环江油田混合水体积压裂试验与应用

吴顺林，蒋志勇，唐梅荣，陈 强，王 蓓，余兴国，安 杰

(1长庆油田分公司油气工艺研究院2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3．陕西延安石油天然气有限公司)

鄂尔多斯盆地环江油田长8油藏平均埋深2 690 m，平均油层厚度15．0 m，局部隔夹层较发育;平均孔隙度10.4%、渗透率0．46 mD，以丛式井组开发为主，采用460 m×150 m菱形反九点井网形式。受到井网和常规压裂工艺双重限制［1］，该油藏压裂改造单一依靠常规压裂增加缝长来提高产量效果已不明显(平均单井产量仅为1．8 t/d)，迫切需要转换思路来提高单井产量。以扩大泄油面积为目标的水力压裂是长庆油田实现经济有效开发的根本手段，从本质上提高超低渗油藏产量仍需从水力压裂入手，从提高泄油体积出发。在理论研究和广泛调研的基础上，在环江油田长8储层定向丛式井组采用以“大排量、大液量、低粘压裂液”为特征的混合水体积压裂技术［2］，提高油藏的改造体积，从而达到提高单井产量的目的。

一、压裂地质特征研究

通过研究总结国内外混合水体积压裂工艺技术的发展过程，该工艺的有效性取决于岩石脆性指数、水平两向应力差和天然裂缝是否发育等因素［3－4］，因此针对环江油田长8储层的脆性和天然微裂缝等特征进行了研究。

1．岩石脆性特征

岩石力学分析表明，环江长8岩石脆性指数相对较高，具备开展体积压裂的基本条件。岩石脆性与裂缝形态的相关性研究表明，环江长8裂缝形态处于多缝向复杂缝网过渡阶段，见表1。

表1环江长8层脆性指数统计表

2．储隔层应力、水平两向应力特征

环江油田长8纵向上储隔层应力差一般大于6 MPa，具有较高的遮挡作用，有利于控制裂缝在储层内延伸［5］。

水平两向应力差＜5 MPa，在较高的缝内净压力下分支裂缝容易开启，有利于形成复杂缝，见表2。

表2鄂尔多斯盆地不同区块长8层水平两向应力差统计表

3．天然裂缝发育特征

据岩石取样分析表明:环江油田长8储层天然裂缝普遍较为发育，平均1．1条/m，见图1。

图1环江油田长6、长8储层天然裂缝密度对比图

二、混合水体积压裂工艺优化设计

常规压裂采用高黏冻胶压裂液+小排量+小液量+高砂比，达到造长缝、提高裂缝导流能力的目的，储层改造具有“线、面”压裂特点。

混合水体积压裂技术采用低黏压裂液+高排量+大液量+低砂比，达到形成复杂缝网系统、增加改造体积的目的，储层改造具有“体”压裂特点，具体技术特点如下［6］:

(1)大液量和大砂量有助于提高储层改造增产体积。

(2)高排量有助于提高缝内净压力，从而使天然裂缝开启并延伸。

(3)低砂比能够满足致密油藏对较低的裂缝导流能力的需要。

(4)低黏度压裂液摩阻低、导压性能好，有助于开启微裂缝，且伤害小。

在脆性指数、天然裂缝发育程度、地应力等压裂地质特征研究的基础上，围绕混合水体积压裂技术特点，开展工艺参数优化研究。

1．工艺参数优化

1．1排量优化

相对于前期常规压裂来说，排量主要是控制缝高快速增长为目的，施工排量在2．0～2．6 m3/min之间。

但排量是影响体积压裂效果的重要因素，混合水压裂施工排量必须能够使缝内净压力大到足以使天然裂缝开启(见图2)，同时保证储层在纵向上充分动用且缝高不失控。研究表明，排量越大，裂缝净压力越大，越容易沟通天然裂缝并形成复杂缝网。通过不同排量下净压力分析研究，优化施工排量为3.0～5．0 m3/min。

1．2液量优化

常规压裂裂缝穿透比在0．3～0．5之间，因此缝长较短，但混合水体积压裂是通过增大压裂液总量，从而获得较长的大水力裂缝，以更好地联通并扩展天然裂缝，增大压裂改造体积。通过开展三维压裂软件模拟研究，结合井网形式(460 m×150 m菱形反九点井网)，优化裂缝穿透比在0．5～0．8之间，裂缝半长为120～190 m，优化施工液量为200～400 m3，见图3。

图2环江油田长8混合水压裂压降测试G函数曲线

图3环江油田长8混合水体积压裂液量优化结果

混合水体积压裂12口井试验投产后含水呈现下降趋势，产量稳中有升，表明混合水体积压裂优化入地液量与井网匹配性较好，见图4。

图4江1井混合水体积压裂试验井生产曲线

1．3平均砂比优化

常规压裂是阶梯提高砂比的加砂模式来提高裂缝导流能力［7］，普遍存在砂比高(平均35%)、裂缝导流能力高的现象，但根据环江长8储层致密、渗透率低(0．46 mD)，因此需进一步优化与之匹配的裂缝导流能力。因此，混合水体积压裂工艺是施工初期滑溜水阶段采用3%～5%的低砂比对微裂缝进行充填、开启天然裂缝;施工中期基液阶段采用10%～15%的砂比扩大天然裂缝开启程度，提高主裂缝导流能力;施工后期为保证主缝及近井地带具有较高的导流能力(17～20 D·cm)见图5，交联液阶段将平均砂比提高到15%～20%，见图6。

2．压裂液体系优化

低黏压裂液流体黏滞力小、摩阻低、导压性能好，能更容易进入微裂缝，使天然微裂缝张开并扩展增加带宽，有利于提高改造体积SRV。从环江油田X井长8层井下微地震监测过程图可以看出，在压裂初期低黏压裂液阶段(滑溜水、基液阶段)，裂缝的带宽基本形成，后期冻胶阶段裂缝的带宽没有明显变化，仅缝长变长。

图5环江油田长8混合水压裂主缝导流能力优化结果图

图6环江油田长8混合水体积压裂平均砂比优化结果

采用油藏及压裂数值模拟手段(全三维软件DFN－裂缝网络模拟)，对不同黏度压裂液进行了优化研究。按照张性裂缝模型最优主裂缝半长优化高黏液量，同时建立不同天然裂缝密度下裂缝网络模型优化低黏液体［8］，优化低黏液体与高黏液体比例为(2～3)∶1(见图7、图8)。

图7高黏液体体积模拟优化结果

图8低黏液体体积模拟优化结果

三、应用效果

1．井组试验情况

在环江长8产建区优选2个井组，开展了混合水体积压裂试验12口井，平均施工排量为5．1 m3/min，入地液量308.7 m3，平均砂比为15．2%，试油产量较常规压裂井提高3．1 m3/d，投产12个月后平均单井日增油1．2 t，增产效果明显，见图9。

图9环江油田长8混合水体积压裂丛式井组试验投产效果图

2．裂缝监测情况

开展了5口井下微地震裂缝监测，结果表明(见表3)，通过混合水体积压裂实现了裂缝网络对井网的全覆盖，裂缝尺寸与施工参数具有一定的相关性，同时减少钻井井数，节约成本。

井下微地震监测表明，混合水压裂试验井增产体积明显增大，与常规压裂相比，混合水压裂试验井改造体积(SRV)增大5～7倍［9］。

表3环江油田长8井下微地震监测井改造参数及监测结果数据表

四、取得认识

(1)环江油田长8储层致密、岩石脆性度较高、天然裂缝较发育和水平两向应力较小等地质特征，具备形成复杂缝网的有利条件。

(2)创新发展了混合水压裂技术，通过高排量、低粘压裂液开启支缝、交联液携砂有效支撑主缝、大液量提高储层改造体积，初步形成了适合环江油田长8层的混合水体积压裂工艺技术及优化设计方法和模式。

(3)在环江油田长8层开展12口井混合水体积压裂工艺矿场试验，较常规压裂井日产油提高了1．2 t，取得了明显的增产效果。

(4)井下微地震监测结果表明，混合水压裂工艺大幅提高了油藏增产体积(SRV)，与常规加砂压裂相比，油藏增产体积提高了5～7 t，实现了井网全覆盖。