水平井缝网压裂技术在鄂南地区低渗油藏中的应用

高 尚 刘长龙 陶 鹏 王锦昌

(1. 中海石油基地集团有限责任公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452；2. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500；3. 中石化华北分公司工程技术研究院， 郑州 450006)



水平井缝网压裂技术在鄂南地区低渗油藏中的应用

高 尚1刘长龙1陶 鹏2王锦昌3

(1. 中海石油基地集团有限责任公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452；2. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500；3. 中石化华北分公司工程技术研究院， 郑州 450006)

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂裂缝形态复杂、直井压后效果差、易形成水平缝等技术难点，通过施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等缝网压裂施工参数优化，开展了水平井缝网压裂工艺研究。泾河13井长8油层的现场应用表明，压裂后均形成了缝网，从实践上验证了缝网压裂施工技术的正确性。该技术的成功应用，较好地解决了低渗砂岩储集层易形成水平缝的问题，实现了鄂南地区水平井缝网压裂工艺的技术突破。

低渗油藏； 水平井； 缝网压裂技术； 参数优化

压裂过程中，水平裂缝中油气从地层到人工裂缝的渗流主要为垂向渗流。垂向渗透率偏低是造成相似地层条件下产能明显低于邻近地区的一个主要原因。如果在压裂改造过程中形成的是水平缝，裂缝将沿着水平井段呈半圆形延伸，裂缝在水平段方向上的延伸无法控制，将在很大程度上降低水平井的压裂改造效果[1-2]。对浅层储集层来说，水平缝的形成是不可避免的，为了尽量减小水平缝对压裂效果的影响，需最大程度上增加裂缝的复杂性或裂缝的体积，这就从理论上验证了水平井缝网压裂的可行性和必要性[3]。鄂南地区(富县、彬长和旬邑 — 宜君区块)中生界储集层埋藏深度浅，属典型的低孔、低渗、低压的三低油层，压裂是其建产、增产乃至稳产的主要技术手段。压裂后形成的裂缝形态比较复杂，而裂缝形态对压裂改造效果有较大的影响，所以需对裂缝形态进行改造，对缝网压裂参数进行优化设计，从而改善储集层的渗流能力。

国内学者对水平井缝网压裂参数优化作了许多研究。邵尚奇等人[4-6]提出采用数值模拟方法研究水平井缝网压裂的缝间距优化问题，文星等人[7]研究了裂缝的条数、半长、角度和导流能力等参数，徐创朝等人[8]还考虑了启动压力梯度和井筒摩阻等参数的影响，但以上研究均局限于对裂缝本身进行优化，未考虑缝网压裂的施工参数。本次研究根据目标区块的储层地质基础并结合缝网压裂理论，通过施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等施工参数优化，对泾河13井进行了设计和施工。

1 油藏地质概况

1.1 储集层岩性及物性特征

根据岩心、地表露头及岩石薄片观察、电子探针测试等分析，富县探区延长组砂岩成分的特点是长石、岩屑含量高，石英含量相对少，砂岩类型主要为细粒的长石砂岩、岩屑长石砂岩，含有少量长石岩屑砂岩。依据富县探区延长组长8油层储集层1 088个样品物性分析统计结果，长8油层平均孔隙度为8.9%，平均渗透率为0.3×10-3μm2。总体来看，富县、彬长探区延长组长8油层属于低孔特低渗储集层。

1.2 孔喉特征

根据压汞测试资料统计，长8段砂岩排驱压力平均为3.3 MPa； 中值压力平均为22.03 MPa； 所有岩石样品最大喉道半径平均为1.41 μm； 喉道中值半径平均为0.13 μm； 汞饱和度平均为65.67%；退汞率平均为28.30%； 歪度平均为2.31； 喉道分选系数平均为2.35；孔喉配位数平均为0.37；孔隙半径平均为28.09 μm。上述表明，长8段砂岩孔隙结构整体较差，属于微细孔喉型，局部发育小孔中喉型储集层，孔喉连通性为一般-差。

1.3 地层压力温度特征

对富县、彬长探区中生界长8储集层油层进行了DST测试，结果表明，富县、彬长探区长8储集层的地温梯度为3.04 ℃/hm，压力系数为1.002，属于正常的温度、压力系统。

1.4 岩石力学和地应力特征

前期采集了富县、彬长探区长8油层部分岩样进行了室内岩石力学参数测试实验(表1)，结果表明，该区储集层杨氏模量高，岩石坚硬。岩石脆性系数高，对于岩层产生网格裂缝有很大好处，适合进行缝网压裂。

表1 岩石力学测试结果(泾河13井长8油层)

注：井深1 361.4～ 1 380.1 m。

表2为声发射凯塞尔效应试验测试结果。埋藏深度在1 361.4～1 380.1 m时，富县、彬长探区长8油层上覆地层应力始终小于最小水平地应力，上覆应力梯度在0.018 5～0.022 4 MPa /m，水平应力差异系数在0.050～0.077。由于水平应力差异系数是评价储层可压性的核心参数之一，其值小于0.300时有利于形成人工网格裂缝，表明探区适宜进行缝网压裂。

表2 声发射凯塞尔效应试验测试结果

2 缝网压裂设计参数优化

2.1 施工排量优化

由于富县、彬长探区开始是水平缝，为了防止压裂施工刚开始阶段在高排量下地层压开时产生多处破裂，形成多裂缝[9]，建议在压裂刚开始阶段采用低排量，使压裂液缓慢进入高渗透带，压开地层后再提高排量，拓展裂缝。在携砂液阶段，由于水平缝裂缝面大，滤失量大，人工裂缝宽度小，过流断面小，容易脱砂，所以尽可能提高施工排量。

水平缝缝宽Ww与排量Q的关系为：

式中：Ww—— 水平缝缝宽，mm；

ν—— 泊松比，无量纲；

Q—— 排量，m3/d；

μ—— 液体黏度，Pa·s；

R—— 水平缝半径，mm；

G—— 岩石剪切模量，Pa。

提高施工排量，有助于提高水平缝缝宽，而压裂施工中保持一定的缝宽是水平缝压裂顺利进行的关键。

对富县、彬长探区长8油层进行施工排量优化。基于富县区块长8油层直井压裂的裂缝延伸压力梯度以及长8油层为垂直裂缝的特点，水平井段管柱使用114.3 mm油管，回接管柱按88.9 mm油管计算了其水平井采用裸眼封隔器+滑套压裂的井口压力与排量的关系，长8油层在排量3.0～5.0 m3/min的情况下，其井口压力为19.0～31.3 MPa。考虑水平缝加砂的难度和长8油层控制裂缝垂向延伸的需要，长8油层施工排量为2.5～3.0 m3/min。

2.2 平均砂比优化

考虑到水平裂缝主要为垂向渗流，且垂向渗透率低的特点[10]，储集层改造以大砂量、大液量，尽量提高人工裂缝长度为目标，并考虑到水平缝缝宽小、易脱砂等实际情况，经压裂软件模拟，优化后平均砂比为24.7%。

2.3 加砂量优化

根据前期富县中生界直井项目的研究成果，确定水平缝的最佳经济裂缝半长为40～60 m，采用FracproPT压裂软件计算得富县探区对应压裂加砂量应达到30～50 m3。

富县延长组加砂规模与水平缝长关系见图1。

图1 富县延长组加砂规模与水平缝长关系图

前置液的作用是在地层中形成一定宽度的裂缝，使混砂液顺利进入裂缝，形成具有一定导流能力的支撑裂缝，提供油气渗流的通道，前置液过多过少均会对压裂施工造成不利影响[10-12]。前置液过多，一方面造成液体的浪费，另一方面会引起对储集层更大的伤害，尤其对于要求高裂缝导流能力的情况[13]。理想的前置液量是指当停泵时前置液刚好滤失完，或考虑停泵后由于岩石的特性裂缝继续延伸一段距离，当裂缝不再延伸及支撑剂停止移动时前置液刚好滤失完，此时裂缝支撑缝长等于动态缝长，达到裂缝的有效支撑，此时的前置液量是最佳的。

直井压裂施工的前置液比例统计结果表明，对于浅层而言，前置液比例为22%～24%时，可以确保施工顺利完成；对于水平井施工，为确保施工顺利，前置液比例可适当提高至27%～30%。

3 现场应用及效果评价

借鉴致密砂岩裂缝性储集层缝网压裂的思路，针对富县、彬长探区延长组天然裂缝发育，砂体厚度大、油层多、储集层物性差，油层间存在砂泥岩夹层的储集层特点，对泾河13井长8油层实施大规模缝网压裂试验。

3.1 泾河13井施工情况

泾河13井在1 361.4 — 1 380.1 m井段发现26.0 m厚的灰色、褐灰色细砂岩，砂体有效厚度为12.7 m，砂体纵向上含油层段多，油层薄，且油层间含有泥质砂岩、砂质泥岩夹层。录井显示为油迹。测井解释显示物性较好，测井计算孔隙度为8.6%～8.8%，平均渗透率(0.26～0.27)×10-3μm2，含油饱和度为39.4%～39.8%。目的层最好的油气显示在1 361.40 — 1 364.30 m和1 370.30 — 1 380.10 m 井段，平均含油饱和度在38.6%，目的层测井解释结果分别为差油层(表3)。

由于该井长8油层基质孔渗性低，储集层天然裂缝发育，对该井采用大型缝网压裂工艺压裂造长缝以沟通远端更多的天然裂缝，使远端的物质能量能够快速渗流到井筒。针对彬长延长组泾河13井长8致密砂岩储集层开展的大型缝网压裂，射孔段为1 361.5 — 1 363.0、1 371.5 — 1 375.0 m井段，压裂液采用常规瓜胶压裂液体系，硼砂交联，APS破胶。

表3 长8油层测井解释数据

3.2 压裂液配方

(1) 段塞阶段的压裂液配方。

原胶液：0.20%HPG+0.30%CX-307+0.60%AS-6黏土稳定剂+0.10%HCHO。

pH调节剂：NaOH(0.020%～0.032%)。

要求：配液用水使用国标饮用水，保证压裂前基液黏度不小于35 mPa·s，pH值9 — 11。

(2) 主压裂阶段的压裂液配方。

原胶液：0.40%HPG+0.30%CX-307+0.60%AS-6+0.10%HCHO+0.30%低温激活剂。

pH调节剂：NaOH(0.020%～0.032%)；交联液：1.0%硼砂；交联比：100 ∶5。

破胶剂：过硫酸铵(0.020%～0.100%)；活性水：0.60%AS-6+0.30%CX-307+清水。

支撑剂：40/60目高强度陶粒和20/40目低密度中强度石英砂整个压裂施工过程中，前置液阶段注入40/ 60目陶粒10.5 m3，携砂液阶段注入20/40目低密度中强度石英砂35 m3，最后携砂液阶段尾追加入20/40目陶粒5 m3，顺利完成施工，累计泵入总液量402.27 m3，总砂量50.5 m3，破裂压力25 MPa，停泵压力3.5 MPa，最高压力28 MPa，施工过程中明显见天然裂缝响应。

3.3 施工过程分析及效果评价

(1) 前置液阶段。当8%砂比的冻胶进入地层后，压力缓慢下降，说明地层存在一定滤失、天然裂缝开启，加砂一定规模后施工压力缓慢爬升，10%砂比的冻胶进入地层后，施工压力爬升迅速，表明前置液段塞对天然裂缝进行了填充、封堵，施工压力爬升到28 MPa，考虑到安全施工的需要，降低砂比至5%，随后施工压力回落至18 MPa，较前次20 MPa的施工压力下降 2 MPa，并随砂比的提升缓慢爬升，分析认为压裂期间产生了多裂缝的可能。

(2)主加砂阶段。中途倒液降低排量，考虑前置段塞阶段施工压力较低，且0.2%的冻胶携砂能力低于0.4%的冻胶，故主加砂段在排量到位后即刻从10%砂比进行加砂，为制造高导流能力的裂缝，尽量在高砂比段多加砂，提升平均砂比。整体施工较为顺利，全程无异常。停泵后测压降，发现压力下降速度较快，表明储集层滤失较大，因此，在返排时应考虑提高返排速度，降低对地层的伤害。

压裂施工结束后, 缝网压裂裂缝监测结果见表4。监测结果表明，压裂后均形成了缝网，进一步验证了目的区块缝网压裂施工技术的正确性。

表4 缝网压裂裂缝监测结果(泾河13井长8油层)

表5 泾河13井长8油层生产情况

泾河13井长8油层压裂施工结束后，采用快速排液的方式进行放喷、抽汲。试油期间，日产液量为27.9 m3，日产油量为4.5 m3，投产期间(共计17 d)，日产液量为25.8 m3，日产油量为11.18 m3，试获原油514.51 m3，压裂改造取得了较好的效果。

4 结 语

(1) 通过缝网压裂设计参数(如施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等)的优化设计解决了储层物性差等缺点，为油田建产、增产乃至稳产提供了保障。

(2) 压裂施工过程中，通过造长缝以沟通远端更多的天然裂缝，使远端的物质能量能够快速渗流到井筒。压裂施工结束后，采用快速排液的方式进行放喷、抽汲，获得了很好的改造效果。

(3) 针对浅层压裂改造易形成水平缝，且水平缝会影响压裂改造效果的问题，通过优化缝网压裂工艺技术体系，能够满足现场压裂施工需要。从现场实施效果来看，区块取得了较好的改造效果，水平井缝网压裂工艺对浅层低渗油藏的高效开发具有重要意义。

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Application of Network Fracturing for Horizontal Well of Low Permeability Reservoir in E′nan Area

GAOShang1LIUChanglong1TAOPeng2WANGJinchang3

(1.Bohai Oil Research Institute of Tianjin Branch, CNOOC, Tianjin 300452, China; 2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 3.Research Institute of Engineering Technology of Huabei Branch of Sinopec, Zhengzhou 450006, China)

The hydraulic fracturing technology can barely be adopted in the multi-stage fractured horizontal wells in South Hubei, because there exists complex fracture morphology. After vertical well fracturing, low productivity is shown, and horizontal seam form easily. This research carries on network fracturing for horizontal well by optimizing the construction parameters, such as construction displacement, average sand ratio, sand rate, proportion of liquid front, etc. Field application of Jinghe 13 well of Chang 8 reservoir illustrates that the joint network is formed after fracturing and the correctness of joint network fracturing operation is verified in practice. The successful field application of this technology better solves the problem of forming horizontal seam easily in the low permeability sandstone reservoir, and achieves a technological breakthrough of network fracturing for horizontal well in South Hubei.

low permeability oil reservoir; horizontal well; network fracturing technology; parameter optimization

2016-11-03

国家自然科学基金项目“页岩气低成本高效钻完井技术基础研究”(U1262209)；“十二五”国家科技重大专项“特殊结构井钻完井工艺技术”(2011ZX05045)

高尚(1983 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油田开发。

TE357.1

A

1673-1980(2017)03-0043-05