安塞油田致密砂岩井体积压裂现场先导试验①

姬 伟　申 坤　张育超　牛 萌　折立军　王海强　陈 刚

1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂　2.延长油田股份有限公司勘探开发研究中心

安塞油田致密砂岩井体积压裂现场先导试验①

姬 伟1申 坤1张育超1牛 萌2折立军1王海强1陈 刚1

1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂2.延长油田股份有限公司勘探开发研究中心

摘要安塞油田属典型的“低压、低渗、低产”致密砂岩油藏，储层物性差，非均质性强，新投产油井需要通过压裂改造方能建产。随着油田的开发，受闭合压力影响，迫使油井需进行二次或三次压裂改造恢复其生产能力。受选井条件限制，常规增产措施后增油幅度小，压裂后很难形成新的裂缝，导致油井措施后有效期短。以安塞油田杏18-A为例，以“大液量、大排量、大砂量、低砂比”的工艺体系开展了混合水体积压裂先导探索试验，并配合开展了微地震裂缝监测。现场应用结果表明，较常规压裂而言，该工艺形成的裂缝体积增大了126.7%，平均单井日增油提高1.7倍，在储层重复压裂方面表现出明显的改造优势。

关键词体积压裂致密砂岩油藏现场试验微地震监测安塞油田

1基本概况

1.1油田概况

安塞油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段北部，属典型的特低渗透致密砂岩油藏[1]。主力油层长6平均孔隙度12.4% ，气测渗透率0.45×10-3μm2。长6油层岩石弹性模量为3.4×104MPa。其中，长石含量高达46%～69%，石英次之，泊松比0.23，岩石脆性指数为45.1。水平应力差值保持在2～4 MPa之间，有利于天然裂缝的开启。天然裂缝发育，裂缝密度2～2.5 条/m；人工裂缝平行于水平最大主应力方向 NE60°～80°，高8～26 m。原始地层压力8.3～10.0 MPa，地层饱和压差3～4 MPa，主力油藏平均压力保持水平在101%。油田新投油井无产能，经压裂和注水开发后，单井产能在2～3 t，是典型的“低压、低渗、低产”三低油藏。

1.2压裂工艺现状

安塞油田压裂工艺应用已近30年历史[2]，油井初次改造形成以井筒为线性流中心的单一对称双翼缝，压裂控制泄油面积小，长期开发导致地层压力保持水平下降，受闭合压力影响，支撑剂破碎变形，裂缝导流能力下降，重复压裂是恢复油井产能的主要手段之一。

安塞油田常规复压措施后，平均日增油1.2 t，油井产能虽有提升，但与初期产能相比，仍不够理想。随着注水油藏的开发，中高含水井逐渐增多，裂缝主向井见水程度高，侧向剩余油动用程度低。近年来，针对中高含水井陆续开展了改变相渗压裂、缝内转向压裂、堵水压裂等控水改造工艺，但由于加大了控水目的，改造规模较小，增油幅度低，且油层纵向改造不充分，主体工艺有效率及增产效果呈下降趋势。

受北美非常规页岩气体积压裂开发的启发，我国压裂工艺由重启裂缝向缝网改造转变[3-4]，以增大储层改造体积为方向，安塞油田进行了此类工艺的试验与探索。

2体积压裂工艺体系

2.1造缝机理

针对安塞油田致密储层天然裂缝发育、岩石脆性指数高的特点，压裂液体优选滑溜水+交联液混合型体系[5]，并根据液体类型及其作用分为3个阶段：第一阶段，注入滑溜水，主要作用是开启天然裂缝；第二阶段，注入低砂比基液，主要作用是扩大天然裂缝开启程度，提高主裂缝导流能力；第三阶段，注入交联胍胶液体，携带高砂比支撑剂，增加主裂缝近井地带导流能力。

采用大砂量、大液量、大排量、低砂比的工艺参数，满足裂缝净压力达到一定的限制，或通过射孔、缝内转向、排量优化等保证水平两向应力差与天然裂缝形成一定的角度，开启天然裂缝并迫使高强度支撑剂(石英)有效支撑，实现天然裂缝的开启且与人工裂缝的有效沟通，形成裂缝网络系统，实现对储层三维方向的立体改造，从而扩大泄油面积，提高单井产量。

2.2工艺参数

通过模拟排量与净压力关系图(图1)，采取6.0 m3/min的排量基本能够满足天然裂缝开启所需的净压力。但为了产生更多的横向分支缝，需进一步提高缝内净压力。但并非是排量越大净压力越高，在8 m3/min以后，净压力提升幅度变缓。因此，体积压裂排量的适用范围在6.0～8.0 m3/min之间。

在排量满足一定带宽基础上，需进一步对液量进行分析，满足带长对体积改造的要求。从不同压裂液入地液量与带长匹配图(见图2)可看出，入地强度在25 m3/m时，带长最大，之后继续加大液量，对带长影响不大。

砂量对于储层纵向改造起到决定性的作用，通过模拟不同入地强度砂量与带宽图(见图3)可看出，当单位加砂强度在2.0～2.5 m3/m时，带宽达到了最高值。此后，再增大加砂规模，对带宽的增加影响不大。且过多地增加入地砂量，还会导致油井沟通水层过早见水。

2.3液体体系

由于体积压裂追求的不仅是原始裂缝的开启，同时也要求形成一定规模的缝网，这就要求压裂液须满足以下几个条件：

(1) 在改造初期，依靠大排量携砂。要求压裂液体具备高滤失、高弹性、低黏度的特性，保证液体的有效作用距离及波及体积。

(2) 由于施工排量大，应配备具有良好流变性能且低摩阻的液体，可通过在基液中添加降阻剂实现。

(3) 较大的压裂规模要求压裂液的成本较常规压裂低，配备方便，存放要求低，酸碱腐蚀性小。

(4) 对储层伤害小，易返排。

2.4施工管柱

由于体积压裂施工排量大，为达到施工强度，采用光套管注入、3#加厚油管注入或油套同注均可满足施工要求。但为了提高排液速度，降低套管的损害，以及携带井下压力计等监测工具的方便，应优先选取3#加厚油管注入，排量大于6 m3套管正常井可选择光套管注入或油套同注。由于排量较高，造成井筒磨阻较大，可适当添加一定降阻剂降低施工泵压。

2.5配套监测

施工前，对措施井下入井下微地震监测仪器，根据伽马曲线进行校深，明确监测仪器下入深度。地面分布若干主分站点，进行震点的实时拾取，开展压裂裂缝的实施监测。

3杏18-A井体积压裂先导试验

3.1杏18-A井况

杏18-A井位于杏河油藏中部，属主裂缝线侧向见效井，投产于1996年8月。油层厚度11.9 m，平均渗透率0.38×10-3μm2，初次改造加砂强度1.17 m3/m，砂比34.1%，排量0.6 m3/min，入地液量51.3 m3，破裂压力24 MPa。

该井措施前压力保持水平115.2%，单井控制可采储量7.5×104t，采出程度仅26.4%，剩余油饱和度测试显示，裂缝侧向剩余油富集，措施前日产液4.82 m3，日产油3.79 t，含水6.7%。生产动态已不足以体现实际生产能力。

根据初次压裂资料进行裂缝几何尺寸模拟，压裂形成的支撑缝长118.5 m，缝高28.9 m，缝宽0.27 cm，导流能力32.5 μm2·cm。根据酸压裂缝导流能力模型[6]计算，目前导流能力为4.7 μm2·cm。为有效进行剩余油开采，需对该井进行重复压裂改造。

3.2杏18-A井施工方案设计

3.2.1设计思路

结合储层物性及初次改造程度，进一步提高加砂强度及施工排量，降低产层与隔层应力差值，增加纵向改造程度[7]；增加入地液量，结合低砂比追求缝长，更多地沟通天然裂缝。降低基液黏度，液体体系采用滑溜水，要求基液黏度在170 s-1下不低于9 mPa·s。泵注前期石英砂支撑剂采用0.42～0.21 mm，后期采用0.841～0.42 mm，砂比逐渐增大，铺砂浓度逐步提高，确保后期闭合应力下主缝优势。为满足施工排量要求，泵注采用光套管注入方式。

3.2.2施工参数

结合设计思路，优化后确定加砂量30 m3，排量6 m3/min，入地液量264 m3，携砂液平均砂比12.2%。

3.2.3软件模拟

采用初步设计施工参数，通过Frac.P.T软件模拟(见表1)，压裂后支撑裂缝长为182 m，缝高27.7 m，缝宽0.88 cm，平均导流能力可恢复至18 μm2·cm。

表1 软件模拟结果Table1 Simulationresultsofsoftware水力裂缝半长/m119.8支撑裂缝半长/m91.5裂缝总高/m36.3支撑裂缝总高/m27.7裂缝顶部深度/m1500支撑裂缝顶部的深度/m1504裂缝底部深度/m1536.3支撑裂缝底部的深度/m1531.7平均导流能力/(μm2·cm)18平均裂缝宽度/cm0.88无因次导流能力8.62平均铺砂浓度/(kg·m-2)6.54

3.3施工概况及效果

2012年8月，对杏18-A井实施混合水体积压裂施工，同时开展嵌入式震点探测实施裂缝监测。地层破裂压力17.8 MPa，破压后工作压力14～16 MPa，停泵压力9.5 MPa，施工过程顺利无异常(图4)。

裂缝监测显示压裂产生了一条NE55.2°主裂缝，裂缝总长245.8 m，两翼相比，裂缝向东翼延伸较多。裂缝的影响高度为36.7 m左右，产状为垂直。措施后，日产液6.93 m3，日产油5.25 t，含水9.9%。截止2014年2月10日，仍处措施有效期，累计生产时间519天，累产油1 795 t，累增油676 t,较常规重复压裂平均单井日增油高1.7倍，平均含水上升幅度比常规压裂低2个百分点。

3.4工艺评价

邻井杏侧19-B常规压裂监测显示，裂缝长度203.3 m，裂缝高度26.5 m，方位NE51.5°；与其对比，混合水体积压裂裂缝方位与常规压裂基本保持一致，但缝长、缝高分别提高17.3%和27.8%，裂缝体积扩大了126.7%，与措施前压裂软件模拟结果一致。这表明，混合水体积压裂在裂缝规模上较常规压裂有较大程度的突破，对增加泄油面积有积极的意义。

从增油效果看，该工艺较常规压裂表现出较好的稳水增油优势，采油速度提高，合理恢复了油井生产能力。但该工艺在安塞油田尚属试验阶段，仍存在一些问题值得进一步研究和探讨。

4结论与建议

(1) 针对体积压裂作用机理，开展了工艺参数及液体体系研究，明确了安塞油田致密砂岩井具体的施工工艺体系，并优选井层试验了一口混合水体积压裂施工。

(2) 结合微地震裂缝监测结果，该工艺从裂缝体积本身有了较大程度的突破，增大了泄油面积，导流能力的增加恢复了油井正常生产能力，较常规压裂裂缝体积扩大了126.7%，增油效果增加了1.7倍，且含水上升幅度较常规压裂低2个百分点，在储层重复压裂方面表现出较好的改造优势。

(3) 从井网、水线、剩余油分布角度，需进一步优化完善选井选层标准。

(4) 施工参数及液体体系仍需研究及优化，以针对不同物性及开发特征油井。

(5) 针对物性较差的老井，提高单井产能仍需进行大量的工艺试验与总结，从经济效益角度体现工艺应用价值。

参 考 文 献

[1] 赵靖舟， 吴少波. 论低渗透储层的分类与评价标准——以鄂尔多斯盆地为例[J]. 岩性油气藏， 2007， 19(3)： 28-31.

[2] 黄战卫， 邱家友， 张育超， 等. 安塞油田压裂工艺进展及下步方向[J].石油与天然气化工， 2014， 43(1)： 78-85.

[3] 叶成林， 王国勇. 体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例[J]. 石油与天然气化工， 2013， 42(4)： 382-387.

[4] 唐梅荣， 赵振峰. 多缝压裂新技术研究与试验[J]. 石油钻采工艺， 2010， 32(2)： 71-75.

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[6] 龚明. 计算酸压裂缝导流能力的新模型[J]. 天然气工业， 1999， 19(3)： 70-75.

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Field pilot test of volume fracturing in tight sandstone well in Ansai Oilfield

Ji Wei1, Shen Kun1, Zhang Yuchao1, Niu Meng2, She Lijun1, Wang Haiqiang1，Chen Gang1

(1.TheFirstProductionPlant,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an716002,China)

(2.ResearchCenterofExplorationandDevelopment,YanchangOilfieldCo.,Ltd,Xi’an716001,China)

Abstract:Ansai Oilfield is a typical tight sandstone reservoir with “low pressure, low permeability, low production”, which has poor reservoir property and strong heterogeneity. The new well build the production only by fracturing. With the development of oilfield, the well affected by the closure pressure need second fracture or third fracture to restore production. However, by the limit of well selection conditions, conventional measures of increasing production only make low oil increasing, and the validity period is short since fracturing is hard to make new fracture. Taking Ansai Oilfield Xing 18-A as an example, this article specified the construction scheme and take mixed water volume fracturing pilot test with “large fluid measure, large displacement, large sand measure, low sand ratio” while taking the microseismic crack monitoring. Field application results showed that compared with conventional fracturing, the crack volume which was formed by this technology enlarged 126.7%, and the average single well daily oil-increasing improved 1.7 times. It showed obvious advantage in reservoir refracturing.

Key words:volume fracturing, tight sandstone reservoir, field test, microseismic crack monitoring, Ansai Oilfield

收稿日期：2014-12-30；编辑：冯学军

中图分类号：TE343

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.017

作者简介：姬伟(1985-)，男，2010年毕业于成都理工大学，硕士，工程师，现任职于长庆油田公司第一采油厂采油工艺研究所，从事油气田开发与增产措施工作，发表论文近10篇。E-mail：jw888_cq@petrochina.com.cn

基金项目：①长庆油田分公司科研项目“低渗透油藏老井混合水压裂技术试验与推广”(1813a003615002)。