低丰度油田缝网压裂技术的应用

梁 丽

（中国石油吉林油田分公司勘探部 吉林松原 138000）

1 前言

常规压裂是以线弹性断裂力学为理论基础，假定在压裂过程中人工裂缝起裂为张开型，且沿井筒射孔层段形成双翼对称缝。通常以一条主裂缝实现对储层渗流能力的改善，主裂缝在垂向上仍然是基质向裂缝的“长距离”渗流，因此垂向主裂缝的渗流能力未得到有效改善。

随着现代压裂技术的发展，缝网压裂理念由此产生：以水力压裂技术手段实施对油气储集岩层的三维立体改造，形成人工裂缝网络，实现储层内裂缝波及体积的最大化，从而极大地提高单井控制储量，达到提高单井产能的目的。

通过技术论证，对注水受效差、构造边缘的低产油井应用大规模缝网技术进行压裂改造，可实现最大限度增加人工裂缝与油藏的接触面积来提高单井产能。

随着该技术进一步试验和完善，最终实现小构造不注水开发、稀井网开发等模式。在减少注水和布井费用的同时，保障区块的有效开发。

2 主要技术研讨

2.1 工艺原理

利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值，就会产生分支缝，分支缝沿着天然裂缝继续延伸，最终可形成以主裂缝为主干的纵横交错的“网状缝”系统。

2.2 实施手段

采用不同液性（滑溜水+胍胶体系）、大液量、高施工排量、泵注粉陶段塞等手段进行压裂施工，这些都有助于提高动态裂缝内的净压力，增加在主裂缝剖面上形成分支缝的几率。

现场实施结合裂缝监测手段，指导泵注程序及时有效的调整。压裂后获得网缝的各项参数，总结并完善施工设计。缝网压裂在工艺上体现了“两大、两小”的特征。

两大：①大排量，施工排量通常达到8～10m3/min 以上； ②大液量，单层用液量2000～3000m3。

两小：①小粒径支撑剂，支撑剂一般采用70/100目或40/70目粉陶，尾追20/40目陶粒支撑主裂缝；②小砂比，在滑溜水阶段平均砂液比为3%～5% ，最高砂液比不超过10%。

缝网压裂采用压裂液以滑溜水为主，不仅大大降低施工摩阻，满足了大排量施工的要求，而且极大增加了压裂的改造范围。

2.3 适用条件

（1）天然裂缝发育，具备利用人工裂缝沟通更大天然裂缝网络的条件。

（2）油气储集层脆性系数较高。使得岩石在压裂过程中产生剪切破坏，不是形成单一裂缝，而是有利于形成复杂的网状缝，从而大幅度提高了裂缝体积。

（3）最大和最小水平主应力相近，只有在相近的情况下，低粘度的压裂液才有可能打开与最大主应力方向呈现直或有一定角度的天然裂缝，在横向上实现足够的延伸，从而实现网状裂缝的目的。

3 现场试验情况

试验M区块储量丰度低（50×104t/Km2)，油藏物性差（孔隙度8.6%，渗透率0.25mD，泥质含量为21.3%），开发效果不理想（平均单井日产油小于1吨）。对该区块采用缝网压裂技术进行现场试验，可进一步挖潜提高单井产能，论证今后稀井网开发的可行性。

3.1 试验井A

该井储层砂岩纵向上发育，砂岩厚度大，为压裂改造提供较好的基础。2006年9月投产，初产2.1/3.9。措施前为捞油生产，平均日产0.4/0.4（图1）。

泵注总液液量1910方、最大施工排量7.8方/分、最高施工压力59Mpa、停泵压力17.3兆帕、共计加入加陶粒7.4方。该井压后返排647方（返排率33.8%）， 由捞油井恢复了正常的开抽生产。初期日产油4.2吨（日增油3.8吨），最高日产油达到7吨。目前已稳定产量2.7吨，累计增产达到630吨。

3.2 试验井B

该井位于M块南部储层较好，初产1.3/6.0吨，目前间抽产量为0.4/0.4吨。17、16号潜力层未动用，本次作为补压井来进行缝网现场试验。泵注总液量1720方、最大施工排量8方/分、最高施工压力63Mpa、停泵压力18兆帕，共计加入加陶粒25方。

为了掌握B井裂缝空间展布的各项参数，明确缝网改造储层的波及体积；并有效控制裂缝的破裂范围及方向，避免与压裂井西侧的断层（间距300米左右）沟通，在施工中采用了井下微地震监测手段。

在施工过程中，泵注Ⅱ型液阶段通过裂缝监测裂缝西翼向断层方向发展，距离已经达到50米左右时放弃泵注。换成Ⅰ型液260方时，监测裂缝西翼已接近断层，现场决定停止泵注滑溜水，进行胍胶加砂。

由于微地震事件监测与实际裂缝的扩展延伸存在一定的滞后性和解释上的误差，导致该井在施工过程中与西侧断层沟通，这影响了压后的放喷返排，尤其是投产后人工裂缝对井筒的能量供给。该井压后返排758方（返排率38.4%）， 产量由0.4/0.4吨上升至1.9/3.6吨，累计增油86.6吨。随着断层附近的能量释放至储层的闭合，油井的生产能力有待进一步的回升。

3.3 试验井Y39-P3

为了水平井开发获得更大的产能，增加低产低丰度区块的可动用储量，选择进行水平井（Y39-P3）缝网压裂现场试验，论证该技术的可行性。

通过层段优化和相关的液性对比，对第一、三、五级采用了缝网压裂工艺（滑溜水+胍胶体系），其余的层段采用胍胶正常施工。

滑溜水阶段裂缝参数：半长：256.753米、层高：116.658米、缝宽：179.68米。胶液阶段裂缝参数：半长：276.181米、层高：89.017米、缝宽：83.517米、方位角：N121.26E。

滑溜水阶段裂缝参数：半长：250.116米、层高：140.332米、缝宽：128.114米。胶液阶段裂缝参数：半长：213.561米、层高：98.279米、缝宽：59.839米、方位角：N89.936E。

由此可知，泵注滑溜水阶段在地层中形成了较典型的网缝压裂微地震信号，可认为实现了一定的体积压裂的改造效果，在井筒远端可能存在网状裂缝的跨级沟通。该井压后初产原油42.3吨，目前稳定产量吨方高于同区块、同层位的其它水平井，进一步验证缝网压裂改造工艺的成效。

4 结论

通过现场3口井的实施，取得以下几方面的认识：

（1）滑溜水沟通天然裂缝能力较强，对脆性储层易产生剪切缝。对致密砂岩储层易产生多簇分支缝、主裂缝不明显；

（2）伴随网状支缝的形成，施工曲线出现特征：施工压力峰值会出现多次起伏波动，尝试加入粉陶段塞压力响应比较明显；

（3）提高施工排量，是增加缝内净压力的有效手段，但必须注入大液量后才能对缝网形成有效；

（4）要实现缝网的更加充分，大液量、大排量是一方面，有效的暂堵也是另外一条可行的途经；

（5）提高缝网压裂技术的认识必须结合裂缝监测手段，实时掌握人工缝网的形状、走向、波及体积等参数。及时调整施工参数，达到最佳压裂改造规模。

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