水平井体积压裂技术在黄陵致密油区的研究和实践

张军涛，赵习森，王卫刚，张永飞

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司勘探开发研究中心，陕西延安 716000)

致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是一种非常规石油资源，具有储层低孔低渗的特点[1]。与以往开发的特低渗、超低渗油藏相比，其成藏机理更复杂、孔喉更细微、填隙物含量更高、开发难度更大。

延长所处的鄂尔多斯盆地油气藏属于典型的“三低”油气藏，含有大量的致密油储层，具有形成规模储量和有效开发的条件。但是由于其岩性极致密、物性差、地层压力低，用常规的手段难以动用或效果较差，在常规油气资源日渐缩减的今天，亟须进行储层改造技术攻关，掌握致密油有效开发的关键技术，促进各项成果转化，使致密油成为常规油气的有效接替资源。

体积压裂是随着近年来对页岩气、致密砂岩气等非常规油气藏高效、经济开发而形成的一种新兴水力压裂技术[2-3]。该技术通过水平井分簇射孔分段压裂以增加水力裂缝数目，从而增加储层改造体积，提高初始产量和最终采收率[4]。体积压裂作为提高单井产量的革命性技术，在国外非常规油气田得到了广泛的应用，促成了非常规油气产量的快速发展。

1　黄陵油区致密油开发现状

通过前期的勘探得知，延长黄陵油区致密油储量丰富。其中，主要为三叠系延长组长6储层。长6储层埋深平均为1580 m，岩性以细粒长石砂岩为主，次为粉细砂岩，分选中等偏好；胶结类型以薄膜孔隙式胶结为主，支撑类型为颗粒支撑。成分成熟相对较低，结构成熟度相对较高。孔隙度在4%～12.5%之间，平均为7.68%，渗透率在0.10～1.28 mD，平均为0.27 mD。原始地层压力平均为10.7 MPa，压力系数为0.72。地层温度平均为57.8 ℃，地温梯度为3.45 ℃/100 m。可见，该区储层岩性极致密、物性差、地层压力低。

黄陵油区致密油探井共97口，根据试采井资料统计，探井试油初周月平均日产液2.53 m3，平均日产油0.968 t，平均含水61.93%。日产液量主要在1～4 t之间，日产油量在0.5～1.5 t之间。1年后单井平均日产量递减到0.454 t，递减率为53.1%。目前开发区油井开井391口，日产液347.4 t，日产油166.7 t；平均单井日产液0.88 t，日产油0.43 t。从产量统计上看，长6油藏定向井常规压裂开发单井产量低、产油量递减快。鉴于此，延长在黄陵致密油区引进水平井体积压裂开发技术。

2　水平井体积压裂关键技术研究

对于致密油水平井体积压裂来说，如何优选压裂施工排量、工艺和压裂液是压裂的关键。本文结合延长黄陵油区储层的特点，对以上几个关键技术进行了研究。

2.1　水平井体积压裂排量优化研究

体积压裂是通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络(图1)。从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[5]。

图1　裂缝扩展示意Fig.1　Crack propagation

当致密储层天然裂缝发生张性断裂时，根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则[6]，所需的缝内净压力为：

(1)

式中pnet——净压力，MPa；

σH——最大水平主应力，MPa；

σh——最小水平主应力，MPa；

θ——次生裂缝与主裂缝的夹角。

当θ=90°时，储层天然裂缝发生张性断裂，需要的净压力也最大。净压力可以通过公式(2)求取，从压裂施工曲线获得地面压力，从分段输送的液体/支撑剂密度获得静液柱压力，从升排量或降排量测试获得摩阻，从压降分析获得裂缝闭合压力。

pnet=psurface+Δphydrostatic-Δpfriction-σclosure

(2)

式中pnet——净压力，MPa；

psurface——地面施工压力，MPa；

△phydrostatic——液柱压力，MPa；

△pfriction——施工摩阻，MPa；

σcloure——地层闭合压力，MPa。

公式(2)求取的净压力，再次通过公式(3)[7]计算，就可以获得施工排量。

(3)

式中E——杨氏模量，MPa；

H——裂缝高度，m；

Q——排量，m3/min；

μ——液体黏度，mPa·s；

L——裂缝半长，m；

ptip—裂缝尖端压力，MPa。

根据黄陵探区长6储层水平两向应力差为4～6 MPa、储层厚度为20～40 m计算，实现地层天然裂缝张开的排量大约需要5 m3/min，其净压力才能克服两向应力差而产生复杂裂缝。可见，施工排量大于5 m3/min就能满足该区体积压裂的需求。

2.2　水平井体积压裂工艺优选

水平井体积压裂的主要特征是大排量、大砂量、大液量、低砂比、低伤害，射孔方式采用多簇射孔[5-7]。水平井体积压裂工艺优选原则主要包括以下几点：①充分发挥体积压裂优势，沟通有效储层、天然裂缝；②结合最大主应力方向优化缝网；③整体考虑，段间距、簇间距、分层、分靶点位置优化；④点面结合，单井优化时充分考虑邻井影响；⑤提高裂缝半长，最大限度提高水平井改造控制面积。

体积压裂工具的性能决定着体积压裂工艺的实用性和效果[8-9]。在延长油田，根据使用工具的不同分为桥塞射孔联作和水力喷射环空加砂两种工艺，这两种压裂工艺均使用在致密油水平井体积压裂中。两种工艺的适用范围和优缺点详见表1。

表1　体积压裂工艺特点对比Table 1　Volume fracturing process characteristics

2.3　新型滑溜水压裂液体系研究

根据储层弱水敏、中等偏强速敏、弱酸敏、中等—弱盐敏和中等至弱碱敏的特征，优化压裂液体系，以降低储层伤害和提高返排效果。根据体积压裂特点确定滑溜水作为页岩储层压裂液[10-12]。该液体具有以下特点：①摩阻低，可以解决大排量引起的摩阻过高问题；②具备较强的黏土防膨能力，避免滑溜水进入储层造成水敏伤害；③有较低的表界面张力，进入储层后易返排，对储层水锁伤害小；④性能稳定，配液方便。因此，滑溜水压裂液体系添加剂主要包括减阻剂、黏土稳定剂、助排剂及杀菌剂等。按照优化出的各添加剂用量组成滑溜水配方：0.075% YCJZ-1+0.4% YCWD-1+0.4% YCZP-2+0.05% YCSJ-1+清水。按配方要求将添加剂混合搅拌均匀后，对滑溜水的各项性能指标进行了评价，试验结果(表2)显示各项指标符合标准要求，能达到减阻、防膨和助排的要求[13]。

表2　滑溜水各项性能指标表Table 2　Slickwater each performance index table

3　现场实践

3.1　体积压裂水平井与定向井增产效果对比

按照本文研究成果，采用水力喷射环空加砂和桥塞射孔联作两种工艺，施工排量为6～10 m3/min，单段加砂量为50～70 m3，平均砂比为10%～20%，压裂液采用新型滑溜水压裂液体系，在黄陵油区(截至2017年6月)成功进行了32口井的水平井体积压裂施工，取得了较好的压裂施工效果，初周月平均日产油10.6 t，目前平均日产油8.2 t，是该区定向井平均产量的19倍以上。

3.2　体积压裂与常规压裂水平井稳产效果对比

SP-5井为黄陵探区的第1口采用体积压裂的水平井，水平井段长度为1220 m，该井采用桥塞射孔联作技术，优选新型滑溜水压裂液体系，成功完成11级体积压裂施工，该井施工总液量为9863 m3，总砂量为732 m3，施工排量为10 m3/min。示例(图2)第1段压裂施工排量为10 m3/min，加砂量为60 m3，入井液量为598 m3，破裂压力为29.4 MPa，工作压力为21.2～42.3 MPa，停泵压力为9.2 MPa。

SP-5井初周月日产液22.3 m3，日产油12.8 m3，含水35.3%；目前日产液16.0 m3，日产油10.4 m3，含水26.9%。SP-4井和SP-5井是黄陵探区2015年投产的同井场同层的两口水平井，SP-4井采用常规水平井压裂，初周月日产液18.0 m3，日产油11.0 t，含水31.3%；目前日产液4.0 m3，日产油2.1 m3，含水40.9%。可见，SP-5井的产量、稳产周期明显高于SP-4井。

图2　SP-5井第1段压裂施工曲线Fig.2　Fracture construction curves of well SP-5

4　结论和建议

4.1　结论

(1)根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则，结合黄陵油区储层特征，从理论上确定了黄陵探区长6储层排量达到5 m3/min时，产生的净压力就能克服两向应力差而产生复杂裂缝，从而实现体积压裂。现场实践的成功证实这种优化方法是科学合理的。

(2)根据水平井体积压裂排量大等特点确定了桥塞射孔联作和水力喷射环空加砂两种工艺，并确定了施工排量为6～10 m3/min，单段加砂量为50～70 m3，平均砂比为10%～20%等施工参数。

(3)按照储层特征和体积压裂的需求，优化出了一种新型的滑溜水压裂液体系：0.075% YCJZ-1+0.4% YCWD-1+0.4% YCZP-2+0.05% YCSJ-1+清水，在现场应用方便，适应性好。

(4)目前，现场共进行了32口井的水平井体积压裂施工，单井平均产量是该区定向井平均产量的19倍以上，增产效果明显。通过SP-5井与SP-4井对比得出，投产初期SP-5井日产油是SP-4井的1.16倍；两年后，SP-5井日产油是SP-4井的4.95倍。可见，与水平井常规压裂相比，体积压裂可以明显提高致密油水平井的产量和稳产周期。

4.2　建议

(1)水平井体积压裂现场取得了好的效果，但“段”与“簇”之间的协同关系还需要进行深入研究，为方案进一步优化提供依据。

(2)需要对致密油体积压裂裂缝展布规律进行深入研究，特别是压裂液黏度变化和支撑剂粒径变化之间的关系还需要进行大量研究和试验，以进一步提高裂缝的复杂性，优化裂缝结构，并提高次生裂缝的实际导流能力。