.626 MPa/100 m，其對應(yīng)最大水平主應(yīng)力和最小水平主應(yīng)力差值為8.01 MPa。

通過以上儲層特征可以得出，長8儲層可以通過水力壓裂形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，但是需要進一步優(yōu)化施工參數(shù)，提升壓裂效果。

2 體積壓裂技術(shù)優(yōu)選

富縣油區(qū)長8油層目前多采用常規(guī)水力壓裂進行改造，平均排量2.0～2.4 m3/min，加砂30～45 m3，砂比15%，投產(chǎn)后初周月日產(chǎn)液2～5 m3，初周月日產(chǎn)油0.5～1.5 m3，含水13%～69%，初始產(chǎn)量較低，并且穩(wěn)產(chǎn)效果差，導(dǎo)致采油速度和采收率偏低，急需改變儲層改造方式，提升油井產(chǎn)量。

圖2 體積壓裂裂縫擴展示意圖

體積壓裂的作用機理是通過增加排量、砂量和液量對油層進行大規(guī)模壓裂(如圖2所示)，在形成多條主裂縫之外，使儲層內(nèi)的天然裂縫擴張、巖石層理發(fā)生剪切滑移、主裂縫側(cè)向形成二級裂縫，并且在二級裂縫的側(cè)向上繼續(xù)形成次生裂縫，各類裂縫相互交織形成復(fù)雜縫網(wǎng)，對儲層進行徹底改造，提升油井初始產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)周期，最終達到提高采收率的目的[5-7]。

目前延長油田常用的體積壓裂工藝主要有水力噴砂射孔+環(huán)空加砂技術(shù)、分段多簇橋塞射孔聯(lián)作技術(shù)[8-9]。水力噴砂射孔+環(huán)空加砂技術(shù)俗稱“TDY”技術(shù)，采用油管攜帶噴槍進入井筒，可以實現(xiàn)連續(xù)多段壓裂，壓后可以放噴，減少對儲層的傷害，缺點是排量較小，噴槍位置固定，并且不能帶壓作業(yè)。分段多簇橋塞射孔聯(lián)作技術(shù)，采用水力泵送、橋塞座封、套管加砂壓裂等方式，可以實現(xiàn)大排量、大液量的帶壓作業(yè)，利用多簇射孔，形成復(fù)雜縫網(wǎng)，提升改造體積，缺點是砂堵處理復(fù)雜，并且壓裂液在儲層中滯留時間長，需要磨鉆橋塞等。兩種工藝具體特征及適用范圍如表1。

表1 壓裂工藝對比表

儲層改造體積越大，泄油區(qū)域越大，近井周圍滲流阻力越小，體積壓裂水平井穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能越高。因此，應(yīng)結(jié)合壓裂工藝和經(jīng)濟條件優(yōu)化裂縫參數(shù)，盡可能增大儲層改造范圍。密切割+大液量儲層改造技術(shù)實現(xiàn)了對常規(guī)體積壓裂的優(yōu)化，通過對射孔簇數(shù)、壓裂液體系和液量的調(diào)整，提高地下縫網(wǎng)改造復(fù)雜程度，有效提高水平井橫向動用程度，增加水平井泄油體積，可以解決壓裂后初產(chǎn)高、降產(chǎn)快、穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量低的問題。

富縣油區(qū)長8儲層砂體沉積較厚，構(gòu)造穩(wěn)定，通過對常用的兩種工藝進行優(yōu)選，多采用改造規(guī)模大的分段多簇橋塞射孔聯(lián)作技術(shù)進行施工，并且對施工參數(shù)優(yōu)化，采用密切割+大液量模式，進一步增大改造體積，提高改造復(fù)雜程度。

3 現(xiàn)場施工應(yīng)用

3.1 體積壓裂在常規(guī)井上的應(yīng)用

根據(jù)本文研究成果，在常規(guī)井壓裂中分別使用體積壓裂和常規(guī)壓裂進行效果比較。H113-1井和H113-6井是同一井場的兩口常規(guī)井，儲層條件相近，H113-6井設(shè)計排量8 m3/ min，加砂70 m3，砂比12%；H113-1井設(shè)計排量2.0～2.4 m3/ min，加砂40 m3，砂比15%，兩口井均采用瓜膠壓裂液體系。投產(chǎn)后H113-6初周月日產(chǎn)油2.82 t/d，H113-1初周月日產(chǎn)油0.73 t/d，體積壓裂效果是常規(guī)壓裂的4倍左右，穩(wěn)產(chǎn)效果也優(yōu)于常規(guī)壓裂，如圖3所示。

圖3 常規(guī)壓裂與體積壓裂效果對比圖

3.2 體積壓裂在水平井上的應(yīng)用

根據(jù)本文研究成果，在水平井壓裂中采用水力噴砂+環(huán)空加砂工藝和密切割+大液量橋塞射孔聯(lián)作工藝進行效果比較。M8平1井和M平16井水平段相距400 m，儲層條件相近，油層厚度10～12 m。M8平1井水平段長度873 m，將水平段分為11段，對該井采用簇式射孔+速鉆橋塞分段壓裂技術(shù)，密切割+大液量體積壓裂工藝，壓裂液采用純滑溜水補充地層能量、形成復(fù)雜縫網(wǎng)。該井入地總液量8 639 m3，加砂530 m3，平均每段加砂45～50 m3，施工排量10 m3/min。圖4所示為其中一段壓裂曲線，加砂量48 m3，入地液量801 m3，施工排量10 m3/ min，破裂壓力48.3 MPa，工作壓力37.8 MPa，停泵壓力13.7 MPa。

圖4 M8平1井某段壓裂曲線圖

M8平1井初周月日產(chǎn)液54 m3，日產(chǎn)油25.8 t，綜合含水42.9%，目前日產(chǎn)液18.7 m3，含水60%，日產(chǎn)油6.28 t；M平16井采用水力噴砂+環(huán)空加砂工藝，初周月日產(chǎn)液19.1 m3，日產(chǎn)油4.43 t，綜合含水66.7%，同時間日產(chǎn)液5.83 m3，含水26%，日產(chǎn)油3.64 t，對比可見M8平1井初產(chǎn)高，并且穩(wěn)產(chǎn)效果好。

4 結(jié)論和建議

(1)根據(jù)富縣長8油層儲層物性和巖石力學(xué)特征分析，可以通過體積壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)，現(xiàn)場實施投產(chǎn)效果優(yōu)于常規(guī)壓裂工藝。

(2)通過優(yōu)化射孔簇數(shù)、壓裂液體系和用量，在水平井傳統(tǒng)體積壓裂的基礎(chǔ)上采用密切割+大液量的壓裂模式，提高地下縫網(wǎng)改造復(fù)雜程度，在現(xiàn)場實施中取得了良好效果，M8平1井初產(chǎn)高于M平16井，并且穩(wěn)產(chǎn)周期更長。

(3)致密油藏體積壓裂取得了良好的效果，但依然需要進一步優(yōu)化段和簇的合理分布，降低施工成本，優(yōu)化壓裂方案。