超浅层致密油藏整体压裂技术研究及应用

熊 佩，胡艾国，李国锋，姚昌宇

（中国石化华北分公司工程技术研究院，河南 郑州 450006）

超浅层致密油藏整体压裂技术研究及应用

熊 佩，胡艾国，李国锋，姚昌宇

（中国石化华北分公司工程技术研究院，河南 郑州 450006）

针对超浅层致密油藏人工裂缝形态复杂、压裂液破胶困难、地层能量低压裂难度大等难点，以渭北长3超浅层油藏为研究对象，利用理论研究及现场测试等方法，研究超浅层致密油藏裂缝形态识别方法。结果表明：埋深小于450 m主要形成水平裂缝，大于550 m时形成垂直缝，根据定向井特点优选了机械分压作为整体压裂主导工艺，结合室内实验，评价出渭北长3超浅层低浓度胍胶压裂液配方体系，并重点研究了超低温复合破胶技术。现场试验69口井，改造有效率100%，实现了区块整体压裂开发的技术突破，也为其它超浅层油藏开发提供了技术依据。

超浅层油藏；裂缝形态识别；整体压裂工艺；参数优化

超浅层油藏埋深普遍小于600 m，由于埋藏浅，地层压力低，孔渗性差，需进行良好的压裂改造才具有经济产能，而超浅层油藏压裂改造目前尚存在技术上的难点，主要表现在：①储层埋藏浅，人工裂缝起裂机理与裂缝形态复杂，压后可能出现水平缝、垂直缝以及斜交缝等多种裂缝形态；②对于形成水平缝情况，垂直渗透率是水平渗透率的1/10，将在很大程度上降低压裂改造的效果；③超浅层温度低，常规的胍胶压裂液及其破胶技术在储层破胶困难，容易造成压后液体返排困难，对深部储层伤害大；④地层能量低，稳产时间短，利用水平井开发投入产出比低，如何经济有效地进行压裂一直以来是超浅层致密油藏开发的难点。

渭北油田长3储层埋深200～650 m，储层温度为20～35℃，平均渗透率0.5×10-3μm2，孔隙度10%，地层压力系数0.65，属于典型的低孔、低渗、低压的油藏，压裂是建产、增产乃至稳产的主要手段。由于渭北区块地貌特征复杂，井场征地困难，采用常规直井开发，储层动用程度有限，利用井台打定向井加大了压裂技术的难度。针对超浅层油藏压裂改造存在的问题，开展了超浅层人工裂缝形态研究，通过整体压裂工艺技术优选以及超前注水压裂时机的优化，初步形成了一套适合于渭北油田“超浅层裂缝形态识别+低温压裂液破胶+定向井整体压裂工艺”集成技术，为后期华北分公司超浅层致密油藏的规模开发提供技术保障。

1 超浅层人工裂缝形态研究

裂缝形态直接影响油藏的压裂效果，通过地应力计算、小型压裂测试以及裂缝监测等手段来研究人工裂缝形态，为压裂工艺的选择以及压裂施工参数的优化提供了指导意义，确保压裂改造最大限度地沟通储层，扩大泄油面积，提升改造效果。

1.1 地应力模型法确定裂缝形态

选取经典地应力计算模型，结合渭北长3储层岩石力学参数，计算出产层的分层地应力；根据分层地应力值的对比，确定出裂缝的形态。

1）地应力计算模型的选取

垂向应力等于上覆岩层重量：

式中：σv为垂向主应力，MPa；H为岩层深度，m；ρ为岩石密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。

设定岩石为均质、各向同性的线弹性体，并在沉积和后期地质构造运动过程中，地层与地层之间不发生相对位移，由广义虎克定律得到[1-2]：

式中：εh，εH分别为岩层在最小和最大水平应力方向的应变，无因次；σh，σH分别为最小水平主应力和最大水平主应力，MPa；E为岩石弹性模量，MPa；v为岩石泊松比，无因次；Pp为岩石孔隙压力，MPa；α为修正系数。

当σH＞σh＞σv时，压裂人工裂缝形态为水平缝；当σv＞σH＞σh时，人工裂缝形态为垂直缝。

2）渭北长3油藏地应力计算

通过室内地应力实验测得渭北油田长3储层地层压力系数为0.65，储层岩石平均密度为2.45 g/cm3，泊松比为0.237，弹性模量为20.1×103MPa，取岩心在最小主应力方向上的应变为0.25，在最大主应力方向上的应变为0.5，α在渭北长3取值0.753 5，根据裂缝形态理论机理，当垂向主应力与水平最小主应力接近（σv≈σh）时，开始出现裂缝形态转变，取σv≈ρgh，由公式（1）和（2）可得：

24.01 ×h=0.31(24.01h-0.753 5×0.65)+5 323.1+ 2 523.2+0.49

计算求得h=474，即储层埋深在470 m左右时，储层垂向应力和水平最小主应力相等；当埋深小于470 m以水平缝为主；埋深大于470 m以垂直缝为主。

1.2 小型压裂测试法确定裂缝形态

现场测试结果表明：压前瞬时停泵压力反应地层裂缝闭合应力，而地层裂缝闭合应力近似于地层最小主应力，因此，根据岩石密度计算渭北油田上覆岩层最大应力梯度大约为0.024 MPa/m（图1），通过对渭北油田30余口探井进行压前小型压裂测试结果分析（图2）表明：储层埋深小于450 m，停泵压力梯度大于0.024 MPa/m，形成水平缝；埋深大于450 m停泵压力梯度小于0.024 MPa/m，形成垂直缝。

图1 垂向应力于储层埋深关系Fig.1 Relationship between vertical stress and reservoir buried depth

图2 瞬时停泵压力梯度与埋藏深度关系Fig.2 Relationship between pressure gradient and reservoir buried depth when transient pump off

表1 渭北油田部分井裂缝监测结果统计Table 1 Fracturing monitoring result statistics of some wells in Weibei oilfield

1.3 裂缝监测手段确定裂缝形态

应用大地电位、地面微地震以及井温测井三种方法[3]，对渭北油田进行20口井共60层的测试，部分井的监测结果见表1。

分析表上测试结果可知：当储层埋深小于480 m时，形成水平缝；当储层埋深大于550 m时，形成垂直缝；储层埋深在480～550 m时，两种裂缝形态均有可能出现。

以上通过分层地应力模型的计算、压裂瞬时停泵压力梯度分析及现场裂缝监测三种方法，较为准确的研究出了渭北长3超浅层致密油藏压裂裂缝扩展形态规律：

1）当储层埋深小于450 m时形成水平缝。现场施工按照水平缝进行选段，采用水平缝的设计理念进行施工。

2）当储层埋深大于550 m时形成垂直缝，现场施工按照垂直缝形态进行选段，采用垂直缝的设计理念施工。

3）储层埋深在450～550 m时，以垂直缝为主，现场施工按照垂直缝进行选段，根据压前小压测试计算停泵压力梯度，当瞬时停泵压力梯度大于0.024 MPa/m时按照水平缝施工，当瞬时停泵压力梯度小于0.024 MPa/m时按照垂直缝施工。

2 整体压裂工艺技术优选

2.1 压裂液体系优化

2.1.1 基液配方优化

通过室内实验评价和现场应用，优选压裂液体系为低浓度胍胶压裂液，基液配方为：0.25%HPG+ 0.3%CX-307+2%KCl+0.1%HCHO+低温激活剂，对基液进行170 s-1，30℃条件下剪切性能评价（图3）表明，该压裂液剪切90 min后黏度仍在100 mPa·s左右（行业指标要求大于50 mPa·s），能满足现场施工要求。

2.1.2 低温激活剂优选

在低温下，压裂液体系存在破胶难度大的问题，因此，通过加入低温激活剂，降低反应活化能，促使APS在低温下发生反应，释放游离氧，即达到低温破胶的作用。对应用效果较好的5种低温激活剂开展了25℃、35℃下的破胶对比实验，结果见表2。

实验结果显示：25℃和35℃时单独使用APS不能破胶，在25℃时加入YBFZ-1-1、FH-01或AD48-1型的低温激活剂后能起到较好的破胶效果。

表2 低温激活剂性能评价结果Table 2 Performance evaluation of low temperature activator

2.1.3 破胶方案优化

结合目前常用的破胶剂过硫酸铵（APS），根据浅层油藏温度低于35℃的特点，优选了AD48-1和FHD-1两种低温激活剂，利用复合破胶技术，室内实验了压裂液体系在30℃下破胶情况，实验结果见图4。

图3 0.25%胍胶压裂液剪切性能评价Fig.3 Shear performance evaluation of 0.25%guar gum fracturing fluid

图4 30℃不同浓度破胶剂与低温激活剂复配效果Fig.4 Synergistic effects of different concentrations of gel breaker and low temperature activator under 30℃

通过破胶剂与低温激活剂的复配实验表明：AD48-1与APS复配的效果要好于FHD-1与APS的复配效果，在30℃时，0.07%APS+0.2%AD48-1复配破胶时间约2.5 h。

综上所述：浅层致密油藏压裂液体系基液配方为：0.30%HPG+0.3%CX-307+2%KCl+0.1%HCHO；针对30℃左右储层，采用0.07%APS+0.2%AD48-1复配破胶技术。

2.2 压裂工艺优选

2.2.1 缝高控制机理

假设在缝端处净压力Pnet=0，根据地层净压力与注入流体性质及地层参数的关系式近似如下：

式中：Pnet为地层净压力，MPa；μ为压裂液黏度，mPa·s；qi为注入速度，m3/min；hf为缝高，m；L为缝长，m；β为宽度系数；E'为平面应变模量，MPa。

通过拟合净压力与缝高的关系见图5。

图5 储层净压力与缝高关系拟合曲线Fig.5 Relation fitting curve of reservoir net pressure and fracture height

通过净压力与储隔层应力差比值法，得到储层缝高控制机理如下[4]：

1）若裂缝净压力Pnet与储层应力差Δσ的比值即（Pnet/Δσ）≤0.65，裂缝高度将完全受到储隔层的控制，对储隔层的厚度没有要求。

2）若0.65＜（Pnet/Δσ）≤0.85，裂缝高度可以控制，但要求隔层厚度至少为储层厚度的二分之一。

3）若（Pnet/Δσ）＞0.85，裂缝高度得不到控制，将完全失控。

2.2.2 工艺优选原则

渭北油田长3储层平均砂体有效厚度约10 m，通过建立长3储层地应力剖面表明储隔层应力差值为2～3 MPa（取值2.5 MPa），当施工排量在2.5 m3/min时，地层净压力值为2 MPa，因此，计算长3储层净压力值与储隔层应力差比值为（Pnet/Δσ）=（2/2.5）=0.8，由此可知当隔层厚度为5 m时，人工裂缝高度可以得到控制，结合缝高控制机理，压裂工艺优选原则如下：

1）当隔层厚度小于5 m时，人工裂缝将穿透隔层，因此可以通过提高排量和加大规模压开隔层，针对这种储层采取分层射孔合压工艺可以有效改造储层。

2）当隔层厚度在5～10 m时，通过控制施工规模和排量，可以控制缝高在纵向上的有效延伸，采用机械分压工艺能实现有效封隔，其次为了避免因压窜造成封隔失效的风险，也可以采用投球分压工艺分层改造。

3）当隔层厚度大于10 m时，缝高可以完全得到控制，针对这种储层利用机械分压工艺可以实现有效分层，充分改造。

2.2.3 压裂工艺优选

通过对比分析几种不同分压工艺[5-6]的优缺点（表3），优选机械分压作为整体压裂工艺技术。

管柱由下至上结构为：球座喷砂器+油管+压裂封隔器+水力锚+滑套喷砂器+油管+压裂封隔器+水力锚+防磨安全接头+油管+校深短节+油管，其中针对井斜小于50°，分段数小于3段的定向井，采用K344/YL114X50-70/70 FXⅡ压裂封隔器；针对井斜大于50°，分段数大于3段的定向井，采用K344/ YL114X56—100/70 FX压裂封隔器，FX封隔器特点是带有肩部保护装置，压裂后能辅助胶筒迅速收回。

表3 不同分压工艺优缺点对比Table 3 Advantages and disadvantages of different differential pressure technologies

3 整体压裂方案优化

3.1 方案优化原则

1）超前注水，使原始地层压力上涨至110%时开始压裂。

2）结合注采井网及对应注水层位，适当控制缝长，避免压窜注水井造成水淹。

3）选择合压工艺时，要适当加大规模和排量，在纵向上均匀改造储层。

4）选择分压工艺时，应适当控制规模和排量，避免压窜隔层造成封隔器失效。

5）根据不同裂缝形态，有针对性的设计施工参数。

6）针对断裂及裂缝发育区，控制规模和缝长，避免沟通断层，达到有效沟通天然裂缝的目的；针对已投产水平井周围采油井，小规模压裂，避免沟通投产井，影响产量。

3.2 超前注水区压裂时机优化

以WB48井组为研究对象（图6），建立三维油藏地质模型，根据注水井注水动态和产液剖面测试结果，模拟超前注水过程中地层压力的实时变化情况，为压裂时机优化提供依据。

图6 WB48注采井网Fig.6 Injection and production pattern of WB48 well group

从模拟结果（表4）可以看出：超前注水90天左右，注水压力开始传播到油井，油井井底压力开始有上升趋势，当地层压力上升至0.71时需要6个月左右时间，结合周边油田注水开发经验，根据渭北油田开发方案油藏工程理论要求，当地层压力系数上升110%时（达到0.715）开始压裂投产效果最好，即WB48、WB2-32-4以及WB2-32-3井至少需要超前注水180天再进行压裂，WB2-33-2需要超前注水120天才能进行压裂投产。

表4 不同时间各井压力系数变化情况Table 4 Pressure changes of every well in different time

3.3 压裂设计参数优化

1）裂缝形态识别

对于浅层致密油藏，在主压裂施工前，进行一次瞬时停泵压裂测试，根据瞬时停泵压力梯度，确定裂缝形态。

2）裂缝半长

对于垂直缝，结合缝长与增油量的关系曲线（图7），优化缝长在120 m左右；对于水平缝，油藏接触的裂缝面积与裂缝半径R2有关，优化缝长为60 m左右（图8）。

3）施工规模

根据水平缝与垂直缝的形成机理，结合铺砂浓度及导流能力的要求，利用FracproPT压裂软件模拟（图9、图10），优化结果如下：

针对水平缝（导流能力20～25 μm2·cm），优化加砂量为35～42 m3；针对垂直缝（导流能力30～35 μm2·cm），优化加砂量为33～40 m3。

4）施工排量

针对水平缝缝面大、滤失量大，宽度小、过流断面小，导致压裂过程中容易脱砂等问题，建议采取大排量施工，拓展裂缝复杂性的同时避免砂堵，优化施工排量为3～4 m3/min。

针对垂直缝，主要以造细长缝沟通更多的天然裂缝来提高泄油面积，优化施工排量为1.5～2.5 m3/min。

图7 井组增油量和裂缝长度关系曲线Fig.7 Relation curve of incremental oil and fracture length

图8 裂缝半径和井组产量关系曲线Fig.8 Relation curves of fracture radius and productivity

图9 水平缝砂量与缝长关系曲线Fig.9 Relation curves of horizontal fracture sand content and fracture length

图10 垂直缝砂量与缝长关系曲线Fig.10 Relation curves of vertical fracture sand content and fracture length

5）平均砂比

结合水平缝主要为垂向渗流的特点，人工裂缝不需要较高的导流能力，主要以大液量尽可能增加人工裂缝长度为目标，而垂直缝以沟通更多天然裂缝及提高裂缝导流能力来提高压后效果，因此，优化平均砂比：对于水平缝平均砂比（石英砂）为24%～25%；对于垂直缝平均砂比（石英砂）为26%～28%。

6）前置液比例

前置液的作用在于在地层中形成一定宽度的裂缝，便于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，由于水平缝的裂缝宽度较窄，缝长也相对较短，考虑到缝面大、滤失量大，结合实际的施工情况，利用压裂软件模拟优化前置液比例结果：针对水平缝优化前置液比例为25%～30%；针对垂直缝优化前置液比例为20%～25%。

4 现场应用效果

4.1 总体施工概况

截止到2013年12月，渭北油田注水开发区整体压裂19个井台，共计69口136层，其中单层压裂17口，两层机械分压37口，三层机械分压15口，成功压裂132层，63口见油，施工成功率97.1%，见油率91.3%，压后试油初期平均日产液7.6 t，日产油2.83 t，效果显著。

通过对比三种不同压裂工艺的压后效果，两层机械分压施工后初期平均日产油为3.22 t，压后效果最好，三层分压施工后初期平均日产油2.98 t，效果其次，单层压裂初期平均日产油为2.04 t，效果最差，由此可见，机械分压实现了储层纵向上的有效改造。

通过分析超前注水区递减规律表明，采油井投产25天左右产量达到最大，之后开始递减，平均每10天递减率为11.5%，投产75天左右产量出现回升，注水效果开始显现，结合该区超前注水时间3个月，推断超前注水受效时间为5～6个月，与前文研究超前注水区最佳压裂时间180天左右相吻合。

4.2 典型井对比分析

WB2-26-4井和渭北14井均处于WB48井组，WB2-26-4井在WB48井组超前注水3个月左右以后开始压裂投产，而渭北14井在WB48井组注水前半年已经压裂投产，通过对比两口井的物性及含油性（表5），两口井物性相当，但渭北14井含油性好于WB2-26-4。

表5 物性及含油性对比Table 5 Comparison of physical property and oiliness

两口井均采用两层机械分压工艺施工，考虑渭北14井渗透性差、含油性好，适当提高加砂强度进行压裂改造，施工后渭北14井初期日产油达7.82 t，WB2-26-4井初期日产油为3.86 t，证明压裂使储层得到充分改造，但渭北14井递减较快，目前日产油0.26 t，而WB2-26-4井压后产量呈现递增趋势，目前日产油3.65 t，说明注水开发使地层能量得到有效提升，由此可见，目前形成的整体压裂工艺技术能够满足超浅层致密油藏注水开发的需要。

5 结论

针对超浅层致密油藏改造的难点，通过对裂缝形态、压裂液体系以及整体压裂工艺技术研究，得到以下结论：

1）埋深小于450 m按照水平缝进行设计，大于550 m按照垂直缝进行设计，埋深在450～550 m，以垂直缝为主进行设计，根据实际停泵压力梯度判断裂缝形态，超浅层人工裂缝形态的确定为压裂施工针对性设计提供了依据。

2）通过对压裂液体系的优化表明：采用0.25% HPG+0.3%CX-307+2%KCl+0.1%HCHO的基液配方，利用低温激活剂+APS复配破胶技术能满足超浅层致密油藏压裂施工要求。

3）综合考虑井网井距、储层物性特点、裂缝形态、天然裂缝发育程度、层间跨距等因素，建立了定向井多层压裂参数优化技术原则，根据缝高控制机理以及工艺特点，优选整体压裂工艺技术，形成定向井多层连续分压压裂技术体系。

4）现场应用整体压裂工艺技术改造69口井，成功率97.1%，管柱起出率100%，压裂有效率91.7%，初期平均日产油2.83 t，改造效果显著，为下一步超浅层致密油藏整体开发奠定了基础。

[1]那志强.水平井压裂起裂机理及裂缝延伸模型研究[D].山东：中国石油大学（华东），2009.

[2]王培义，李宗田，季龙华.水平井压裂裂缝形成机理初探与应用[J].石油天然气学报，2008，10（1）：148-150.

[3]王树军，张坚平，陈钢，等.水力压裂裂缝监测技术[J].吐哈油气，2010，15（3）：270-273.

[4]李年银，赵立强，刘平礼，等.裂缝高度延伸机理及控逢高酸压技术研究[J].特种油气藏，2006，13（2）：61-63.

[5]陈勉，陈治喜，黄荣樽.大斜度井水压裂缝起裂研究[J].石油大学学报（自然科学版），1995，19（2）：30-35.

[6]Deeg Wolfgang E J.Hydraulic fracture-initiation in deviated or horizontal openhole wellbores[C].SPE 47386,1998.

（编辑 尹淑容）

Research and application of overall fracturing technology in ultra shallow layer dense reservoir

Xiong Pei,Hu Aiguo,Li Guofeng and Yao Changyu
(Research Institute of Engineering Technology,North China Company,SINOPEC,Zhengzhou,Henan 450006,China)

Aiming at the difficulties of ultra-shallow dense reservoir,involving complex artificial fracture morphology,difficult gelout of fracture fluid,low producing energy and difficult fracturing,Chang 3 ultra-shallow reservoir in Weibei oilfield was taken as study object.Through theoretical research and field operation,fracture morphology recognition method for ultra-shallow dense reservoir was researched.The results show that,when buried depth is less than 450 m,the main fracture type is horizontal fracture, however,when buried depth is more than 550 m,vertical fracture form.According to the characteristics of the direction well,mechanical differential pressure is regarded as overall fracturing leading technology.Combined with indoor tests,low concentration guar gum fracturing fluid formula system of Chang 3 ultra-shallow reservoir in Weibei oilfield was developed and ultra-low temperature compound gel breaking technology was as the key object.After applying new technologies to testing 69 wells,the transformation efficiency is 100%,thereby realizing technology breakthrough of overall fracturing development in this block and providing technical basis for other ultra-shallow reservoir development.

ultra-shallow reservoir,fracture morphology recognition,overall fracturing technology,parameter optimization

TE357

：A

2015-02-27。

熊佩（1985—），女，工程师，采油气研究。