体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

隋阳刘建伟郭旭东向洪王波王涛

1.中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院；2.中国石油吐哈油田分公司勘探公司

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

隋阳1刘建伟1郭旭东2向洪1王波1王涛1

1.中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院；2.中国石油吐哈油田分公司勘探公司

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短，难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题，进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析，利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上，优化压裂方式和工艺参数，解决见油周期长的问题，最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段，提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明，同比相同物性的直井，水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%，日产油提高47.4%，有效期提高25%，为同类油气藏开发提供借鉴。

低含油饱和度；致密砂岩油藏；体积压裂；影响因子；分层系开发；水平井

由于致密砂岩油藏储集层致密、物性差、无自然产能，通常需要采用水力压裂的方法改造以提高单井产量［1］。红台砂岩油藏属于典型的致密油藏，含油饱和度低，常规压裂形成的单一裂缝通道改造程度有限，压裂后易出现低产油、高产水的现象，有效期短，有必要探索新型的压裂改造技术。

近年来吴奇、胥云等人通过概述美国页岩气改造技术发展历程，综述了体积压裂技术推动页岩气改造所取得的进步［2］。王志刚、李丽月等人分别介绍了涪陵焦石坝页岩气、大牛地致密油应用体积压裂获得的良好效果［3-4］。刘建伟、张佩玉等人介绍了吐哈油田马58H井应用体积压裂技术获得高产的案例［5］。实践证明，体积压裂技术能使页岩油气藏以及致密油藏储集层形成复杂缝网、增大改造体积，不仅初期产量高，而且更有利于长期稳产。因此，研究的主要目的是借鉴国内外体积压裂的成功经验，采用缝网改造技术解决低饱和度致密砂岩储集层的增产、稳产难题。

1 油藏地质特点

Geological characteristics of the oil reservoir

红台低饱和度致密砂岩油藏位于吐哈盆地台北凹陷红台3号构造带，储集层位于西山窑层组，纵向上发育X1、X2、X3油层，埋深2 700～3 080 m。储集层物性差，岩心分析平均孔隙度8.0%，渗透率0.34 mD，属于致密油特征；含油饱和度低，岩心分析含油饱和度介于2.5%～42.85%之间，主要集中在5.5%～14.2%，测井解释含油饱和度在35%～55%（由于并非所有井都取心，区块平均含油饱和度主要采用测井解释数据）；孔喉半径小，储集层的孔喉半径大部分小于0.05 μm，属于微细喉道。油藏初期无自然产能，需通过压裂改造才能获得产量。

储集层低孔隙度、低渗透率、低含油饱和度、微细孔喉的特点造成常规压裂改造难度大，主要表现在2个方面：一是物性差、含油饱和度低，常规单一裂缝改造程度低，难以有效动用储集层，需通过多裂缝来进一步扩大渗流面积；二是孔喉半径小，孔隙内的油难以通过小喉道，而且小孔喉影响压裂液返排，储集层易受伤害。

2 技术可行性分析

Technical feasibility analysis

2.1 低饱和度致密油藏增产技术优选

Selection of stimulation technologies for lowsaturation tight oil reservoir

通过岩心全直径孔渗、覆压孔渗、核磁共振实验结果分析，结合对油藏的认识，认为该储集层含油饱和度低的原因主要由物性和岩性决定。储集层岩性为细砂岩、泥质粉砂岩，物性差，在纵向上反映出岩性越细、物性越差、含油饱和度越低的特点。因此要解决红台低含油饱和度致密砂岩油藏的增产问题，首先要解决建立致密层、小孔喉半径通道问题，其次解决扩大渗流面积、提高储集层动用程度的问题。

体积压裂工艺是以打碎储集层基质、形成裂缝网络为目的，实现储集层流体从基质到裂缝的最短渗流距离，大幅度降低储集层基质中油气流动的驱动压差，形成一条或多条主裂缝，继续在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝、以及在次生裂缝基础上形成二级次生裂缝，并且主裂缝和多级次生裂缝交织，一定量的次生裂缝与储集层天然裂缝相沟通，从而形成裂缝网络［6-11］。因此优选体积压裂工艺，可以实现对致密砂岩油藏储集层长、宽、高三维方向的全面改造，有效解决储集层物性差、孔喉半径小的增产改造难题。同时，通过扩大渗流面积沟通储集层微孔、微缝以及降低驱动压差，尽可能将剩余油采出，从而提高单井产量，实现稳产。

2.2 体积压裂可行性评价

Feasibility evaluation on volumetric fracturing

评价体积压裂技术可行性，主要有3个方面的技术指标。（1）评价岩石脆性。脆性储集层在压裂过程中可产生剪切破坏，在高排量施工时更易产生多级次生裂缝。研究表明，脆度大于40%时储集层才具备体积压裂的物质基础。（2）评价水平两向应力差。水平地应力差是决定复杂网络裂缝形成的最主要地质因素。研究表明，两向应力差大于8 MPa时难以形成复杂的裂缝网络［12］。（3）评价天然裂缝发育程度。储集层是否存在天然裂缝，对体积压裂形成缝网、增大改造体积至关重要。

（1）岩石脆性评价。评价储集层岩石脆性是开展体积压裂的先决条件，岩石脆性越高，压裂时其破裂程度越高形成的网状裂缝形态越复杂。通常采用岩石定量分析和三轴应力试验结果分析岩石脆性。选取红台2301井2 841.6～2 847.3 m处岩心，开展全岩X衍射定量分析（见表1）和三轴应力实验（见表2），利用岩石定量分析公式（式1）和三轴应力实验公式（式2）评价储集层岩石脆性。

表1 红台2301井全岩X衍射定量分析结果Table 1 Whole-rock X-ray diffraction quantitative analysis results of Well Hongtai 2301

表2 三轴应力实验结果Table 2 Triaxial stress test result

脆性指数=（石英含量+碳酸盐含量）/（石英含量+黏土含量+碳酸盐含量）×100% （1）

脆性指数=［（静态弹性模量-1）/7+（静态泊松比−0.4）/（0.15−0.4）］/2×100% （2）

利用式（1）评价岩石脆度为54%；利用式（2）评价岩石脆度为46.5%～52%。脆性评价结果表明储集层脆度满足体积压裂条件（＞40%）。

（2）水平两向应力差评价。裂缝延伸遵循最小能量原理，水力裂缝的延伸主要取决于水平两向应力差的大小，应力差异大时，裂缝易形成单一裂缝，应力差异小时，容易形成复杂的裂缝网络。根据三轴应力实验，确定水平方向应力差为6.5 MPa。该值相对较小（＜8 MPa），处于复杂缝向平面缝过渡阶段，满足形成较为复杂裂缝的储集层地质条件。

（3）天然裂缝发育程度评价。储集空间以剩余粒间孔、粒内溶孔和泥质杂基微孔为主，部分井存在天然裂缝发育，天然裂缝发育程度低于国内外典型致密砂岩及页岩储集层。

通过技术可行性分析，认为红台砂岩油藏储集层脆性满足体积压裂改造的条件，水平方向应力差相对较小，易形成较为复杂的裂缝，具备体积压裂改造形成缝网的基本要求。

3 压裂工艺及技术参数优化

Optimization of fracturing technology and its parameters

3.1 压裂工艺优化

Optimization of fracturing technology

根据储集层对增大改造体积的需求，采用大排量、低黏液体、组合粒径加砂体积压裂工艺，通过提高缝内净压力形成裂缝网络，降低稠化剂的质量分数减小储集层伤害。在前置液阶段形成复杂的多裂缝，携砂液阶段促进裂缝进一步延伸，扩大渗流面积，实现各级裂缝的有效支撑，从而最大程度提高储集层改造体积，实现高产和稳产。

3.2 裂缝半长与导流能力优化

Optimization of half fracture length and flow conductivity

人工裂缝的长度和导流能力是影响压裂效果的主要因素。针对储集层特点，以造主缝和分支缝同时进行的思路，采用数值模拟技术，对裂缝半长、导流能力进行优化。数值模拟结果显示，当裂缝半长大于180 m后，3年累计产油量增幅变缓，优化裂缝半长180～200 m；当裂缝导流能力大于40 D·cm后，3年累计产油量增幅变缓，因此优选裂缝导流能力30～40 D·cm。

3.3 施工排量优化

Optimization of flow rate

缝内净压力大于水平方向应力差，容易使裂缝发生剪切破坏而形成次生裂缝，实现缝网。缝内净压力取决于施工排量，可通过现场压裂资料预估不同排量条件下的缝内净压力。根据三轴应力实验，确定水平方向应力差为6.5 MPa；以储集层埋深2900 m、外径139.7 mm直井套管压裂为例，压裂试验测算地层闭合压力为50 MPa，采用软件模拟估算不同排量条件下缝内净压力（见表3）。

预计施工排量大于7 m3/min时，缝内净压力满足大于水平方向应力差的条件。为尽可能形成复杂的裂缝网络，则需要更大的缝内净压力，结合现场施工能力，实际优化施工排量10～12 m3/min。

3.4 分段段距和分簇参数优化

Optimization of section spacing and clustering parameters

分段多簇射孔所产生的缝内干扰容易促使裂缝发生转向，产生复杂裂缝，因此通过优化分段簇数和孔数，实施应力干扰是实现体积改造的技术关键。为了确保施工同一段内的所有孔眼全部吸液，对不同孔眼间的应力差情况、孔眼数目、施工排量和孔眼摩阻关系进行了分析。计算时假设孔眼间的破裂压力差3 MPa，当设计排量达到12 m3/min时，需要有效孔数≤40个，确保在孔眼对应的储集层最大破裂压力差3 MPa时，所有孔眼全部吸液，分3簇改造，有效孔数13孔/簇。借鉴马56国家致密油示范区裂缝监测数据，确定水平井段距为70～90 m。

表3 模拟不同排量下的缝内净压力Table 3 Simulation of net pressure in cracks under different injection rate

3.5 压裂液体系优选

Selection of fracturing fluid system

低黏压裂液体系是实现体积压裂的必要条件，压裂液黏度低，在大排量条件下可形成复杂裂缝网络，而且低黏液体可以解决致密储集层孔喉细小，压裂液易伤害的问题。根据吐哈油田马56国家致密油示范试验区体积压裂试验情况，优选滑溜水+低质量分数的瓜胶复合压裂液体系，裂缝监测表明该体系更易形成复杂缝网。瓜胶质量分数为0.20%～0.30%，滑溜水质量分数为0.1%～0.15%。

同时针对微细孔喉，研发防水锁抑制剂SDA和高效助排剂，以改善入井流体对储集层岩心的润湿吸附特性，降低毛细管阻力；应用这2种添加剂消除“水锁”效应，可以帮助压裂液返排，减少储集层伤害。室内检测破胶液黏度小于3 mPa·s，表面张力（测试温度20 ℃）为20.6 mN/m，易于实现压后返排。

3.6 支撑剂体系优选

Selection of proppant system

小粒径填充分支裂缝，大粒径填充主裂缝，是马56区块体积压裂获得成功的主要因素。本次压裂优选粉陶+0.212～0.425 mm（40/70目）+ 0.425～0.85 mm（20/40目）陶粒组合加砂。压裂前置液阶段，采用滑溜水作为携砂液时，滑溜水黏度较低，采用粉陶充填微小裂缝。采用低质量分数的瓜胶压裂液作为携砂液时，采用粒径0.212～0.425 mm（40/70目）的陶粒进一步充填分支裂缝，采用粒径 0.425～0.85 mm（20/40目）的陶粒充填主裂缝。吐哈油田常用陶粒室内实验表明，优选的支撑剂体系破碎率小于 10%。

4 压裂效果的影响因素分析

Analysis on influential factors of fracturing effect

区块部署直井体积压裂17口，施工成功率100%，压后平均单井日产油9.5 t，有效期超过100 d。其中红台2301井于2014年6月实施直井体积压裂，入井液量979.7 m3，砂量77.3 m3，平均砂比16.6%，最高砂比28%，施工排量7 m3/min。该井压后获得日产油59 m3的高产工业油流，截至2016年4月累计产油达到11 164 t，有效期590 d。体积压裂有效解决了低饱和度油藏增产幅度小、有效期短的难题，但出现见油周期长、排液困难的新问题，17口直井压后平均见油返排率达到82.1%，见油周期39 d。结合直井体积压裂试验情况以及裂缝监测数据，分析压裂效果与物性、工艺参数的关系，找出与效果关系密切的因子，排除无关因子，从而调整施工参数，形成与红台低饱和度致密砂岩油藏相适应的体积压裂工艺参数。

4.1 物性和有效厚度影响因子分析

Physical property and effective thickness

压裂效果在纵向上变化较大。统计表明，压裂效果X1层（平均单井日产油12 t）＞X2层 （平均单井日产油8.7 t）＞X3层 （平均单井日产油2.4 t）。而岩心常规分析认为储集层物性自上而下不断变差，储集层物性X1层 （孔隙度9.6%，渗透率0.4 mD，含油饱和度46.8%）优于X2层 （孔隙度7.8%，渗透率0.25 mD，含油饱和度40.9%）优于X3层 （孔隙度5.4%，渗透率0.17 mD，含油饱和度35.9%）。因此认为储集层物性是影响压裂效果的主要因素。储集层有效厚度在纵向上变化不大（X1层平均厚度13.8 m，X2层平均厚度14.8 m，X3层平均厚度16.9 m），认为厚度是非重要影响因子。

4.2 压裂液量

Fracturing fluid volume

平均每米入井液量与压后效果的关系规避了储集层厚度对压裂效果的影响，同时能反映参数与效果之间的关系，因此在分析参数相关性的时候通常采用每米数据进行分析。统计表明入井液量与压后日产液相关性明显，与日产油关系不明显（如图1、图2所示）。分析认为入井液量的大小可以影响压后产液效果，但对压后产油效果影响不明显，因此通过调整入井液量可以有效降低见油返排周期和返排量而不会影响压裂效果。

图1 每米入井液量与平均每米产液量对比Fig.1 Comparison between fracturing fluid volume and liquid production per meter

图2 每米入井液量与平均每米产油量对比Fig.2 Comparison between fracturing fluid volume and oil production per meter

4.3 砂量

Proppant volume

通过分析平均每米加砂量与累产油的关系，认为砂量对压裂效果影响不明显，但统计单井累计砂量与累产油的关系认为，砂量与累产油具有一定的相关性（如图3与图4所示）。

图3 平均每米加砂量与累产油的关系Fig.3 Relationship between average proppant volume per meter and cumulative oil production

图4 砂量与累产油的关系Fig.4 Relationship between proppant volume and cumulative oil production

鉴于2种分析方法得出砂量与累产油的关系，分析认为砂量对压裂效果影响不明显，并非根据储集层厚度增加砂量就能够提高产量，但仍需要保证一定规模的砂量，确保形成高导流能力裂缝。

4.4 平均砂比

Average proppant concentration

采用统计数据分析平均砂比与压裂效果的关系，通过分析平均砂比与日增液、日增油和累增油的关系，发现平均砂比与压裂效果存在正相关关系，但趋势偏缓；压裂裂缝的位置和发育情况，是水力压裂微地震监测的重要目标，红台302H井裂缝监测结果如图5所示，每个颜色代表每1段压裂裂缝形态。通过观察微地震裂缝监测结果，认为缝网总体上为条带型，主观分析此次体积压裂所形成的裂缝形态是主缝为主、次生裂缝交错的缝网形式。因此，综合考虑平均砂比与效果的关系和裂缝形态，认为适当提高平均砂比有助于提高裂缝导流能力，进而提高单井产量，调整平均砂比从16%至22%。通过分析认为储集层孔隙度、渗透率、含油饱和度和压裂液量是影响压裂效果的主要因素，有效厚度、施工砂量和平均砂比是次要因素，可以通过调整影响因子优化压裂工艺，在不降低压裂效果的基础上，降低见油返排周期。

图5 红台302H井裂缝监测结果Fig.5 Monitoring result of fractures in Well Hongtai 302H

5 体积压裂现场试验

Field test of volumetric fracturing

鉴于各层段之间物性条件不同以及水平井的开发优势，可采用水平井体积压裂工艺逐层开发，进一步增大单一储集层改造体积，降低各层层间产状干扰，从而提高每个层段的有效动用程度［13-17］。同时针对压裂效果影响因子调整压裂工艺，优化入井规模，单段入井液量由800 m3降至600 m3，保持一定规模砂量60 m3/段，施工砂比由16%提高至22%。

开展了14口水平井体积压裂现场试验，结果表明水平井体积压裂及工艺参数优化明显降低了见油排液周期和返排率，而压裂效果更好，压后平均单井日产油14 t，相比直井增产效果提高了47.4%（见表4）。分析水平井见油周期短的原因（由于没有下入井下压力计，难以通过排液过程中井底油压变化进行分析，主要通过观察现象和主观分析）主要表现在2个方面：相比直井，水平井改造体积更大，裂缝有效波及面积更广，利于微孔、微缝的沟通和降低驱动压差；纵向上物性差异大，直井生产过程中存在层间干扰，含水饱和度高、生产压差大的层会对主力产油层产生干扰，而水平井物性变化小，缝间干扰影响程度低，有利于快速见油。

表4 水平井与直井压裂效果对比Table 4 Comparison of post-frac effect between horizontal well and vertical well

综合对比水平井与直井改造成本，结合单井产量与生产周期，认为相比直井2层分压，水平井5段压裂成本增加127万元，以原油价格50美元/桶计算，水平井较直井多产油522 t则能与直井压裂成本相当。水平井一方面有效缩短排液周期，可以提前22 d见油，减少排液过程中废液拉运和处理费用；另一方面产油效果更好，比直井日产油增加4.5 t，生产116 d后可以比直井产量增加522 t，同时有效期更长。截至2016年5月水平井平均有效期超过200 d（直井平均有效期160 d）。由此认为采用水平井体积压裂更有利于低饱和度油藏整体开发。

6 结论与建议

Conclusions and suggestions

（1）红台低含油饱和度致密砂岩油藏引入体积压裂理念获得产量的突破，通过体积压裂工艺形成裂缝网络，降低储集层伤害，有效解决了该油藏岩石致密、物性差及含油饱和度低的增产难题。

（2）压裂实施效果分析找出了影响压裂效果的主、次要因子，确定储集层孔隙度、渗透率、含油饱和度和压裂液量是影响压裂效果的主要因子，有效厚度、施工砂量和平均砂比是影响压裂效果的次要因子。通过调整压裂工艺、施工参数，同时综合考虑直井、水平井的成本和开发优势，最终确定水平井体积压裂工艺符合红台低饱和度的油藏开发，有效解决了见油周期长的问题，既实现区块的高产、稳产，又加快了返排速度。

（3）通过探索试验、分析总结、再试验、再总结“四步法”，可以有利于快速调整压裂工艺、参数、液体等因素的不适应性，形成适合区块开发的压裂工艺，为同类低饱和度致密砂岩油藏的开发提供借鉴。

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（修改稿收到日期 2017-03-18）

〔编辑 李春燕〕

Application of volumetric fracturing technology in Hongtai tight sandstone oil reservoir of low oil saturation

SUI Yang1,LIU Jianwei1,GUO Xudong2,XIANG Hong1,WANG Bo1,WANG Tao1
1.Engineering Technology Research Institute,PetroChina Tuha Oilfield Company,Shanshan838202,Xinjiang,China;
2.Exploration Company,PetroChina Tuha Oilfield Company,Shanshan838202,Xinjiang,China

When conventional vertical well fracturing is applied in Hongtai tight sandstone oil reservoir of low saturation,its stimulation amplitude is low and stable production period is short,so it is difficult to realize the commercial production.In this paper,feasibility evaluation and implementation effect analysis of volumetric fracturing were adopted to realize stimulation,stable production and long oil production period of low oil saturation reservoirs.The difficulties of stimulation and stable production were solved by applying volumetric fracturing technology to create complex fracture networks.Fracturing mode and technological parameters were optimized to extend oil production period by identifying the primary factors (physical property and fracturing fluid volume) and secondary factors(proppant volume and average proppant concentration) that influence volumetric fracturing effect of Hongtai oil reservoir.In this way,the volumetric fracturing technology system for horizontal-well separate layer development was developed with fracturing fluid volume 600 m3/section,proppant volume 60 m3/section and average proppant concentration 22%.It is successfully used in field.Compared with the vertical well with the same physical properties,horizontal-well volumetric fracturing is 43.6% shorter in liquid discharge period foroil production,47.4% higher in daily oil production and 25% longer in valid period.The research results can be used as the reference for the development of similar oil and gas reservoirs.

low oil saturation; tight sandstone oil reservoir; volumetric fracturing; influential factor; separate layer development;horizontal well

隋阳，刘建伟，郭旭东，向洪，王波，王涛.体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用［J］.石油钻采工艺，2017，39（3）：349-355.

TE357.1

：B

1000–7393（2017 ）03–0349–07DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.018

: SUI Yang,LIU Jianwei,GUO Xudong,XIANG Hong,WANG Bo,WANG Tao.Application of volumetric fracturing technology in Hongtai tight sandstone oil reservoir of low oil saturation［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 349-355.

隋阳（1984-），2008年毕业于四川大学材料成型及控制工程专业，现从事压裂工艺技术的研究工作，工程师。通讯地址： （838202）新疆吐鲁番鄯善县火车站镇吐哈油田工程技术研究院。电话： 0995-8375840。E-mail： suiyang1@petrochina.com.cn