鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂开采方法探讨

曹宝格

（西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065）

鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂开采方法探讨

曹宝格

（西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065）

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，具有广阔的勘探开发前景，其油藏特点适合采用水平井体积压裂的方法开采。当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，与直井相比，初期单井产量高，增产倍数大，但是水平井见水后随着含水率上升，水平井产量递减较快，稳产的难度增大。通过矿场试验及数值模拟方法对水平井见水后的有效开采方法进行了论证：当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，水平井见水后通过腰部水井的温和注水、周期注水或周期采油可以明显提高单井产量、降低油井含水率，明显提高采出程度。所得结论可以为水平井体积压裂法开采致密油藏提供一定的理论参考。

水平井；体积压裂；周期注水；周期采油

世界上已经发现的致密油藏储量规模较大，其储量是普通油藏的2.5倍多，从而使其成为全球非常规油气勘探开发的一个新热点。目前，在美国、加拿大、澳大利亚等国家，致密油藏已经投入了商业性开发。我国的致密油藏储量规模同样较大，据评价结果显示，致密油藏地质资源量为（74～80）×108t，可采资源量为（13～14）×108t。致密油藏勘探的主要方向有鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩、四川盆地侏罗系、渤海湾盆地沙河街湖相碳酸盐岩、酒泉盆地白垩系泥灰岩、准噶尔盆地二叠系云质岩等[1-4]。其中，鄂尔多斯盆地长6油层组和长7油层组致密砂岩资源量约为20×108t[5]，具有广阔的勘探开发前景，是长庆油田实现年产油气当量5 000×104t并长期保持稳产较为现实的石油接替资源。但致密油藏的勘探开发在我国仍处于起步和探索阶段。致密油藏油井一般无自然工业产能，需要利用水平钻井和多段水力压裂等技术开采[6-13]。以鄂尔多斯盆地华池—南梁地区山156井区长6致密油藏为例，详细论述致密油藏的有效开采方法。

1 致密油藏水平井体积压裂开发可行性

1.1 致密油藏水平井体积压裂可行性

体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率[14]。大量研究结果表明，储层具备体积改造最主要的条件有：储层岩石的矿物成分、天然裂缝的发育状况、岩石力学特征、储层的渗透率大小及储层岩石的敏感性。

1）储层岩石的矿物成分。储层岩石的脆性是水平井体积压裂改造的物质基础。岩石的脆性在很大程度上由岩石的矿物成分控制，即由岩石中硅质和钙质与黏土之间的相对含量决定[15]。储层岩石中黏土矿物含量越低，石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，储层中天然裂缝越发育，在水力压裂外力作用下越易产生剪切裂缝，进而容易形成缝网，有利于致密储层油气开采。相反地，储层岩石中黏土矿物含量越高，岩石的塑性越强，在水力压裂时越容易形成平面裂缝，反而不容易形成体积裂缝网络。

山156井区长6储层岩石类型为岩屑长石砂岩、长石砂岩和长石岩屑砂岩，主力层岩石含量以石英和长石为主，占76.04%（表1）。说明该研究区长6致密油藏岩石具有较高的脆性，在进行压裂时越容易形成裂缝，这样形成的水力裂缝与天然裂缝可以得到有效的沟通，从而在储层中形成大的压裂改造体积。

表1 山156井区长6油层组储层砂岩组分统计Table 1 Sandstone components of Chang-6 reservoir of well block Shan-156

2）天然裂缝的发育状况。致密油藏实现体积改造的前提条件是储层中天然裂缝的发育状况以及在储层中能否产生复杂的缝网结构。任意裂缝性储层中的水力裂缝延伸都会受到天然裂缝的作用和影响，裂缝性储层水力压裂矿场试验结果表明，压裂后几乎观察不到单裂缝的延伸，而更多观察到的是多分支复杂的裂缝延伸[16]。储层中天然裂缝越发育，在水力压裂时天然裂缝对水力压裂缝的影响程度将越大，人工裂缝的延伸形态将越复杂。在体积改造中，天然裂缝系统会先于基岩开启，因此，原生裂缝和次生裂缝的存在能够增加复杂裂缝形成的可能性，从而极大地增大压裂改造的体积[17]。

山156井区长6致密油层岩心观察结果显示，在各井储集砂岩中均有不同程度发育的微裂缝或粒缘缝（图3），且裂缝较多地发育在一些长石岩屑及岩屑长石砂岩中，这些天然裂缝的存在可以极大地提高压裂改造体积。

3）储层岩石的力学特性。储层岩石的力学特性是判断储层岩石脆性程度的重要参数。目前一般通过测试杨氏模量及泊松比的大小确定岩石脆性指数的高低。泊松比反映了岩石在应力作用下的破裂能力，而弹性模量则反映了岩石破裂后的支撑能力[18]。储层岩石的弹性模量越高、泊松比越低，岩石的脆性就越强，则储层在压裂时越容易形成缝网。用岩石矿物组分也可以计算脆性指数，该方法主要取决于岩石样品的获取以及求取的实验数据的多少[19]。

表2 储层渗透率与裂缝网络对产能的极限贡献率关系[20]Table 2 Extremely contribution of reservoir permeability and fracture network on production

室内岩心测试表明，该区长6砂岩具有杨氏模量（10 821～29 600 MPa）高、低泊松比（0.126～0.247）的特征，该特征有利于对该区致密储层实施体积压裂改造。

4）储层渗透率。储层渗透率的大小对储层体积改造能否成功起关键性作用。从表2可以看出，储层的渗透率越小，人工裂缝网络对产能的极限贡献率越大，储层压裂体积改造效果越好。山156井区长6致密砂岩油藏岩心物性测试储层平均渗透率为0.065×10-3μm2，说明如果采用体积压裂改造该区长6致密储层，油井产量高，压裂效果好。

5）储层的水敏性。山156井区长6致密油藏岩心水敏性实验结果（表3）显示，该区储层的水敏指数为0.48，属于中等偏弱水敏。在弱水敏地层进行压裂，可以提高压裂液用液规模，同时适合大型的滑溜水力压裂，滑溜水的黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝不断地继续扩展到更大范围，明显增加改造的面积和体积，压裂效果更强、更广。

表3 岩心水敏性测试结果Table 3 Core water sensitivity test results

1.2 致密油藏水平井体积压裂与直井开发效果对比

根据国内外学者的研究成果和致密油藏的开发实践，致密油藏的开采方式主要有水平井多级水力压裂、体积压裂及CO2驱等。山156井区长6致密油藏特点适合采用水平井体积压裂的方法来提高油井产量。截止2013年7月，该区长6油藏油井开井48口，其中水平井20口，井口日产油149 t，综合含水45.7%，动液面828 m。水井开井72口，实际日注水840 m3。目前该区水平井均采用体积压裂方式投产，13口水平井投产初期日产油6.70 t，而15口定向井投产初期日产油1.21 t，即水平井初期日产油是直井初期日产油的5.54倍（表4、5）。说明采用水平井体积压裂开采致密油藏，初期单井产量高，增产倍数大，可以明显提高油井产量。

表4 山156井区长6油藏水平井投产初期产量（前三月平均）Table 4 Initial potential of horizontal wells of Chang-6 reservoir of well block Shan-156 (average of first 3 months)

表5 山156井区长6油藏定向井投产初期产量（前三月平均）Table 5 Initial potential of directional wells of Chang-6 reservoir of well block Shan-156 (average of first 3 months)

2 致密油藏水平井体积压裂开发存在的问题

当采用水平井体积压裂法开采山156井区长6致密油藏时，一旦注水后水平井必然会见水。根据体积压裂原理，水平井压裂后在储层中形成了大量的缝网结构，一旦水平井见水，水平井的含水率会快速上升，进入储层的注入水主要在裂缝系统中流动，很少进入储层基质，这将导致注入水在裂缝系统循环，最后无效采出，使注水效果变差。例如，从山平8-12井见水后的动态（图1）看出，虽然水平井初期产量高，但注水见效后没有出现明显的稳产阶段，见水后含水率逐渐上升，产量下降较快；数值模拟结果也表明，随着储层中裂缝渗透率与基质渗透率比值的增大，相同开采时间时油井的含水率越高，产量反而越低（图2）。说明采用水平井体积压裂开发该区长6致密油藏时，水平井在见水后的稳产难度较大。在体积压裂方式下，由于储层中的缝网结构发育，注入水一旦突破，水平井很快水淹，且开采时间越长，油井的含水率越高。因此，水平井见水后如何合理注水成为面临的难题。

图1 山平8-12井月产液、月产油和含水率曲线Fig.1 Monthly fluid production,monthly oil production and water content curves of well Shanping-8-12

图2 不同裂缝发育程度下油井含水率曲线Fig.2 Water content curves of different fracturedevelopment degrees

3 注入水突破后合理注采方式论证

截止到2013年7月，山156井区长6油藏有6口水平井见到注入水，注采井网形式主要为七点法，当水平井见水后通过对腰部注水井（七点法井网中水平段中部对应的注水井）及时停注，6口水淹井产量得到有效提高，含水明显下降。庆平28井的开采曲线说明水平井产水主要来自七点法中的腰部注水井（图3）。那么水平井见水后腰部水井是否需要注水，如果注水其合理的注水量为多少，这些都必须进行论证，以下主要采用数值模拟方法论证在致密油藏体积压裂后水平井见水后的开采方式。

图3 庆平28井组开采曲线Fig.3 Recovery curves of well group Qingping-28

图4 双纺锤型缝网结构Fig.4 Structure of double spindle joint network

本文采用petrel软件建立三维地质模型，对模型粗化、初始化后得到油藏数值模拟模型（Eclipse），该模型平面上采用20 m×20 m均匀网格系统；纵向上分为3个小层，形成423×352×3的网格系统，模拟总节点数为446 688。通过对压力、储量和开发指标进行拟合得到反映油藏特点的油藏数值模拟模型，该模型可以预测各种开采效果。水平井体积压裂后在油藏中形成的缝网结构采用双纺锤型缝网结构来描述（图4）；水平井见水后的腰部水井的温和注水、周期注水和周期采油论证中均采用七点法井网；论证中取水平井水平段长度800 m，主裂缝半长度=300 m=半带长=300 m，带宽=114 m，次裂缝半长度=200 m，最短裂缝半长度=100 m，采用同步注水，水平井采液量为11 m3/d，注水井注水量取采液量的0.5倍。

3.1 水平井见水后腰部水井的温和注水技术

致密油藏开采实践证实水平井见水后通过腰部水井停注可以使油井含水明显下降，但是腰部水井停注会面临一个很大的问题，即长期停注导致地层能量不足，从而使水平井的产液量下降，因此，提出水平井见水后腰部水井实施温和注水技术。采用数值模拟方法论证水平井见水后腰部水井的合理注水量，水平井见水后腰部水井的注水量分别取见水前的0、0.2、0.4、0.6、0.8、1倍时，不同注水量下的开采效果见图5、6。

图5 水平井见水后腰部水井注水量不同时单井日产油曲线Fig.5 Daily oil production curves of single well with different waist water injection volume after water breakthrough of horizontal wells

图6 水平井见水后腰部水井注水量不同时单井产量变化Fig.6 Oil production change of single well with different waist water injection volume after water breakthrough of horizontal wells

从图5、6中结果看出，当水平井见水后如果腰部水井停注，则水平井含水率显著下降，但同时其产量递减也非常快；如果降低腰部水井注水量，注水量越低，水平井含水率下降幅度越大，同时水平井的产量变化比较复杂，当注水量降到见水前注水量的0.4倍前，开采早期，水平井的产量都高于连续注水时的产量，但当开采到一定时间后，水平井的产量低于连续注水时的产量，当注水量大于0.4倍后，水平井的产量都高于连续注水时的产量，尤其是在开采一定时间后表现更明显。

综合考虑含水率的下降幅度、水平井的产量变化以及采出程度的大小，当水平井见水后，腰部水井的注水量为见水前的0.4～0.8倍时，可以使水平井含水率明显下降（12.3～24.7个百分点），同时又具有较高的采出程度，使采出程度提高1.29%～2.28%，即水平井见水后采用温和注水技术可以延缓水平井产量递减，降低水平井产水率，同时还可以明显提高采出程度。

图7 水平井见水后周期注水单井产量变化Fig.7 Waterflooding single well production change after water breakthrough cyclic of horizontal wells

图8 水平井见水后周期注水综合含水曲线Fig.8 Waterflooding comprehensive water cut curve after water breakthrough cyclic of horizontal wells

3.2 水平井见水后的周期注水

考虑到致密油藏体积压裂后储层中已经形成缝网结构的事实和储层弱亲水—弱亲油和原油较轻的特点，提出水平井见水后的周期注水技术。为了论证周期注水在山156井区长6油藏的可行性，采用数值模拟方法对其开采效果进行预测。周期注水期间总注水量保持不变，注水周期为1个月，注水井分别以16 m3和0 m3的注水量交替周期注入，并与注水井注水量为8 m3/d时的连续注水方式进行对比。从图7、8可以看出，与连续注水方式相比，采用周期注水可以明显提高单井产量，综合含水率明显下降，当开采30年时，综合含水下降8.9个百分点，采出程度增加1.20%。

周期注水提高采收率的原因为，在注水过程中，进入储层的注入水主要沿着裂缝流动，从而将裂缝中的原油驱出，而基质中的原油则很难进入裂缝被采出；在停注期间，首先是裂缝中的压力降低，这样在裂缝与基质之间形成压差，在此压差作用下基质中的原油被挤入裂缝，在另外一个注水周期时，注入水将裂缝中的原油驱向井底，因而周期注水使注入水波及系数扩大，提高了储层的采收率。

3.3 水平井见水后周期采油

图9 水平井见水后周期注水单井产量变化Fig.9 Waterflooding single well production change after water breakthrough cyclic of horizontal wells

图10 水平井见水后周期注水综合含水曲线Fig.10 Waterflooding comprehensive water cut curve after water breakthrough cyclic of horizontal wells

山156井区长6致密油藏压裂后的缝网结构、储层润湿性和原油特性也决定了该区很适合周期采油，为了论证周期采油在山156井区长6油藏的可行性，采用数值模拟方法，在保持水平井总产液量不变的条件下，对水平井见水后采一个月停一个月的开采效果（水平井见水后腰部注水井的注水量减半）进行了预测，并与注水井注水量为8 m3/d时的连续注水方式进行对比，结果见图9、10。

从对比结果看出，与连续注水方式相比，采用周期采油可以大幅度提高单井产量，综合含水大幅度下降，开采30年时，综合含水下降21.9个百分点，采出程度增加1.59%。周期采油提高采收率的原因为：在连续采油时，注入水主要沿着裂缝驱油，很少进入储层基质，而油井停采后，裂缝中的压力首先升高，驱使注入水更多进入基质，从而使基质中的原油更多流入裂缝，在油井开井后，首先是裂缝中的这些原油流向井底，从而提高原油采收率。

综上所述，当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，水平井见水后通过腰部水井的温和注水、周期注水或周期采油可以明显提高单井产量、降低油井含水率，能有效提高最终采收率。

4 结论

1）鄂尔多斯盆地致密油藏特点适合采用水平井体积压裂的方法开采。

2）当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，与直井相比，初期单井产量高，增产倍数大。但是水平井见水后随着含水率上升，水平井产量递减较快，稳产的难度增大。

3）采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，当水平井见水后通过腰部水井的温和注水、周期注水和周期采油可以明显提高单井产量、降低油井含水率，可以使采出程度提高1.2%～2.28%。

4）当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，水平井见水后的周期注水和周期采油主要是依据各自的原理及数值模拟方法论证得出的，有待于开发实践进一步证实。

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（编辑 杨友胜）

Discussion on volume fracturing method of horizontal wells in tight reservoir of Ordos Basin

Cao Baoge
(Petroleum Engineering Institute,Xi’an Shiyou University,Xi’an,Shaanxi 710065,China)

The tight oil resources in Ordos Basin are abundant and have broad prospects for the exploration and development.The reservoir characteristics are suitable to exploit through the volume fracturing method of the horizontal wells.The early production of wells is high and the production increase is large when using the method to exploit tight reservoir,but the production declines rapidly as soon as the injected water is flowed to the bottom of the horizontal wells,so it is difficult to stable the yield.The effective mining method is discussed through the field test and numerical simulation method.When the horizontal well is used to exploit tight oil reservoir through the volume fracturing method,once the injected water is flowed to the bottom of horizontal wells,reducing the water injection of water wells of waist,the cyclic injection or the cyclic production can effectively improve the yield of single wells,reduce the water cut of oil well and increase the oil recovery.The conclusion obtained in the paper offer a certain theoretical reference to exploit the tight reservoir effectively through the volume fracturing method.

horizontal well,volume fracturing,cyclic injection,cyclic production

TE357.1

：A

2015-06-02。

曹宝格（1975—），女，副教授，油气田开发、油气藏数值模拟研究。