子长油田肖家河区长4+5、长6储层压裂特征研究

李国雄，史 飞，刘 鼎，陈向东，程某存，徐少华，赵艳林

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069；2.延长油田股份有限公司子长采油厂，陕西 子长 717300)

鄂尔多斯盆地低渗-特低渗岩性油气藏，普遍具有低渗透、低压、低产、低丰度等特征，为了有效地提高油气田的渗透率，达到理想的投产效果，压裂改造技术成为最重要的增产手段。国内外针对不同地区的低渗储层，压裂技术选择逐步多元化。压裂技术最早起源于美国，上世纪70年代应用于低渗透油气田，我国现今低渗储层压裂技术的应用比较成熟，主要有水力压裂、水平井分段压裂、爆破压裂、重复压裂、暂堵压裂、CO2泡沫压裂等技术方法[1-5]。针对不同的储层，选择适应的方法也不同，同时压裂液类型和支撑剂类型对压裂工艺影响也很大，通过对子长油田肖家河区压裂技术进行研究及应用效果评价，充分认识该区的压裂机理和特征，对油田实现增产和稳产的目标具有一定意义。

1 研究区概况

子长油田肖家河区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡东部，构造相对简单，总体上是平缓的西倾单斜，坡度为0.5°左右，每km坡降8～10 m，构造圈闭不发育，主要以岩性油气藏为主，局部发育差异压实形成的低幅度鼻状隆起构造，方向近东西向，对油气富集有一定控制作用。研究区面积23.5 km2，共有各类井276口，完井方式主要是射孔完井，油井射孔后几乎无自然产能，随后实施压裂措施获得工业油流，压裂层系主要是长4+5和长6，其中部分老井进行重复压裂，两种措施共同开展得以实现油田稳产、增产的目标。

2 压裂工艺

2.1 压裂机理

研究区主要压裂方式是水力压裂，其工作原理是利用地面高压泵组，将压裂液(前置液)注入井中，然后在井底形成高压，等待压力超过井射孔段地应力及岩石抗压强度后，该段地层将破裂成缝，压裂液(携砂液)携带支撑剂进入裂缝并将支撑剂输送到预定位置，而后顶替液将井筒中未到达裂缝的携砂液替入裂缝中，防止井筒沉砂，停泵后，压力下降，地层中形成一定高度和长度及宽度的填砂裂缝，填砂裂缝具有很高的渗流能力，能有效地改善储层物性。部分老井实施重复压裂以提高单井产量，主要的机理及作用是：①重新开启原来的压裂缝；②有效延伸原有裂缝系统，增加了原裂缝系统的渗流通道，扩大了裂缝面与含油层的接触面积；③二次压裂产生新裂缝。这些效应说明重复压裂的也是油田增产必不可少的一种方式。

2.2 压裂液类型

肖家河区结合储层的实际情况主要使用胍胶压裂液，少量井选择清洁压裂液。胍胶压裂液具有价格低廉，施工技术成熟的优势，占据90%以上的压裂液市场，但是胍胶压裂液破胶后会有残渣产生，对储层有一定的伤害性，国内一些低渗透油藏在提高交联剂性能的基础上，利用低浓度胍胶液实现原有压裂液的要求，破胶后大幅度降低了残渣的产生，使储层伤害大大降低[6]。清洁压裂液是一种粘弹性物理凝胶水基压裂液，表面活性剂在溶液中起到了关键作用，应用于储层时，具有虑失量小、不易形成泥饼，储层伤害小的特点，同时它也能有效地控制支撑裂缝的高度[7]。研究区利用清洁压裂液这些特点有利于控缝压裂的实施。

2.3 支撑剂类型

支撑剂在水力压裂中重要性很高，压裂缝的导流能力与支撑剂的选择息息相关。目前，低渗储层应用的支撑剂主要有人造陶粒、树脂包层砂和天然石英砂[8]。本区以天然石英砂为主要的支撑剂，粒径0.5～0.8 mm，与研究区常温、低压、浅埋藏的地层特征匹配度高。

3 研究区压裂特征

3.1 破裂压力分析

通过对研究区内各含油层系破裂压力参数进行统计(表1)，发现本区长4+5地层破裂压力最大值为33.3 MPa，最小值21.8 MPa，平均破裂压力26.88 MPa；长61地层破裂压力最大值为45 MPa，最小值13.7 MPa，平均破裂压力28.7 MPa；长62地层破裂压力最大值为43 MPa，最小值22 MPa，平均破裂压力33.12 MPa。压裂停泵压力和油层厚度变化不大。破裂压力随着地层埋深增大而增大的趋势较明显，但是各别油井地层破裂压力较低，分析认为破裂压裂不仅仅受埋深的影响，还与地层特征有关，小值的出现推测认为是由压裂过程中遇到地层构造裂缝引起的原因，同时地层中的流体及砂岩组分结构都会对破裂压力产生影响。

表1 肖家河区储层破裂压力参数统计

3.2 加砂强度分析

加砂强度是油层加砂量与油层厚度的比值。本次研究统计了一定的油层厚度情况下，加砂强度和产液量的数据，绘制了研究区长6油层组加砂强度与产液量的关系图，见图1。

图1 肖家河区长6油层组加砂强度与产液量关系

根据图1分析我们可以得出：在一定的油层厚度条件下，加砂强度和产液量大致呈正相关关系，即随着加砂强度的增加，产液量呈现增加的趋势；而在产液量相同的情况下，4 m厚度油层的加砂强度明显小于3 m的，即随着油层厚度的增加，加砂强度逐渐变小。

4 裂缝监测

4.1 天然裂缝

前人研究成果表明：鄂尔多斯盆地延长组主要发育4 种力学成因类型的裂缝，即压扭缝、张扭缝、膨胀缝和层理缝，根据裂缝强度大小将裂缝发育程度分为不发育、弱发育、较发育和很发育4个级别[9]。陕北地区天然裂缝以构造成因的裂缝为主，子长油田长6天然裂缝以NE方向为主，裂缝角度在40～75°之间，天然裂缝整体弱发育。

4.2 地应力方向

据前人研究结果表明：鄂尔多斯盆地现今最大主应力方向为NE-NEE-近EW向，由盆地西南方向向东北方向逐渐偏转变大，最大主应力方向一般为NE80°左右[10]。

4.3 人工裂缝

人工裂缝的延伸方向及展布形态受天然裂缝和现今地应力共同控制，人工裂缝与天然裂缝的耦合作用越好，说明天然裂缝对人工裂缝的诱导作用越大，相反，现今最大主应力则成为人工裂缝的主控因素[11]。

根据表2微地震人工裂缝监测统计可知，肖家河区长6储层压裂缝主体方向是NE向，裂缝产状多为斜立，裂缝面有一定的角度，倾角范围25°～40°之间，裂缝长度45～115 m之间，裂缝高度范围4～28 m。

研究区人工压裂缝方位大致可分为三个区间：①NE45°～NE70°之间，典型井是L451、L883和L867，这与天然裂缝方向(NE40°～NE75°)具有耦合性；②NE80°～NE90°之间，典型井是L865、L949和L959，与最大主应力方向(NE80°)基本一致；③NE25°～NE40°之间，典型井是L205和L975，这类井的裂缝方向与天然裂缝方向和最大主应力方向都有明显夹角，但这些井只占少数。由此对比可以说明肖家河区长6储层人工裂缝成因比较复杂，主要受天然裂缝和地层最大主应力共同控制，少数还受地层其他因素约束影响。因此在油田后期注水开发注采井网部署时，既要考虑人工缝与天然缝的耦合作用，也要考虑地层最大主应力的影响，同时个别井要结合实际情况进行开发措施，才能使油田达到稳产增产的效益。

表2 肖家河区长6储层人工裂缝特征参数

5 结论

(1)通过研究区压裂机理及特征的分析可知：肖家河区长4+5、长6储层水力压裂的压裂液类型以胍胶为主，支撑剂类型以石英砂为主，油藏埋深较浅，地层整体破裂压力较低。

(2)压裂过程中，加砂强度与产液量及油层厚度之间存在一定规律，在一定的油层厚度条件下，加砂强度和产液量大致呈正相关性，而在产液量相同的情况下，随着油层厚度的增加，加砂强度逐渐变小。

(3)微地震监测资料研究可知：本区人工裂缝方位以NE向为主，部分井人工裂缝方向(NE45°～NE70°)与天然裂缝方向(NE40°～NE75°)具有耦合性，另一部分井人工裂缝方向(NE80°～NE90°)与最大主应力方向(NE80°)基本一致，裂缝成因主要受天然裂缝和地层最大主应力共同控制。