致密油藏混合水压裂实例

赵振峰樊凤玲蒋建方王超菲廉静怡

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021；2.中国石油大学提高采收率研究院，北京 102249）

致密油藏混合水压裂实例

赵振峰1樊凤玲1蒋建方2王超菲2廉静怡2

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021；2.中国石油大学提高采收率研究院，北京 102249）

长Q油组为一套微喉道、特低孔、超低渗的致密储层，传导能力差，适合采用形成复杂裂缝网络的混合水压裂技术。岩石力学与地应力参数的测井数字处理ROCK系统计算了H22井长Q储层的岩石力学参数和脆性指数；采用三维油藏改造体积反演与预测软件通过正交化设计与拟合计算，优化了混合水压裂方案可获得较大的油藏改造体积。现场实施后，试油产量13.42 t/d，是常规交联液压裂的2.07倍，增产效果明显，已经成为长庆油田长Q致密油藏的主体压裂技术。

混合水压裂；致密油藏；油藏改造体积；裂缝网络；实例

三叠系延长组在长Q油组沉积了厚层优质烃源岩，以往主要作为生油层系，很少作为储集层研究。该油组喉道微细、孔隙度和渗透率超低、脆性矿物含量高，为典型致密油藏［1］。长庆油田2011年以来在该油藏借鉴国外非常规油气藏开发经验［2-5］，通过自身总结探索和不同技术的试验对比，逐渐形成了一套在该油组进行混合水压裂的工艺技术，并取得较好效果［6-9］。在前期研究基础上，通过岩石力学参数与脆性指数的分析、三维油藏改造体积（Stimulated Reservoir Volume–SRV［3］）反演与预测软件对压裂方案进行正交化优化，开展了混合水压裂技术的应用。

1 长Q油藏特征

1.1 孔渗与孔喉

通过对312块岩心资料［1］的总结分析，长Q储层孔隙度和渗透率主要分布在3%~12%和0.01~0.6 mD，平均值分别为7.02%和0.15 mD。长Q储层14块岩心经过室内测定，气测孔隙度4%~11.07%，渗透率0.03~0.36 mD，平均值分别为9.00%和0.145 mD；渗透率低于0.1 mD的岩心占总数的36.4%，0.1~0.2 mD的岩心占总数的45.4%，大于0.2 mD的岩心占总数的18.2%；最大与最小孔隙度相差2.77倍、渗透率相差12倍。

孔隙微观结构是造成不同低渗油藏物性差别的主要因素，长Q储层压汞实验［10］显示其喉道中值半径均小于0.2 μm，以微喉道为主，喉道偏细。综上所述，长Q储层总体上为一套微喉道、特低孔、超低渗、非均质性强的致密储层，传导渗流能力差。

1.2 矿物组成与岩石力学性质

根据167块岩样的鉴定结果［1］可知，长Q储层碎屑物中含有长石40.2%、石英27.1%、岩屑12.3%、填隙物13.86%，其中填隙物的主要成分为高岭石、水云母、绿泥石和铁方解石；矿物密度为2.54 g/cm3。长石、石英等脆性矿物含量占67.3%以上，岩性致密，有利于水力压裂形成相对复杂的裂缝［2，4-5］。

23块长Q储层岩心的三轴岩石力学试验结果显示，岩心的抗压强度、弹性模量、泊松比的最大值分别为191 MPa、29 880 MPa和0.39，最小值分别为83 MPa、16 960 MPa和0.18，平均值分别为144.39 MPa、23 534 MPa和0.28。可见储层岩石的力学参数相差较大，特别是对岩石的脆性、压裂裂缝复杂性有较大影响的泊松比和弹性模量具有明显不同，增大水力压裂方案优选和施工参数优化的难度。

2 混合水压裂施工方案优化

2.1 混合水压裂工艺

活性水（或清水）、滑溜水、线性胶、交联液的不同组合构成混合水压裂液体系，石英砂和陶粒100目、40/70目、30/50目和20/40目的不同加入构成混合水压裂支撑剂系列，结合不同施工参数（排量、液量、砂量、前置液百分数、砂比等）和施工工序，以产生不同复杂程度的裂缝网络、增大SRV、实现非常规油气藏有效开发的压裂技术。

2.2 设计原则

根据美国、加拿大在致密油气藏、页岩油气藏水力压裂的实践总结与机理研究［2，4，9-10］，压裂裂缝的复杂性直接影响裂缝网络、SRV的大小及增产效果，主要受地质因素、施工参数的影响［11-12］。例如：地层渗透性越高，压裂工艺越不易形成复杂的裂缝网络，其他因素的影响效果见表1、表2。增产方案的优选应综合考虑各因素的影响规律。

表1 地质因素对裂缝复杂性的影响

表2 施工参数对裂缝复杂性的影响

2.3 单井优化设计

2.3.1 井层基础数据 H22井长Q压裂层的测试数据显示目的层为低孔、低渗、低含油饱和度的致密油层，基础数据见表3。

表3 H22井长Q目的层基础数据

2.3.2 岩石力学参数与地应力参数 采用计算岩石力学与地应力参数的测井数字处理ROCK系统对H22井长Q进行了解释，在2 250~2 270 m井段的动态弹性模量、泊松比分别为35 480 MPa和0.262，最小主应力31.3 MPa。根据长Q储层测井数据解释得到动态弹性模量与泊松比，结合回归的动静态关系式，计算得到静态弹性模量和泊松比，如式（1）、（2）；采用归一化方法［2］，获得静态弹性模量和泊松比对脆性特征参数的分量，如式（3）、（4）；储层总脆性指数一般采用弹性模量和泊松比来表征，如式（5）。最后通过计算得到H22井长Q储层2 250~2 270 m井段的脆性指数为44.27%。

式中，Es为岩石静态弹性模量，MPa；Ed为岩石动态弹性模量，MPa；vs为岩石静态泊松比，无因次；vd为岩石静态泊松比，无因次；EB为归一化弹性模量对脆性特征参数的分量，无因次；vB为归一化泊松比对脆性特征参数的分量，无因次；TB为归一化总脆性特征参数，无因次。

2.3.3 SRV三维解析模型 假设地层为均匀介质，通过建立一个三维坐标系，第一条坐标轴方向与最大渗透率平行，第二条轴方向与最小渗透率平行，第三条轴方向是最后渗透率的方向。假设压裂过程中流体流动符合达西定律，三维SRV的形成近似描述成线性扩散方程为

式中，p为多孔介质中的压力，MPa；kx、ky、kz为直线系中的渗透率，mD；φ为有效孔隙度；v为注入流体流速，m/s；Ct为多孔介质综合压缩系数，MPa–1。

对于含裂缝地层的渗透率，采用等效渗透率张量模型［13］，式（7）和（8）可实现储层等效渗透率与裂缝基质渗透率之间的换算。利用监测井数据求得流动系数后，可求取地层等效渗透率，并将此等效渗透率用作预测井的参数。

式中，Q为地层中水平层面流动的总流量，m3；Qf为地层水平层面流动中裂缝的流量，m3；Qmx为地层水平层面流动中基质的流量，m3；kf为裂缝渗透率，mD；kmx为基质渗透率，mD；bf为裂缝总宽度，m；bm为基质总宽度，m；b为含裂缝介质单元宽度，m；DL为裂缝线密度，条/m；h为含裂缝介质单元高度，m；Δp为单位长度l上的压降，MPa；μ为流体黏度，Pa·s；l为单位长度，m；pxg为等效渗透率，mD。

式（6）通过拉普拉斯变换为

式中，pi为原始地层压力，MPa；pinj为井底注入压力，注入时保持不变， ，MPa；Δpres为流体注入导致油藏中任一点压力差，MPa；Δpinj为注入流体导致的压力变化，MPa；ηx、ηy、ηz分别为x、y、z方向的传导系数，与渗透率方向相同；t为注入时间，s；p（x，y，z，t） 为某个注入时间t、某个位置（x，y，z）处的压力，MPa。

定义Δptrg为油藏中任意一点最小触发微地震事件的压力，并且保持不变，则有关系式为

基于上述假设和推导，可以实现对SRV范围的预测，其中x轴方向上为

x为SRV在x方向上的长度，同理可计算出y和z。由于假设Δptrg、Δpinj、ηx为常数，理论上所有的微地震事件在某一时刻一定距离内呈直线状发生，在x-t0.5的关系曲线中，通过直线的斜率求得ηx。同理可求得ηy和ηz。各向导压系数都确定以后，可在油藏中各个注入压力和注入时机建立三维模型。

2.3.4 SRV预测流程 首先根据混合水压裂监测井的基础数据、采用Fracpro PT对施工参数下裂缝几何形态的拟合结果，以及微地震监测的裂缝网络的长度、宽度、高度和方位，通过三维解析模型，反演求取监测井形成裂缝网络体积内的地层传导系数、等效渗透率和裂缝线密度等参数；然后对比监测井和设计井的裂缝复杂性，得到设计井的裂缝线密度、地层等效渗透率和传导系数；最后结合设计井的基础数据、采用Fracpro PT对设计参数下裂缝几何形态的拟合结果，得到设计井在设计参数下压裂的裂缝网络的长度、宽度和高度，即设计参数下的SRV。

2.3.5 SRV施工方案优化 采用正交方案设计，考察了3种不同的排量、液量、砂量和砂比下的施工方案，并对各方案的裂缝几何形态进行了模拟，同时预测了不同施工参数下的SRV，见表4。按照优化结果排序为方案3、方案5和方案2，综合施工风险与成本，优选方案5作为H22井长Q储层的推荐施工方案。

2.3.6 施工工序 前置液采用滑溜水，以及 3个采用40/70目陶粒的低砂比段塞，施工排量为8.0 m3/ min；前期携砂液仍采用滑溜水和6%~8%砂比、40/70目陶粒，后期携砂液采用线性胶和20/40目陶粒，砂比从10%~20%逐步提高，维持排量不变；顶替液采用活性水。施工工序见表5。

表4 正交压裂方案下的裂缝几何参数模拟与SRV预测

表5 混合水压裂优化方案施工工序表

3 混合水压裂现场实施与分析

3.1 施工曲线及主要参数

图1为H22井长Q储层混合水压裂施工曲线，总液量1 209.2 m3，其中线性胶68.6 m3，滑溜水1 113.1 m3，活性水27.5 m3；总砂量100.5 m3，其中40/70目低密度陶粒33.5 m3，20/40目陶粒67.0 m3；APS过硫酸氨150 kg；前置液130 m3，携砂液1 051.7 m3，前置液百分数11.0%，排量8.0 m3/min，平均砂比9.56%。

图1 H22井长Q储层混合水压裂施工曲线

3.2 净压力拟合与施工分析

Fracpro PT软件净压力拟合结果如图2所示。泵入3个段塞和6%砂比的携砂液后，裂缝净压力从5 MPa下降到2.5 MPa，表明岩石脆性较大、开裂快，裂缝的扩展速度和滤失速度大于施工排量，动态裂缝出现闭合现象；接着泵入8%砂比的携砂液，支撑剂通过裂缝端口存在一定困难，井底压力和净压力开始明显上升；波动8 min后，将砂比提高到10%，同时改为20/40目的陶粒，裂缝动态宽度不足以满足此时大排量、大粒径支撑剂的泵入，井底压力迅速上升，出现一定程度的砂堵；随后通过注入线性胶、停止加砂将裂缝端部的支撑剂带入裂缝深部、同时扩大裂缝宽度，在施工套压恢复到正常范围、净压力下降到8 MPa后重新泵入20/40目的支撑剂，逐步提高砂比至20.5%，完成加砂压裂。

图2 H22井长Q储层压裂施工净压力拟合

3.3 现场实施SRV计算

采用SRV三维解析模型软件计算了该井混合水压裂的SRV大小，以及改造体积内的当量渗透性、裂缝线密度和裂缝网络的长度与宽度，见表6。

表6 SRV软件模拟计算结果

3.4 混合水压裂矿场效果

H22井与邻井A75的长Q储层电性参数相近，但A75井的物性参数好于H22井，以往该区常规的交联液压裂施工，A75井的效果好于H22井；此次施工H22井进行了混合水压裂工艺，A75井进行了常规交联压裂液，在排量、砂量、液量等施工参数上都有较大差异。试油结果显示H22井压裂后试油产量为A75井的2.07倍，对比结果见表7。

表7 H22井与邻井A75的对比

长Q储层进行混合水压裂试验24口井，平均试油产量11.95 t/d，是常规交联液压裂的2~3倍；其中日产量最高31.03 t，3口井无产量，压裂有效率达到87.49%；日产量达到10 t/d的井有15口，占总数的62.5%，日产量高于20 t/d的井有5口，占总数的20.83%。同一井组进行混合水压裂与常规交联液压裂的试验井，前者效果全面高于后者，混合水压裂增产技术显示了更好的适应性。

4 结论

（1）长Q油组为一套微喉道、特低孔、超低渗、较强脆性的致密油藏，宜采用形成复杂裂缝网络的非常规压裂技术。H22井长Q储层混合水压裂的裂缝网络x方向和y方向的长度分别为146.87 m、28.30 m，裂缝线密度分别为0.098 4 条/m、0.004 44 条/ m，当量渗透率分别为34.9、1.6 mD，SRV的大小为254 929 m3。

（2）通过三维SRV反演与预测模型优化了混合水压裂方案，预测SRV的大小，提高了长Q致密油藏混合水压裂工艺的设计技术。

（3）H22井长Q致密储层混合水压裂现场实施后产量13.42 t/d，是常规压裂的2.07倍，增产效果明显。该技术对长Q致密储层适应性好、针对性强。

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（修改稿收到日期 2014-10-17）

〔编辑 李春燕〕

Examples of mixed water fracturing for competent oil reservoir

ZHAO Zhenfeng1, FAN Fengling1, JIANG Jianfang2, WANG Chaofei2, LIAN Jingyi2
（1.Oil and Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield Branch Company,Xi’an710021,China;2.Research Institute of Enhanced Oil Recovery,China University of Petroleum,Beijing102249,China）

The Chang Q oil formation is a set of competent reservoir with micro-throat, ultra-low porosity and ultra-low permeability, has poor conductivity and is suitable for developing mixed water fracturing technique for complex fracture networks.The ROCK system, which processes the logging data of rock mechanics and geostress parameters, computed the rock mechanics parameters and brittleness index of Chang Q reservoir in Well H22.With 3D reservoir reform volume inversion and forecast software, and using orthogonal design and fitting calculation, the optimized mixed water fracturing method was able to realize larger reform volume.After site implementation, the test oil production was 13.42 t/d, which is as 2.07 times as that of normal cross linking fluid fracturing.The production increase is remarkable.Now it has become the major fracturing technique for Chang Q tight oil reservoir in Changqing Oilfield.

mixed water fracturing;competent oil reservoir;reservoir reform volume;fracture network;example

赵振峰，樊凤玲，蒋建方，等.致密油藏混合水压裂实例［J］.石油钻采工艺，2014，36（6）：74-78,82.

TE357.1

：B

1000–7393（2014） 06–0074– 05

10.13639/j.odpt.2014.06.018

中国石油天然气股份有限公司项目“长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术研究”（编号：2008E-13）。

赵振峰，1963 年生。1985 年毕业于华东石油大学，长期从事压裂酸化及采油工艺技术研究工作。电话：029-86590783。E-mail：zzf_cq@petrochina.com.cn。