缝网压裂技术在鄂尔多斯盆地S区块特低渗透砂岩油藏水平井开发中的应用

梁卫卫，张 亮，崔鹏兴，唐后军，丁 磊，杜林徽

（1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2. 陕西延长油田股份有限公司富县采油厂）

水平井缝网压裂技术是近几年来开发致密砂岩油藏及特低、超低渗油藏的重要技术手段之一[1–2]，该技术可以在地下形成复杂的裂缝群体，沟通水平井井筒附近、上下油层及远端油层[3–4]，有效增加单井泄油面积、提高动态控制储量、保障波及区域内压力均匀，从而获得较高单井产量以及延长油井稳产时间。当前，对于缝网压裂中缝网形成的地质力学条件研究已经取得了一定的认识，如针对于天然裂缝发育与天然裂缝不发育储层缝网压裂时裂缝内净压力值的大小等均给出了说明[1–4]。但对于水平井+缝网压裂技术在特低渗、超低渗油藏中的裂缝形态精确描述还处在探索阶段。前人主要研究了压裂液优化配置及施工参数、水力裂缝的诱导应力差模型及裂缝形成机理，以及应用数值模拟方法研究压裂裂缝最优间距等[5–6]，均取得了一定的认识。开发实践得出，缝网压裂技术较适用于储层物性较差的致密砂岩厚油藏开发。

1 区块概况

1.1 地质基础

研究区S区块位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡南部，区内局部鼻状微构造发育，无断层发育。三叠系延长组是研究区的油气储层。根据盆地沉积演化史等资料可知，延长组长8油层组沉积大背景为湖泊三角洲沉积环境，物源为北东–南西向，主要发育三角洲前缘和前三角洲两种亚相，细分为水下分流河道、水下分流河道间和前三角洲泥三类微相。延长组长8油层组细分为长81及长82两个油层亚组，其中长821为主力开发目的层，该小层属于水下分流河道沉积，常见交错层理及水平层理，砂体呈现正韵律特征，该小层平均孔隙度9.76%，平均渗透率 0.35×10–3μm2，砂体厚度30～35 m，油层厚度20～25 m，属于较厚致密砂岩储层[7]。

1.2 地应力特征

由野外露头、岩心观察及裂缝监测等资料得知，研究内长8油层组发育天然裂缝，具有缝网压裂改造的内在潜力；同时该小层水平最小主应力梯度0.0141～0.0197 MPa/m，通过计算得出水平主应力差异系数小于 0.3，具备形成压裂缝网的应力条件[8]。参考实验室资料得知，鄂尔多斯盆地构造缓和区域低渗透砂岩的抗张强度在3MPa左右[9]。

2 缝网压裂机理及参数设计

2.1 缝网压裂机理

（1）缝网压裂原理。缝网压裂即利用储层岩石水平主应力差值、岩石抗张强度及压裂时裂缝内的净压力值的大小关系，通过调整压裂施工参数等措施在储层岩石上形成分支缝，多个分支缝交错形成“网状缝”的裂缝分布体系。

（2）形成缝网的地应力条件。参考前人研究成果，对于天然裂缝发育的储层，施工时裂缝内净压力值必须大于储层岩石的水平主应力差值；对于天然裂缝不发育的储层，净压力值必须大于储层岩石水平主应力差值及岩石的抗张强度之和，才能克服应力条件在储层岩石上形成新的分支缝[10–12]。

（3）缝网压裂施工特点。缝网压裂通过分段多簇射孔，采用大排量、高液量等方式在储层中形成网状裂缝，该裂缝系统可以有效增大储层的渗透率、渗流面积及裂缝的导流能力，实现对储层岩石在立体上的全方位改造，极大提高单井产量。与常规压裂对比，缝网压裂一般采用低黏度压裂液体系，采用分段多簇，减小段间距，增加裂缝间干扰带，小粒径、高排量等施工工艺，可在储层中形成区分于常规压裂单一裂缝的网状裂缝。

2.2 缝网压裂参数设计

（1）施工净压力。压裂施工时，使用边界元法对裂缝延伸进行了模拟研究，采用净压力系数法对施工压力及裂缝延伸进行研究[13]，净压力系数表达式为：

式中：Rn为净压力系数；Pf为裂缝内的流体压力，MPa；、σmax、σmin分别为储层岩石的水平最大及最小主应力，MPa。

通过实验研究得知，施工时裂缝内的净压力系数越大，形成的裂缝系统越复杂，通过采用大排量施工提高施工压力可以有效形成复杂的缝网系统。

（2）施工排量。施工排量是影响裂缝内流体净压力系数的重要参数，施工排量越大，净压力系数越大，形成的裂缝系统越复杂，因此大排量施工是确保缝网压裂成功的前提。综合考虑现场施工设备、压裂层段储层应力条件及已压裂水平井资料，水平井1长821小层压裂施工时前期采用低排量，将前置液充分进入储层天然裂缝及高渗透条带内，压开地层后再提高排量对裂缝系统进行充分拓展。因此本次施工前置液阶段排量2～6 m3/min，携砂液阶段排量10 m3/min，确保在储层中形成复杂的缝网。

（3）压裂液体系。在储层岩石应力条件一致的前提下，压裂液体系黏度越小，摩阻越低，导压性能越好，越有利于开启微裂缝，即压裂时产生的人工缝与天然裂缝的转向延伸净压力越小，更容易形成复杂缝网。根据储层实际及室内实验数据，压裂液体系分为前置液体系及主压裂阶段压裂液体系两类，前置液体系由活性水+0.3%表面活性剂+0.3%黏土稳定剂+0.1%抑菌剂等组成，主压裂阶段压裂液由滑溜水+基液+交联液+支撑剂组成，其中主要添加剂为0.5%降阻剂、0.4%活性剂、0.3%稳定剂、0.2%破乳剂、0.35%的增稠剂、0.1%的低温激活剂、0.5%的交联剂、0.003%破胶剂，各种液体配方性能满足施工要求，支撑剂主要由40/60目高强度陶粒及20/40目的中高强度石英砂组成。

（4）加砂量及平均砂比。缝网压裂储层改造一般为大砂量、高液量[14–15]，考虑压裂目的层裂缝延伸长度及相关参数，采用压裂软件计算出研究区每段加砂规模为35～50 m3。本次压裂设计采用逐级提高砂比的加砂方法，该方法的优势为提高支持剂砂量的利用率，降低造缝时产生的附加压力降，最大程度降低裂缝内流体的净压力值损失。本次压裂设计起步砂比为3%～5%，最高砂比30%～35%，平均砂比15%～20%。

3 现场应用及效果分析

3.1 施工情况

水平井1目的小层为长821，水平段长950 m。为进一步提高储层压裂改造效果，根据缝网压裂施工理论及相关技术，采用分级压裂易钻桥塞及射孔联作工艺进行缝网压裂现场施工，共压裂 14段 39簇，平均段间距35 m，射孔簇间距20 m。每段压裂前先采用两段酸液对压裂段进行处理，中间用滑溜水段塞隔开，保障射孔孔眼的清洁及达到较低的破裂压力。针对每一段施工，采用滑溜水造缝，施工排量6～10 m3/min，携砂液施工排量10 m3/min；中间加基液段塞进行支撑剂清扫及携带，单段平均用液量710 m3，单层平均加砂量50 m3。整个压裂共使用活性水1 000 m3，滑溜水3 800 m3，基液3 100 m3，交联液2 100 m3，总液量合计10 000 m3；支撑剂陶粒280 m3，石英砂430 m3，共计710 m3。

3.2 施工过程分析

统计水平段14段压力施工曲线表明，其具有明显的多分支缝或微裂缝形成特征，在前置液注入过程中，油压达到破压后曲线基本呈现锯齿状特征，这与常规压裂中油压曲线特征有一定的不同。

图1中第四段压裂过程中共加入前置液56.4 m3，携砂液 515.7 m3，顶替液 32.0 m3，加入常规粒径0.425～0.85 mm石英砂支撑剂45.0 m3；大排量、大液量施工过程中，油压值不断上升达到破压，其克服了储层应力值在储层中形成主裂缝，此时油压有一定程度的降低，但由于施工排量大，储层中破裂产生的裂缝体积很快被压裂液充填，使得油压再次增高，此时逐级提高砂比达到设计砂比，形成第一阶段主裂缝填砂支撑，停止加砂程序；当进行第二阶段加砂时，油压相比于第一阶段高2.4 MPa（第五段压裂中第二阶段油压增高4.5 MPa），第二阶段裂缝内的净压力值有大幅增加，可以压开新的分支缝，后续加砂阶段压力重复上升，进而形成缝网。

统计该井14段压裂曲线数据表明，阶段加砂过程中油压呈现锯齿状特征，压力差值在2.2～5.4 MPa，说明压裂过程中在储层中形成了网状裂缝。同时，随着压裂过程中砂比的不断增高及段塞基液的加入，油压有一定程度的增高，从图1A可以看出，油压在C点上升了1.32 MPa，D点上升了0.4 MPa，裂缝内油压的相对增大亦可以克服地应力形成多分支缝，说明网状裂缝系统形成于压裂的整个过程。为了促进压裂过程中网状裂缝的形成，前置液阶段排量可以适当加大，提高裂缝内的净压力值，同时携砂液加入过程中适当增加段塞数量，或者在段塞中加入适当的暂堵剂，促使裂缝内净压力值再次升高，形成更多的分支缝或微裂缝，达到充分改造储层的目的。

3.3 裂缝监测解释

试验水平井1采用井下微地震监测技术产生的裂缝形态，在监测井中下入检波器，检波器收到的大量微地震事件信号，通过背景噪音分析、事件筛选及预处理、后期处理等步骤可得出裂缝的产状信息；通过数据处理及解释，可以得到裂缝参数中裂缝基本参数。本次水平井1压裂阶段共监测裂缝事件1 350个，形成平均裂缝长270 m、缝高90 m，缝宽110 m，平均裂缝方向为北东80°的裂缝。

图1 压裂施工曲线

3.4 压后生产分析

截至2016年底，研究区共压裂投产水平井16口，其中缝网压裂4口，常规压裂12口，目的层均为长821小层，储层物性条件基本相似。通过对比两种压裂方式施工参数及压后油井产量可以得出：缝网压裂方式可以有效提高水平井初期单井产量及稳定产量，提高单井控制地质储量，获得了较好的经济开发效益，是目前开发致密特低孔、特低渗砂岩厚油藏的重要手段之一（表1）。

表1 压裂施工参数及压后效果统计

水平井分段数是影响压后产量的重要因素，通过对比井2、井3与井4的压裂参数可以得出，在压裂段数基本一致的前提下，大液量、高排量的缝网压裂模式下水平井产量为常规压裂模式下的2倍左右。对比井1、井2两口缝网压裂水平井相关参数（扣除压裂段数影响）可以得出，施工总液量越大排量越高，压后水平井的产量越高。

施工液量、排量是影响压后油井产量的重要因素，排量相对较高可以在储层主裂缝内形成更高的净压力值，达到储层形成多分支缝及微裂缝的地应力条件，因此高排量施工可以在储层中形成体积较大的缝网体，较高的裂缝导流能力及相对较大的渗流面积为油井高产稳产提供了物质基础。对比缝网压裂与常规压裂初期及稳定产量也证实了缝网压裂后水平井初期产量相对较高，稳定产量也相对较好，达到了高效开发致密砂岩储层的目的。

4 结论

（1）S区块属于特低孔、超低渗致密砂岩储层，该类储层天然裂缝及层理发育，压裂后可形成网状裂缝系统；裂缝监测资料也证实缝网压裂可以在储层中形成复杂分布的裂缝系统。

（2）缝网压裂技术采取的大液量、大排量等施工参数可以在储层中形成网状裂缝，有效增大单井泄油面积，增大裂缝导流能力，大幅度提高单井产量，实现了经济有效开发致密储层的目的。同时为了有效提高裂缝内的净压力值，在前置液注入过程中适当提高排量，或者在携砂液注入过程中增加基液的段塞数量或者在段塞基液中加入适当数量的暂堵剂，可以达到储层压裂网状裂缝的应力条件。

（3）对于储层物性较差的特低孔、超低渗致密砂岩油藏，通过水平井+缝网压裂开发技术可以达到有效开发的目的，本文的压裂实例进一步验证了缝网压裂技术在该类储层中应用的可行性。