南部探区致密油藏体积压裂参数优化

闫新智，雷俊杰，任 剑

(延长油田股份有限公司，陕西延安 716000)

2010年，延长油田提出“延长下面找延长”的石油勘探理念。伴随三叠系延长组下组合探明储量规模不断扩大，年均探明储量3.0×107t，已占到当年探明储量的30%左右，其中致密油储量占下组合探明储量的96%。致密油产量占比逐渐加大，2013年产量为6.4×105t，2014年产量为8.6×105t，2015年产量达1.0×106t。根据延长油田致密油潜力研究成果，延长油田致密油资源量达7.5×108t，其中南部探区长6、长7、长8、长9油层组为典型的致密油藏，致密油已成为油田南部勘探开发的主力接替层系，展示出较大的勘探潜力。

因为储层物性、注采井网、压裂方式等地质及工艺参数的影响，常规压裂工艺单一增加缝长来实现超低渗油藏尤其是致密油高效勘探开发较为困难，随着致密油的勘探开发，在压裂改造技术手段上寻求突破已经不可避免。“体积压裂”技术手段为这类问题提供了解决方法，该技术现已广泛应用于国内外的致密油气藏开发，成为非常规油气藏经济有效开发的关键核心技术，也将成为支撑延长油田致密油勘探开发的关键技术之一。在实施过程中，因对体积压裂技术选井、选层无统一认识，所以措施实施后效果差异较大。通过本文的研究，优化体积压裂施工参数，为体积压裂措施选井、选层提供理论依据，提高致密油勘探开发效果。

1 南部探区压裂选层依据

南部探区面积为20 492.7 km2，已发现长2、长3、长4+5、长6、长7、长8、长9、长10等8套含油层系，累计探明地质储量2.3×108t，勘探开发的主力层系为长2、长4+5、长6、长7、长8油层组。根据X油田致密油定义，初步确定出南部探区富县、甘泉、黄陵、旬邑地区长6、长7、长8等层位为致密油层，勘探面积为9 201 km2。如图1a所示，储层孔隙度主要集中在5%～35%之间；由图1b可见，储层渗透率在统计上相关性不强。长7层的孔隙度和渗透率均不能单独作为选层依据。如图1c所示，储层含油饱和度主要集中在20%～70%之间；由图1d可见，压后产量与储层含油饱和度存在一定正相关关系，声波时差与压后产量存在一定的正相关关系，整体比较发现声波时差值越大的储层其压后效果较好。如图1e所示，定义产量大于1 m3/d的为高产井，产量低于1 m3/d的为低产井，可以发现当声波时差(Δt)大于222 μs/m且电阻率(RT)大于40 Ω·m时，此区域内高产井的数量更多，可以作为体积压裂选井的依据。由图1f可知，当孔隙度大于5.2%且渗透率大于0.16 mD时，此区域内高产井的数量更多，可以作为体积压裂选井的依据。分析整理，最终建立了长7层位体积压裂选井选层判别依据：Δt>223 μs/m、RT>52 Ω·m、孔隙度>6.6%、渗透率>0.18 mD、含油饱和度>30%。

2 体积压裂射孔方式优化

裂缝的转向由裂缝起裂位置处的总转向角度的大小决定。如果射孔孔眼与最小破裂压力处重合，则转向角度较小；如果二者存在一定的角度，则转向角度较大，造成高摩擦阻力，井筒憋压，为后续裂缝的产生创造有利条件。

如图2a所示，在射孔方位和远场主应力一定的情况下，破裂压力随着射孔角度(与最大水平应力夹角)的增加而呈现升高的趋势：破裂压力开始变化不大，当射孔方位大于 40°后，破裂压力变化明显；当射孔方位大于 80°后，破裂压力变化趋于稳定。目前，X油田南部探区普遍采用90o相位角，实际射孔孔眼方位与理想起裂方位可以相差30o，因此裂缝可能在与理想起裂位置成30o周向角度的地方起裂，为产生多裂缝创造了条件。

利用有限元软件模拟计算地层破裂压力与射孔密度的关系，射孔相位角取为0°，其他条件与上述一致，计算得到在l m范围内变化的射孔数目，结果如图2b所示。随着射孔密度的增加，起裂压力整体呈降低趋势。当射孔眼由16个/ m增大到20个/m时，起裂压力降低较明显。根据L206的参数，通过压裂软件计算出不同射孔个数对改造体积(SRV)的影响。从图2c可以看出，当射孔个数增加的时候，平均缝宽一直增加，当射孔数大于13个/ m时，增加幅度变缓。射孔数为10个/ m、12个/ m时的SRV接近，孔密为13个/ m时的SRV最高。目前，南部探井射孔密度参数选用10个/m和13个/m居多，属中等密度。基于计算结果，建议射孔孔数选取13个/m。

图1 长7层位物性与产量关系Fig.1 Relationship between physical properties and yield of Chang 7 layer

射孔眼直径分别取8 mm、10 mm、12mm、14 mm和16 mm，利用有限元软件计算得到的射孔眼直径与起裂压力关系，如图2d所示。随着射孔眼直径的逐渐增加，起裂压力逐步降低。当射孔孔径增加的时候，平均缝宽一直增加。射孔孔径从10～14 mm时，SRV逐渐增加并且在14 mm时达到最高值。射孔孔径从14～16 mm时，SRV先下降后保持不变，如图2e所示。因此，结合降低破裂压力的计算结果，建议射孔孔径为12～14 mm。

不同射孔弹的型号直接影响射孔眼的深度范围，通过开展模拟计算，分别取射孔深度为0.3 m、0.5 m、0.8 m、1.2 m和1.5 m，其余计算参数与上述方案一致，计算结果如图2f所示。由图可知，当在射孔根部起裂时，随着射孔深度的增加，起裂压力先减小后增加。当射孔深度较小时，由于钻井导致近井筒地带地应力的变化没有完全消除，裂缝起裂受到限制；当射孔深度增大时，井筒地带地应力的影响可忽略不计，使得孔眼根部的起裂压力降低，因此起裂压力增加。

图2 射孔方式优化Fig.2 Optimization of perforation mode

3 体积压裂施工参数优化

压裂施工参数对于裂缝形态有重要影响，压裂施工过程中的压裂液性质、支撑剂性能、施工排量等参数对裂缝的起裂、裂缝闭合后的形态都有着重要影响，因此优化压裂施工参数，对于体积压裂施工改造有重要意义。裂缝的真实形态是极其不规则的，真实存在复杂的裂缝网络，一般压裂液注入量与裂缝网络长度呈正相关关系，如图3所示。

图3 注入压裂液量与缝网长度关系图Fig.3 Relationship between the amount of fracturing fluid injected and the length of the net

图4是液量对缝宽、SRV、缝高和缝长的影响。整体而言，裂缝长、缝宽和SRV都是随液量增加而增加的，但在液量达到600 m3后，裂缝长度呈现增长变缓的趋势。然而此时，SRV和平均缝宽的增加程度有了明显的上升，因此综合考虑缝长和SRV的增长幅度与施工成本，压裂液用量在600～700 m3左右较为合适。

由图5a可见，压裂液黏度对缝网扩展复杂度具有一定的影响。是否选择的工作液黏度越低越好，这还需要考虑在一定黏度流体施工下，对应需要多大施工排量才能达到缝网扩展的施工净压力，这需要结合相应的施工参数对缝网扩展的影响进行对比分析。

由图5b可见，压裂液黏度对裂缝形态参数的影响较大，可使平均缝宽增加30%～300%；压裂液黏度大于100 mPa·s时对改造体积的影响非常大，因此要形成体积压裂的效果，需要合理地控制高黏度的胍胶压裂液用量。同时宜采用压裂液的多种液体体系，利用6～9 mPa·s的滑溜水和30～40 mPa·s的基液在用胍胶主加砂之前沟通延伸更多的支裂缝系统，充分扩大改造体积。

利用压裂软件计算前置液排量对改造体积的影响，结果如图6所示，其中，图6a表示的是排量与改造体积和缝宽的关系，图6b表示的是排量与缝高和缝长的关系。在排量为2～10 m3/min下对比模拟压裂裂缝参数表明，随排量增加，压裂缝宽、缝高、SRV都加大，在8 m3/min以上增速减缓。排量的增加会导致缝长小幅度降低，因此综合考虑储层的改造体积和裂缝形态，以及压裂施工设备的条件，较为适宜的压裂施工排量为8～10 m3/min。

图4 液量对裂缝参数的影响Fig.4 Influence of liquid volume on fracture parameters

图5 压裂液黏度对裂缝参数的影响Fig.5 Influence of fracturing fluid viscosity on fracture parameters

图6 排量与裂缝参数的关系Fig.6 Relationship between displacement and fracture parameters

前置液滑溜水体系的作用是沟通地层中的天然裂缝，以达到体积改造的目的。前置液滑溜水关系着施工的成败，但是过多的滑溜水不但增加成本、加大地层滤失量，还影响最终的铺砂剖面。同时，确定中黏基液和高黏胍胶压裂液量是携砂过程的主要阶段，在扩大改造体积的基础上，要尽可能地提高缝长、缝宽及主裂缝的导流能力。

从图7a中可以看出，随着滑溜水液量所占比例增加，SRV将大幅度上升，当滑溜水比例大于36%的时候，SRV增加幅度开始变缓。与此同时，平均缝宽随着滑溜水比例的增加将下降30%～40%，当前置液比例为40%时，缝宽仅有0.32 cm，导致有效导流能力较低。从图7b中可以看出，滑溜水比例的增加会大幅度提高裂缝的长度，但是对缝高的影响不大。综合考虑SRV和裂缝的长度以及后期加砂的因素，本区块体积压裂的滑溜水比例在32%～36%比较合适。

图7 滑溜水比例与裂缝参数的关系Fig.7 Relationship between the ratio of slippery water and fracture parameters

从图8中可以看出，胍胶压裂液比例的增加会大幅度降低整体的SRV和有效缝长，因为压裂液黏度越高，越容易在压裂初期使裂缝在纵向上过渡延伸，形成较高的缝高，从而减少了液体在缝长方向上的净压力。此外，高黏度的压裂液也不容易沟通天然裂缝，扩大压裂裂缝的沟通范围。由于胍胶压裂液能够较好地携带重中粒径高砂比支撑剂，从而提高主裂缝的导流能力，保持储层的长期生产，因此综合考虑SRV的下降幅度以及裂缝的导流能力，胍胶压裂液比例为32%～40%比较合适。

从图9中可以看出，当平均砂液比大于13.5%时，裂缝的导流能力上升幅度变缓，主裂缝和分支缝都能得到有效支撑。因此对于南部探区致密砂岩储层，加砂强度为13%～14%时较为合适，具体井层还应进一步优化。考虑到后期胍胶压裂液对SRV改造的影响，可以在中期基液的部分适当提高砂比，减少压裂施工后期的胍胶压裂液用量。

图8 胍胶压裂液比例与裂缝参数的关系Fig.8 Relationship between guar gum fracturing fluid ratio and fracture parameters

图9 平均砂液比对裂缝导流能力的影响Fig.9 Influence of average sand-to-liquid ratio on fracture conductivity

4 现场应用

4.1 压裂方案设计

F117井压裂长7段储层，采取大排量混合水压裂方式索取该油层的地质资料和产能，探索该压裂方式在特低渗油层的适用性。采用混合水压裂工艺，提高裂缝净压力，迫使天然微裂缝、裂隙张开，并与人工主裂缝相匹配，形成较大的裂缝网络系统，更大限度地扩大油藏的泄油体积和传导压力的能力，提高单井产量。

F117井长7层的基本概况为：井段为1 454.5～1 456 m/1 462.5～1 464 m，厚度为1.5 m/1.5 m，电阻率为24.18 Ω·m/25.32 Ω·m，孔隙度为9.48%/8.77%，渗透率为1.16 mD/0.8 mD，含油饱和度为29.86%/12.29%，电测解释为差油层/含油水层。长7油套同注混合水压裂，加粉陶15 m3、石英砂60.0 m3，累计产液234.3 m3、油6.3 t、水228 m3。稳定日产油1.6 t，稳定日产水10 m3，含水率为86%，氯根为14 180 mg/L，试油结论为含油水层。F117井射孔数据见表1，体积压裂施工参数优化如表2和图10所示。

4.2 压后效果评估

F117井体积压裂最高日产油1.8 t、稳定日产油1.6 t、产液量为11.6 t。周围邻井为常规压裂，产液量分别为13.42 t、1.39 t、8.2 t、7.05 t，最高日产油分别为1.37 t、3.0 t、1.6 t、2.3 t，稳定日产油分别为0.32 t、0.29 t、1.6 t、0.75 t。通过对比分析，可以发现体积压裂井的产液量是周围常规井平均产液量的1.55倍，表明体积压裂形成了更大的改造范围，由于改造层位为含油水层，产水量较高，因此其产油量的稳产效果相比常规压裂要好些。

表1 F117井射孔数据表Table 1 Perforation data sheet of F117 well

表2 F117井体积压裂压裂施工参数表Table 2 Volume fracturing fracturing construction parameter table of F117 well

图10 F117井施工参数优化Fig.10 Construction parameter optimization of well F117

5 结论

(1)长7层位选井选层依据为Δt>223 μs/m、RT>52 Ω·m、孔隙度>6.6%、渗透率>0.18 mD、含油饱和度>30%。

(2)根据多簇裂缝同时起裂和尽可能形成复杂裂缝的原则，优化射孔参数的孔径为12～14 mm、孔密为13个/m、射孔长度为1 m。

(3)致密砂岩储层体积缝网压裂方式主要是采用大排量、大液量、滑溜水+基液+胍胶的压裂设计及控制工艺，滑溜水有利于提高缝内净压力，从而在地层中形成复杂的缝网形态，再通过基液进一步扩大缝网控制体积，然后通过胍胶压裂液携砂填充主裂缝。优化南部探区体积压裂施工排量为8～10 m3/min、压裂液规模为500～700 m3、滑溜水百分比为32%～36%、胍胶压裂液比例为32%～40%、平均砂液比为13%～14%。