安塞致密油藏混合水体积压裂技术研究与应用

逄仁德，韩继勇，崔莎莎，罗晶晶

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；2.中国石油川庆钻探工程公司长庆井下技术作业公司，陕西 西安 710018）

以鄂尔多斯盆地安塞油田长8砂岩储层为代表的致密油藏，资源量大，分布稳定，油藏埋深1 900～2 400 m，天然微裂缝较发育，岩石石英体积分数为38.5%，岩石脆性指数为45%～50%，渗透率主要集中在0.01×10-3～0.25×10-3μm2，平均渗透率为 0.08×10-3μm2。 受储层条件的制约，单单靠增加缝长来提高储层的导流能力已经达不到理想的效果。针对鄂尔多斯盆地储层岩石特性以及天然裂缝发育特点，按照“体积压裂”理念，对传统的压裂方式进行改进创新，开展了混合水体积压裂技术攻关试验[1-4]。该技术在安塞油田长8砂岩储层应用较好，增产效果明显。

1 混合水体积压裂技术

混合水体积压裂技术是在清水压裂技术的基础上发展起来的一项新工艺。清水压裂虽然能形成较长的裂缝，但是其导流能力主要通过剪切错位形成的残余缝宽来实现，受错位程度的制约较明显，存在一定的随机性，鉴于这个问题，提出了冻胶与滑溜水联合的混合水压裂技术[4-5]。

在混合水体积压裂过程中，当缝内净压力大于地层最大最小水平主应力差时，人工主裂缝开始形成，天然裂缝逐渐张开；当净压力达到一定数值时，脆性岩石开始发生剪切滑移。由于存在剪切滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙以及其他弱面张开，这些现象主要发生在水力裂缝的趾端。压裂结束后，剪切断裂产生的裂缝粗糙面使张开的裂缝不能再滑移回初始位置，因此，闭合后仍能保持一定的间隙[6-13]（见图 1）。 在裂缝剪切滑移形成一定的缝长和缝宽后，继而将携带20～40，40～70目支撑剂的携砂液按一定比例注入，使剪切产生的裂缝渗透率得到保持，从而大大提高近井地带的裂缝导流能力。

图1 岩石剪切滑移示意

2 混合水体积压裂设计优化

2.1 压裂液体系优选

缝内压力变化小，低黏度压裂液更容易进入天然微裂缝，开启并沟通更多的天然裂缝，有利于增加改造裂缝体积。由于天然裂缝发育的储层易受外来流体（特别是胍胶残渣等）伤害，因此，采用滑溜水作为前置液。由于滑溜水携砂性能较弱，为防止施工过程中发生砂堵现象，故采用低浓度胍胶作为携砂液，混合水压裂液优选滑溜水+基液+交联液体系。根据混合水压裂在鄂尔多斯盆地的应用情况，鄂尔多斯盆地长8储层混合水压裂液优选后常用配方为：滑溜水 （0.08%胍胶+0.10%杀菌剂+0.5%黏土稳定剂+0.5%助排剂）、基液 （0.25%胍胶+0.10%杀菌剂+0.5%黏土稳定剂+0.3%耐温增强剂+0.5%助排剂）。

2.2 支撑剂体系优选

闭合应力大小是优选支撑剂的主要技术参数，组合支撑剂性能参数见表2。当储层岩石的闭合压力大于28 MPa时，石英砂产生破碎，而且破碎率较高，易在裂缝中运移，堵塞孔喉，降低储层渗透率。根据现场调研，安塞油田长8储层闭合应力在30 MPa左右，故选用耐压性能更好的人造陶粒作为支撑剂。

表2 组合支撑剂性能参数

为保证裂缝有较好的长期导流能力，采用不同粒径的支撑剂组合方式进行压裂。不同粒径的支撑剂在裂缝系统中的分布位置不同，发挥的作用也不同，小粒径的支撑剂主要处于裂缝系统的缝端位置，负责充填分支裂缝以及天然裂缝，大粒径的支撑剂主要处于缝口位置，支撑人工主裂缝。

图2 不同粒径的支撑剂在裂缝中分布

根据安塞油田储层特点以及混合水体积压裂压后裂缝支撑特征，结合现场施工要求，经过室内研究，优选20/40目、40/70目的低、中密度陶粒，二者以1∶1的比例注入裂缝可以达到较好的导流能力[14]。

2.3 缝内净压力优化

鄂尔多斯盆地长8储层的岩石脆性指数高、天然裂缝较发育，在压裂过程中容易形成缝网系统。研究表明，岩石产生张性断裂所需要的缝内净压力表达式为

产生剪切断裂所需要的缝内净压力表达式为

式中：pnet为缝内净压力，MPa；σH，σh分别为水平最大、最小主应力，MPa；θ为人工裂缝与天然裂缝夹角，（°）；τ0为天然裂缝面的黏聚力，MPa；Kf为天然裂缝面的摩擦系数。

由式（1）可知，当θ=π/2时，张性裂缝净压力取得的最大值为 σH-σh。同理，由（2）式可知：当人工裂缝与天然裂缝相交后，影响天然裂缝是否发生剪切滑移的因素主要包括水平主应力差、人工裂缝与天然裂缝夹角、裂缝表面的黏聚力以及天然裂缝面的摩擦系数；当θ=π/2时，剪切裂缝净压力取得最大值，最大值为pmax=（σH-σh）+τ0/Kf， 对于天然裂缝缝面的黏聚力为0，因此，天然裂缝产生张性断裂和剪切断裂的最大值均为 σH-σh。

鄂尔多斯盆地长8储层水平主应力差，一般为4～6 MPa。因此，产生剪切裂缝需要的最大缝内净压力要大于 6 MPa。

2.4 施工排量优选

根据安塞油田长8储层岩石特性及天然裂缝发育特点，当排量达到7 m3/min时，可以满足天然裂缝开启所需的最低净压力要求。为了产生更多的分支裂缝，形成复杂的裂缝网络，需要进一步提高缝内净压力。根据室内计算出的排量与净压力关系（见图3），合理的施工排量应选择在7～8 m3/min。

3 实例分析

3.1 基本井况

W20井是安塞油田的一口预探井，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，井深2 345 m，层位为长8层，采用90°相位角射孔完井，射孔井段2 049～2 053 m，2 062～2 066 m。储层孔隙度为7.02～8.26%，渗透率为0.09×10-3μm2，属于致密砂岩储层。该储层岩性致密、物性差，岩石脆性指数46%，岩石石英体积分数为33.6%，杨氏模量18 895 MPa，泊松比0.24，砂体厚度大，上下遮挡条件好。因此，采用混合水体积压裂技术进行储层改造。

3.2 压裂参数选择

该井通过光套管进行压裂，主要采用大液量、大排量的施工参数。W20井压裂施工参数：前置酸量20.0 m3，滑溜水 500.0 m3，压裂基液 165.0 m3，施工排量 8 m3/min，支撑剂 20～40 目中粒径陶粒 20.0 m3，40～70 目小粒径陶粒20.0 m3，加砂质量浓度211 kg/m3。

3.3 压裂过程分析

根据压裂液的液体类型以及作用，泵注过程可分为以下3个阶段（见表3）。

表3 W20井压裂施工泵注程序

1）前置酸滑溜水的注入。前置酸作用是减少井筒附近的应力集中，从而降低地层破裂压力，前期滑溜水的主要作用是开启天然裂缝。

2）小粒径携砂滑溜水的注入。该阶段主要作用是扩大天然裂缝开启程度，支撑天然裂缝以及微裂缝。

3）大粒径携砂交联液的注入。支撑人工主裂缝，提高主裂缝导流能力，形成缝网结构，增加主缝近井地带的导流能力。

压裂施工所用的压裂液由30%的前置液组成。由W20井压裂施工曲线（见图4）可知，注入含砂质量浓度为49 kg/m3的滑溜水压裂液，含砂质量浓度逐渐升高到162 kg/m3，随后注入交联液携砂液，含砂质量浓度由162 kg/m3升高到211 kg/m3。地层破裂压力为36 MPa，施工排量为8 m3/min，裂缝延伸正常；前期注入40～70目陶粒 20.2 m3， 后期注入 20～40目陶粒 19.9 m3，整个过程采用段塞式加砂。

3.4 压裂效果分析

从图4及压裂微地震监测结果（见图5）可以看出，压裂后形成的人工裂缝网络方位为20°，整体宽度为128 m，整体长度为345 m，整体高度为30 m，压裂波及地质体范围为132×104m3。压后效果较好，设计合理，成功实现了对天然裂缝、岩石层理的贯通，形成了较大的缝网系统。

图4 W20井压裂施工曲线

图5 W20井压后微地震裂缝检测

通过W20井与相邻同层位井压后求产数据对比（见表4）。在相同储层条件下，采用不同的压裂方式进行储层改造，压后产量明显不同。混合水压裂能够有效地增加裂缝与储层的接触面积，提高了近井地带的裂缝导流能力，单井产能较常规胍胶压裂提高1.4倍，达到大幅度提高产量的目的。

表4 W20井长8层压裂后与邻井数据对比

4 结论

1）鄂尔多斯盆地安塞油田长8储层岩石石英体积分数为35.4%，脆性指数为45%～50%，天然裂缝较发育；水平主应力差为4～6 MPa，为混合水体积压裂的实施提供了良好的地层条件。

2）混合水压裂具有大液量、大排量、小砂量、低砂比的特点。现场应用表明，能够有效地形成长、宽、高三维方向上的立体裂缝系统，改造后裂缝体积增加40%，油井单井产油量提升30%。

3）为了使混合水体积压裂技术在应用过程中更具针对性，需要进一步加强对致密油层天然裂缝以及岩石力学参数的研究，为施工参数的优选以及设计的优化提供更有力的依据。

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