張 磊，劉安邦，鐘亞軍，張永飛，王建平

(1. 陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075；2. 陜西省頁巖氣勘探開發(fā)工程技術研究中心，西安 710075；3. 延長油田股份有限公司 勘探開發(fā)技術研究中心，陜西 延安 716001)

0 引言

延長油田東部油區(qū)屬于典型的淺層低滲油藏，壓力低，地層能量不足，物性差，生產井普遍采用瓜膠壓裂液施工，壓后呈現(xiàn)產量低、穩(wěn)產時間短及遞減較快的問題[1]。為了解決上述問題，借鑒延長油田陸相頁巖氣藏開發(fā)的成功經驗，引入大規(guī)?；锼畨毫鸭夹g?；锼畨毫鸭夹g是在清水壓裂的基礎上逐步發(fā)展并完善的一項重要的壓裂增產工藝技術，普遍應用于致密油、頁巖氣等非常規(guī)油氣藏[2]。與常規(guī)瓜膠壓裂液相比，滑溜水壓裂液具有低摩阻、低黏度的特點，更利于產生復雜的縫網，滑溜水壓裂液黏度比較低，為了實現(xiàn)支撐劑的攜帶效果必須以較大的排量進行施工，同時由于大量壓裂液進入地層，也達到了補充地層能量的目的[3-4]。該文優(yōu)化了壓裂液體系和壓裂施工參數，采取純滑溜水、大排量、大液量、低砂比的水平井壓裂工藝，在李××、南××等井區(qū)開展了大規(guī)模滑溜水壓裂試驗，在現(xiàn)場應用中取得了更高的產量和更長的穩(wěn)產期，達到了提高單井產量的預期效果。

1 油藏特征

李××、南××等井區(qū)皆在同一個油區(qū), 都屬于延長組長6油層, 該區(qū)域總體上呈現(xiàn)寬緩的西傾單斜, 東高西低。每層的構造特征都大體一致, 總體發(fā)育呈寬緩的鼻狀隆起構造[5]。該區(qū)長6儲層的巖性以細粒長石砂巖為主, 顆粒的粒徑為0.05～0.70 mm。砂巖的主要礦物成分中長石占30%～74%, 平均49.7%；石英占8%～33%, 平均19.9%；巖屑占1%～16%, 平均6.4%；黑云母占1%～13%, 平均4.1%。巖屑主要有變質巖屑、火成巖屑及少量沉積巖屑。填隙物以自生礦物為主, 平均含量為6.9%, 主要為綠泥石占1.0%～4.5%, 平均2.2%；濁沸石占0～7%, 平均2.7%；方解石占0～15%, 平均1.5%；石英及鈉長石占0～2.5%, 平均0.5%。

油藏受帶狀砂體控制，含油性受巖性、物性控制，為典型的特低滲巖性油藏，油層巖性、物性、含油性具典型的非均質性特點。油藏埋深為442～936 m，平均油層深度為662 m；根據高壓物性資料，壓力系數約為0.72；儲層孔隙度最大值為12.75%，最小值為6.77%，平均值為8.74%；儲層滲透率最大值為7.79×10-3μm2，最小值為0.01×10-3μm2，主要分布在0.1×10-3～1.0×10-3μm2之間，平均滲透率為0.82×10-3μm2。該區(qū)域目標儲層物性參數如表1所示，是典型的淺層低壓、低孔、低滲油藏。

表1 目標儲層物性參數

2 滑溜水壓裂液體系選取

滑溜水壓裂液是一種在清水中加入一定量的減阻劑、黏土穩(wěn)定劑、表面活性劑等多種添加劑的新型壓裂液，又被叫做減阻水壓裂液[6-8]。減阻劑是其中最關鍵的一種添加劑，其主要作用是阻止層流向湍流轉變或者減弱湍流程度。延長油田普遍采用的減阻劑摩阻高、儲層傷害嚴重，迫切需要研發(fā)出一套適合目標地層的滑溜水壓裂液體系[9]。

2.1 減阻劑篩選

參照大分子自組裝原則，仿照絲帶及邊界層減阻模型，采用乳液聚合方式自主開發(fā)出聚丙烯酰胺壓裂液減阻劑JHFR-2。如圖1所示，1#和2#減阻劑是傳統(tǒng)陰離子型減阻劑，在溫度為25 ℃、濃度都是1%的情況下進行溶解試驗，可以看出，1#和2#減阻劑完全溶解后，溶液呈乳白色，并且溶液中有少量絮狀不溶物，說明1#和2#減阻劑的溶解速率慢，溶解性差；JHFR-2減阻劑溶液呈無色透明狀態(tài)，說明其溶解性好。

圖1 減阻劑溶液Fig.1 Drag-reducing solution

圖2 不同減阻劑的減阻率Fig.2 Drag reduction rate of different drag reducers

在溫度為25 ℃、流速為10 m/s條件下，測試了3種減阻劑在不同濃度下的減阻率，對比結果如圖2所示。在流速和含量都一樣的情況下，JHFR-2減阻劑的減阻率最高，減阻效果最好。在JHFR-2減阻劑含量不變的情況下，隨著流速的增加，壓裂液的減阻率呈現(xiàn)逐步升高的趨勢，但增加的幅度逐漸減小并趨于平穩(wěn)。在流速一定的情況下，隨著JHFR-2減阻劑濃度的增加，減阻率也隨之升高，減阻效果越好；但從0.10%濃度增加到0.15%濃度時，減阻率增加幅度較小，這是因為隨著含量的增加，單位體積液體中減阻劑達到了飽和，再繼續(xù)增加減阻劑含量，減阻率變化不大，趨于穩(wěn)定。因此，為了既保證減阻率又降低成本，選擇JHFR-2減阻劑的含量為0.10%。

2.2 多功能添加劑篩選

測試了3種多功能添加劑在不同濃度下的表面張力和黏土防膨性，對比結果如表2所示。同一種添加劑隨著含量的增加，表面張力越小，黏土膨脹體積也越小，但變化幅度越來越??；在0.2%的相同含量下，JHFD-3的表面張力最小，JHFD-2黏土膨脹體積最小。綜合考慮兩方面因素，選擇JHFD-2添加劑；為了保證添加劑效果，同時降低成本，選擇0.2%含量的JHFD-2添加劑。

表2 多功能添加劑評價結果Table 2 Evaluation results of multifunctional additives

結合目標區(qū)試驗井區(qū)低孔、低滲的物性特征，加上室內試驗篩選，決定在目標井區(qū)采用可循環(huán)使用的低傷害減阻劑滑溜水壓裂液體系，基礎配方為0.1%JHFR-2減阻劑+0.2%JHFD-2多功能添加劑+0.1%JHS殺菌劑+水。該配方滑溜水壓裂液減阻效果好，可有效降低表面張力，抑制黏土膨脹，對儲層傷害小，壓后返排液可直接復配再利用。

3 壓裂施工參數確定

以長6儲層試驗區(qū)目標井區(qū)為基礎，采用壓裂軟件Fracpro研究各施工參數對壓裂施工產生的影響，優(yōu)化施工參數。

3.1 施工排量優(yōu)化

壓裂現(xiàn)場施工時，排量的大小決定了壓裂施工效率。隨著施工排量增大，人工裂縫內凈壓力也隨之增大，可以讓主裂縫和次生裂縫更好的溝通，使裂縫形態(tài)更加復雜，有助于提高儲層改造體積[10-11]。采用純滑溜水壓裂也需依靠大排量以增加壓裂液的攜砂能力，將支撐劑輸送至裂縫遠端，實現(xiàn)對主、分、微裂縫的多級支撐。針對目標區(qū)塊，單段選定液量800 m3、砂量60 m3、排量4～12 m3/min，采用Fracpro軟件模擬排量與改造規(guī)模的關系，結果如圖3所示。提高施工排量，裂縫的縫長以及儲層改造體積都相應增加，但增加幅度逐漸減小，這是因為排量增加，縫高會逐漸失控，導致縫長增加幅度減小，浪費能量，考慮現(xiàn)場施工客觀條件以及施工成本，該研究施工排量以10～12 m3/min為宜。

圖3 不同排量下裂縫改造參數Fig.3 Fracture modification parameters under different displacement

3.2 施工液量優(yōu)化

針對目標區(qū)塊，單段選定排量10 m3/min、砂量60 m3、液量400～1 200 m3，采用Fracpro軟件模擬入地液量與改造規(guī)模的關系，結果如圖4所示。

圖4 不同液量下裂縫改造參數Fig.4 Fracture modification parameters under different fluid volum

增加入地液量，人工裂縫的縫長以及儲層改造體積都相應增加，但增加幅度也呈現(xiàn)減小的趨勢，這是因為隨著入地液量增加，改造體積增大，液體和儲層壁面接觸面積也越大，濾失也就越大，當增加的液量和濾失的液量相同時，儲層改造體積就不會再增加了，因此，在綜合考慮施工成本的基礎上，選擇入地液量800～1 000 m3為宜。

3.3 分段分簇優(yōu)化

在綜合考慮目標儲層物性、應力場特征的基礎上，借鑒頁巖氣成功開發(fā)經驗，在水平井分段壓裂中取消段間距，優(yōu)化縮短簇間距，以此增強應力陰影效應，利用縫間應力干擾促使裂縫形態(tài)更加復雜，顯著提高儲層改造程度[12-15]。針對目標區(qū)塊，采用Fracpro軟件模擬單段不同簇數的改造體積，選定液量800 m3、排量10 m3/min、砂量60 m3，結果如圖5所示。隨著單段簇數的增加，儲層改造體積也隨之增加，增加幅度趨于平穩(wěn)。這是因為當段內簇數增加，簇間距逐漸減小，改造體積會逐漸飽和，當繼續(xù)增加簇數，改造體積增加的幅度就會越來越小，結合現(xiàn)場裂縫監(jiān)測資料，每段4～6簇為宜，相當于將簇間距縮短至10～20 m。當每一段簇數較多的時候，為了保證每一簇人工裂縫都有效改造，可以加入暫堵劑施工。

圖5 不同簇數下裂縫改造參數Fig.5 Fracture modification parameters under different clusters

3.4 支撐劑優(yōu)選

支撐劑的優(yōu)選主要考慮2個因素：一是在壓裂施工過程中，選定的支撐劑需要在地層和施工條件下，使人工裂縫滿足一定的導流能力；二是選定的支撐劑貨源要廣，價位要滿足經濟效益[16-18]。實驗表明，在相同的條件下，陶粒的導流能力接近石英砂的3倍。陶粒與石英砂的性能對比如表3所示，可以看出陶粒在不同的壓力條件下，導流能力遠高于石英砂，同時破碎率也更低。

表3 石英砂與陶粒性能評價對比表

支撐劑所承受的人工裂縫閉合壓力是地層就地應力和井底流動壓力的差值，隨著油井的生產，地層壓力不斷降低，就地應力也將隨之不斷降低[19]。

P=σ-Pf

式中：P為人工裂縫閉合壓力，MPa；σ為地層就地應力，MPa；Pf為井底流動壓力，MPa。

根據地質和工程資料綜合分析，目標區(qū)塊的閉合壓力為8.2～21.3 MPa，采用石英砂就能夠滿足人工裂縫的支撐要求。為了促使壓裂施工過程中形成的微裂縫、分支裂縫和主裂縫都可以有效支撐，形成連續(xù)有效地滲流通道，40～70目的支撐劑

可以進入微裂縫和分支裂縫對裂縫進行支撐，20～40目的支撐劑主要是對主裂縫進行支撐?？紤]到陶粒的長期導流能力優(yōu)于石英砂，因此采取40～70目陶粒以及20～40目石英砂進行組合施工。

3.5 壓裂工藝優(yōu)選

目前在延長油田廣泛使用的水平井體積壓裂工藝有2種：1)橋塞射孔聯(lián)作體積壓裂工藝技術, 該工藝分段分簇間距調整靈活, 施工排量15 m3/min，壓后改造體積大；2)水力噴砂射孔+環(huán)空加砂底封拖動壓裂工藝技術(TDY)，該工藝每段只能射2簇，且簇間距固定，施工排量6～8 m3/min[20]。壓裂工藝對比如表4所示。

表4 體積壓裂工藝對比

TDY壓裂工藝不能滿足大規(guī)?；锼畨毫咽┕づ帕?0～12 m3/min，以及單段簇數4～6簇的需求，因此綜合考慮壓裂改造體積需求和施工安全，優(yōu)選橋塞射孔聯(lián)作體積壓裂工藝技術進行壓裂施工。

4 現(xiàn)場應用

李××平1井，完鉆井深560 m，完鉆層位長6層，采用直徑139.7 mm的N80鋼級套管完井，水平段長度736 m，8段35簇，采用大規(guī)?；锼畨毫淹瓿蓧毫咽┕?，施工排量12 m3/min，施工總入地液量8 696 m3，破裂壓力17.9～34.4 MPa，平均工作壓力18～31 MPa，共加入石英砂286 m3，陶粒93 m3，攜沙液階段綜合砂比為8%。李××平1井壓裂參數統(tǒng)計如表5所示。

表5 李××平1井壓裂參數統(tǒng)計表Table 5 Statistical table of fracturing parameters of well Li XX Ping1

第1段壓裂施工曲線如圖6所示。由圖6可知，提高排量，壓力迅速上升，當壓力達到34.4 MPa時，裂縫開啟，排量提高到12 m3/min并保持平穩(wěn)，壓力逐漸降低，在19 MPa上下保持平穩(wěn)，施工排量和砂量達到設計要求。圖7是通過軟件模擬得到的全井段裂縫效果圖，該壓裂液體系和施工參數有助于提高壓裂成功率。

圖6 第1段壓裂施工曲線Fig.6 Fracturing construction curve of the first section

圖7 李××平1井全井段裂縫模擬圖Fig.7 Fracture simulation diagram of the whole well section of well Li XX Ping1

李××平1井、李××平2井和南××平2井都采用大規(guī)模滑溜水壓裂，與周邊采用瓜膠壓裂液工藝的鄰井生產情況對比如表6所示。與瓜膠體積壓裂井相比，大規(guī)模滑溜水壓裂井平均初期產油增加了7.8 t，提高了124%；累計平均產油增加了1 556 t，提高了51%；1年穩(wěn)產期平均日產液增加了6.5 m3，提高了82%，平均日產油增加了1.5 t，提高了38%。結果表明，滑溜水大規(guī)模壓裂工藝增產效果明顯，初產、穩(wěn)產、累計產量都更高。

表6 大規(guī)?；锼畨毫雅c瓜膠體積壓裂生產情況對比Table 6 Comparison of production situation between large-scale slick water fracturing and guar gum volume fracturing

5 結論

1)延長油田東部油區(qū)屬于典型的淺層低滲油藏，壓力低，地層能量不足，物性差，油井采用常規(guī)瓜膠壓裂施工后呈現(xiàn)產量低、穩(wěn)產時間短、遞減較快的問題。

2)借鑒頁巖氣開采的成功經驗，引進大規(guī)?；锼畨毫?，通過優(yōu)化壓裂液體系和壓裂參數，可以更好地溝通天然裂縫，形成更加復雜的裂縫，既能增大與儲層的接觸面積和改造體積，又能補充地層能量。每一段壓裂施工參數優(yōu)化為10～12 m3/min大排量、800～1 000 m3大液量、8%低砂比、4～6簇細分割，與瓜膠體積壓裂井相比，大規(guī)?；锼畨毫丫骄跗诋a油增加了7.8 t，提高了124%；累計平均產油增加了1 556 t，提高了51%；1年穩(wěn)產期平均日產液增加了6.5 m3，提高了82%；平均日產油增加了1.5 t，提高了38%，油井增產及穩(wěn)產效果顯著提高。

3)建議在水平井體積壓裂施工過程中加入暫堵劑，保證每一簇裂縫都有效開啟，增加每一段壓裂裂縫改造體積，提高壓裂改造效果。