鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

白晓虎　齐　银　陆红军　段鹏辉　顾燕凌　吴甫让（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安　710018）

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计

白晓虎齐银陆红军段鹏辉顾燕凌吴甫让
（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018）

鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明，盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的，优化了与注采井网相适配的施工参数，结果表明，实现体积压裂的排量为4～8 m3/min，单段砂量40～80 m3，入地液量300～700 m3，并形成了“低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入”的混合压裂设计模式。矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响，结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右，且与井网适配性良好。通过开展致密油开发矿场先导性试验，水平井单井初期产量达到8～10 t/d，第1年累计产油量达2 000 t左右，且无裂缝性见水井，证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发，采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。

致密油藏；水平井；注采井网；体积压裂；优化设计

鄂尔多斯盆地致密油主要位于湖盆中部长7与陇东长6，资源丰富，岩石脆性指数较高、天然微裂缝发育，但其储层致密、孔喉细微、油藏压力系数低。前期采用常规定向井开发，改造工艺采用以斜井多段［1-2］为主的多缝压裂技术，初期日产油1.5～1.8 t/d，但一年后递减为0.5 t/d，第1年累计产量仅400～500 t，开发效益较差。近年来国外水平井体积压裂技术的兴起，为效益开发致密油等非常规资源提供了现实方向［3-4］。笔者以鄂尔多斯盆地合水长7致密油储层为研究对象，对其储层压裂地质特征进行了综合分析，评价了体积压裂的可行性，并以形成缝网为目标进行了施工参数优化。通过开展矿场先导试验，证明水平井体积压裂技术可实现致密油的效益开发，对国内其他致密油储层改造具有借鉴意义。

1　鄂尔多斯盆地致密油储层特征

合水地区长7主要为半深湖背景下的砂质碎屑流沉积，储层物性差，平均渗透率0.15 mD，平均孔隙度8.83%；孔隙类型以长石溶孔为主、粒间孔次之，孔喉细小，中值半径0.09 μm；原油性质较好，气油比102.7 m3/t，具有低密度（0.85 g/cm3）、低黏度（5.07 mPa·s）和低凝固点（21.0 ℃）的特征。地应力方位为NE75°，储隔层应力差值2～4 MPa，天然微裂缝发育。以合水长7油藏为代表的致密油藏属于典型的低压油藏（表1），需注水补充能量开发［5］。

表1　盆地合水长7致密油储层特征参数

2　水平井井网形式与布缝方式

对于水平井而言，由于水平段的存在大大增加了井筒与油藏的接触面积，通过多段压裂改造可进一步提高裂缝系统与油藏的接触面积［6］。水平井井网形式为五点井网，1口水平井对应4口注水井，采用同步注水开发，单井日注水10～15 m3/d。水平井水平段长度600～800 m，水平井之间的距离600 ～ 700 m，注水井排与水平段端部距离150 m。水平井井眼垂直于最大主应力方位，通过压裂可形成多条裂缝增大改造体积，提高单井产量。

由于与最大主应力方位夹角较小的微裂缝压裂时易开启并延伸，为避免水平段端部裂缝沟通水线、降低含水上升速度，在靠近注水井的位置减小裂缝长度和复杂程度，在距离注水井较远的位置增加缝长和复杂程度，增加改造体积的同时规避见水风险，即采用“纺锤形”布缝方式（图1），穿透比组合为0.5～0.8（即裂缝半长为150～240 m），段间距为70～90 m［7］。

图1　五点注采井网及布缝方式示意图

3　压裂地质特征

致密储层形成网络裂缝有3个重要条件：两个水平主应力相差不大，且净压力越高，形成缝网的概率越大；天然裂缝发育，天然裂缝与人工裂缝夹角越大，形成缝网的概率越大；致密储层岩石较脆。

3.1天然微裂缝特征

研究表明，天然微裂缝发育程度越高，其方位与最大水平主应力方向夹角越大，形成复杂缝网的概率越高［7］。合水长7和陇东长6层砂岩和泥岩中高角度裂缝非常发育，裂缝间距小，充填程度低。合水长7致密油天然微裂缝发育（0.22条/m），且方位变化大，部分区块天然微裂缝呈共轭型。

3.2水平两向地应力特征

水平最大最小主应力相对接近，体积压裂形成复杂缝网的可能性较大［8］。当水平两向应力非均质系数小于0.20时，易形成网状裂缝［9］。通过岩石力学测试，合水长7最大水平地应力34.9 MPa， 最小水平地应力29.7 MPa，水平两向应力差5.2 MPa，两向应力非均质性系数0.15，易产生复杂缝网。

3.3脆性特征

研究表明，对于非常规致密储层，岩石脆性越高（一般大于50%），体积压裂越利于形成复杂裂缝［10］。收集合水长7储层525块不同井段岩样，通过X衍射全岩分析实验，得出矿物种类和含量，用石英（典型脆性矿物）的含量百分比来表征岩石脆性特征，利用式（1）计算了脆性指数，岩石脆性指数为57.8%（表2）。

式中，BI为岩石脆性指数，%；Cqz为石英含量，%；Ccl为黏土含量，%；Ccr为碳酸盐岩含量，%。

表2　长7层部分井矿物含量及脆性指数计算结果

4　混合压裂设计

通过对致密油储层天然裂缝、水平主应力、脆性指数综合分析，认为合水长7储层具备形成复杂裂缝网络的先决条件，即距离注水井较远的井段借助大规模体积压裂来实现复杂裂缝，距离注水井较近的井段控制改造规模来实现单一裂缝。

4.1施工排量优化

根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则［11］，当天然裂缝发生张性断裂时，所需的缝内净压力为

式中，pnet为净压力，MPa；σH为最大水平主应力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa；θ为天然裂缝与水平最大主应力方位夹角，°。

合水长7储层水平两向主应力差平均5.2MPa，天然微裂缝发育（0.22条/m），且方位变化大，部分区块天然微裂缝呈共轭型。因此，当式（2）中θ=90°，即天然裂缝与水平最大主应力方位夹角垂直时，天然裂缝张开所需的最大缝内净压力为5.2MPa。研究表明，裂缝缝内净压力与施工排量正相关、与储层厚度负相关［12］（式3），KIC/H4值较小，可忽略不计。合水长7一口油层厚度为20 m的定向井在2.0 m3/ min排量下实测净压力为3.7 MPa，将该储层厚度、施工排量下实测的净压力与式（3）联合计算（式4），即可获得不同储层厚度、施工排量下的净压力图版（图2），从而反算体积压裂排量。按合水长7油层厚度20 m、主应力之差5.2 MPa计算，实现地层天然微裂缝张开的排量为6～8 m3/min，反之要避免裂缝复杂化，施工排量需小于6 m3/min。

式中，E为弹性模量，MPa；H为裂缝高度，m；Q为施工排量，m3/min；μ为液体黏度，mPa·s；L为裂缝半长，m；KIC为岩石断裂韧性，MPa。

4.2砂量优化

图2　不同储层厚度下净压力与施工排量关系曲线

数值模拟表明，对于水平井五点注采井网，与其相适配的纺锤型布缝裂缝穿透比为0.5～0.8，即半长为150～240 m［7］。砂浓度采用阶梯升式设计，平均砂比为10%～15%。利用E-Stimplan压裂优化设计软件分别模拟计算了不同加砂规模条件下的裂缝长度（图3），优化单段加砂量40～80 m3，即液量300～700 m3。支撑剂40 m3、砂比为15%时的裂缝半长为158 m（图4）。

图3　加砂规模与裂缝半长关系图

图4　支撑剂40 m3、砂比15%时裂缝剖面模拟

4.3混合压裂模式设计

岩石脆性指数越高（一般大于50%），采用低黏度压裂液更易于形成长-宽缝［10］。在相同排量下，支撑剂粒径越小，沉降速度越慢，在裂缝中运移距离越远，可增加支撑裂缝和有效裂缝的长度［13］。优化设计了“低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入”的混合压裂模式：即距离注水井较远的井段在压开地层后，大排量（6～8 m3/min）注入滑溜水和微粒径支撑剂（70/100目粉陶），开启并支撑天然微裂缝，随后注入基液和小粒径支撑剂（40/70目）充填地层发生剪切错动形成的裂隙，最后利用交联液携带较大粒径支撑剂（20/40目），提高近井筒地带的导流能力。而在距离注水井较近的井段排量需小于6 m3/min，以形成常规的单一裂缝。如此设计可提高水平井分段裂缝与井网适配性，在增加改造体积的基础上控制水淹风险。

5　矿场应用效果

2012—2013年，在鄂尔多斯盆地合水长7致密油储层开展了水平井混合水体积压裂开发试验，采用“低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入”的混合压裂设计模式，以水力喷射环空加砂分段多簇压裂技术为主体工艺［14］。矿场井下微地震监测结果显示，与水平段上下两端常规压裂相比，水平段中部体积压裂条件下人工裂缝呈“长-较宽”形态（图5），储层改造体积（带长×带宽×油层厚度）［15］和裂缝复杂因子（带宽/带长）增加明显，是常规压裂的2倍左右。

图5　GP水平井混合体积压裂井下微地震监测图

先导试验的18口水平井平均水平段长度750 m，单井改造10段，单段加砂量55 m3，单段入地液量550 m3，施工排量6.5 m3/min，水平井单井初期产量达到8～10 t/d，第1年累计产油量达2 000 t左右，且无裂缝性见水井，因此致密油开发采用五点井网水平井+混合水体积压裂可以取得较高的单井产量和良好的开发效益。

6　结论

（1）低压致密油藏采用水平井五点井网+纺锤型布缝，开展体积压裂可有效提高井网形式和布缝的匹配性。

（2）水平两向应力差、天然裂缝与最大水平主应力夹角决定着重启天然裂缝的净压力，而要达到一定值的净压力，储层越厚、施工排量需越高。

（3）“低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入”的混合压裂设计模式，辅以分段多簇压裂是致密油储层形成复杂裂缝网络的有利途径。

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（修改稿收到日期2015-06-12）

〔编辑朱伟〕

Optimization design for volume fracturing of horizontal wells in tight oil reservoir of Ordos Basin

BAI Xiaohu, QI Yin, LU Hongjun, DUAN Penghui, GU Yanling, WU Purang
（Oil & Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China）

Chang 7 tight oil reservoir of Ordos Basin features tight and low-pressure reservoir. It is shown from natural microfracture development degree and rock brittleness assessment of the reservoir that, properties of tight oil reservoir of the basin are highly adaptable to segmented volume fracturing of horizontal wells. The construction parameters which match with flood pattern are optimized for the purpose of improving compatibility between multi-segment fracturing pattern form and fracture distribution of horizontal wells, and results indicate that volume fracturing is realized by displacement between 4 m3/min to 8m3/min, single-segment sand amount between 40 m3to 80 m3, and buried liquid amount between 300 m3to 700 m3. The mixed fracturing design mode of fracture formation by low-viscosity liquid, sand carrying by high-viscosity liquid, propping agent with combined grain sizes, and injection with different displacements is formed. Influence on fracture spreading form by volume fracturing is compared with that on fracture spreading form by conventional fracturing in underground micro-seismic monitoring in mine field, and results show that transformation volume and complexity indicator for tight oil reservoir by volume fracturing are about 2 times of those for tight oil reservoir by conventional fracturing, and the data match with well pattern properly. It can be seen from pilot test for tight oil exploitation in mine field that initial output of a single horizontal well reaches 8 t/d to 10 t/d, accumulative oil production reaches about 2 000 t in the first year, and there is no breakthrough well with fracture It proves that for tight oil exploitation of Ordos Basin, the technology of five-point pattern with mixed water volume fracturing for horizontal wells can realize high single-well output and favorable exploitation benefits. Therefore, the technology is of certain significance for reference for exploitation of unconventional reservoirs of other oilfields.

tight oil reservoir; horizontal well; flood pattern; volume fracturing; optimization design

TE357.1

B

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0083 – 04

10.13639/j.odpt.2015.04.022

国家科技重大专项“超低渗透油藏有效开采技术”（编号：2011ZX05013-004）；中石油科技项目“鄂尔多斯盆地致密油开发先导性试验” （编号：2011E-2602-07）。

白晓虎，1986年生。2010年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程，现从事压裂酸化技术研究与应用工作，工程师。E-mail：baixh_cq@petrochina.com.cn。

引用格式：白晓虎，齐银，陆红军，等.鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计研究［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：83-86.