体积压裂技术在富县油区的研究与应用

2021-10-13李卫东韩龙飞邹立萍

延安大学学报(自然科学版) 2021年3期

关键词：缝网富县液量

李卫东，张敏，韩龙飞，邹立萍

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000)

体积压裂是在常规压裂基础上发展起来的针对致密油气藏的一种高效、经济的水力压裂技术[1-3]，通过对水平井进行分段压裂，提升改造体积，进而提升产量和最终采收率[4]。通过在国内外致密油气藏的广泛应用，促进了各大油田产量的快速提升。

富县油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中南部，是典型的“三低”油藏，通过常规水力压裂难以动用或者改造效果不佳，所以开展体积压裂技术在富县油区的研究非常必要，并且进一步探索优化工艺参数，增加储层改造规模，提升油井产量，有效缓解油田的产量压力。

1 油区储层基本情况

延长油田富县油区位于鄂尔多斯盆地南部，主力储层为长8储层，储层整体表现为一个西倾单斜，坡度0.5 °左右，坡降6～8 m/km，区域内发育一系列鼻状隆起，受储层岩性影响较大，是典型的岩性油藏。长8油层属于低孔特低渗油藏，储层岩性致密，孔喉半径小，必须通过压裂才能提升油井产能。油藏原始地层压力为11.3 MPa，压力系数0.8，由近年来地层压力测试情况表明，平均地层压力为6.4 MPa，压力保持水平为原始地层压力的56.6%，压力保持水平低，地层能量不足。

1.1 储层岩石矿物特征

长8储层碎屑主要为长石砂岩，长石占碎屑总体的33%～65%，平均58.25%，以钾长石为主；石英占碎屑总体的14%～29%，平均20.95%，以单晶石英为主；岩屑含量为3%～8%，平均6.05%，主要为变质岩屑和沉积岩屑。

长8储层填隙物含量较高，一般为2%～23%，平均8.88%，以泥质杂基、绿泥石和胶结物的形式存在，其中泥质杂基含量一般为1%～16%，平均5%，绿泥石含量一般为1%～4%，平均1.53%；胶结物主要为方解石、石英加大和长石加大等，其中方解石含量为1%～6%、石英加大为1%～2%和长石加大为1%～2%。

1.2 孔隙类型和孔隙结构

富县区域长8储层原生孔隙相对不发育，总体含量较少，岩屑溶孔含量次之，以粒间溶孔以及长石溶孔为主要孔隙类型。通过岩心薄片实验结果观察可知，研究区储层孔隙按其孔径大小主要分为四种类型，为大孔、中孔、小孔以及微孔，储层非均质性强且物性差，通过整体观察对比可知，富县长8储层主要发育中小孔隙，大孔及微孔发育程度不高。

1.3 储层物性特征

长8油层孔隙度为1.8%～14.6%，总体平均值为7.7%、有效平均值为9.2%，渗透率为(0.01 ～3.78)×10-3μm2，总体平均值为0.36×10-3μm2、有效平均值为0.69×10-3μm2。储层整体分为两个小层，长82储层孔隙度主要在4%～10%间，渗透率主要在(0.1～0.6)×10-3μm2之间；长81储层孔隙度主要在5%～10%之间，渗透率主要在(0.1～0.7)×10-3μm2之间。

1.4 储层裂缝发育特征

天然裂缝的发育程度是储层压后形成缝网程度的关键影响因素。通过岩心观察、电镜扫描、荧光薄片以及铸体薄片，长8储层发育有大量的天然裂缝，其中包括微裂缝、高角度裂缝、高导缝和垂直裂缝等。对区块长8储层岩心薄片观察结果显示(见图1)，裂缝、微裂缝发育概率在68.5%左右，裂缝密度为每10 m 3条。结果表明：长8储层中天然裂缝较发育，从裂缝发育的角度考虑，区块长8致密砂岩油藏储层可以形成较为复杂的缝网。

图1 (A)微观孔喉发育特征；(B)粒间微裂缝发育形态图

1.5 储层岩石力学特征

长8储层岩心杨氏模量介于24.5～30.6 GPa之间，平均杨氏模量26.6 GPa；泊松比介于0.216～0.254之间，平均泊松比0.23；抗压强度介于159.46～220.01 MPa间，平均抗压强度185.7 MPa；抗张强度介于13.79～20.18 MPa之间，平均抗张强度16.81 MPa。根据公式1～3，求得该区域平均储层脆性指数36.5，结果表明：长8储层岩石脆性较强，利于通过水力压裂技术在地层中形成复杂裂缝网络。

BRIT=(YM_BRIT+PR_BRIT)/2

(1)

YM_BRIT=(E-1)/(8-1)×100%

(2)

PR_BRIT=(υ-0.4)/(0.16-0.4)×100%

(3)

式中，BRIT为岩石脆性指数；YM_BRIT为归一化后的杨氏模量；PR_BRIT为归一化后的泊松比；E为杨氏模量(GPa)；υ为泊松比。

1.6 储层地应力特征

通过对长8储层岩心进行Kaiser效应测试，长8储层垂向应力梯度为2.763 MPa/100 m，最大水平主应力梯度为2.004 MPa/100 m，最小水平主应力梯度为1.378 MPa/100 m，最大水平主应力梯度和最小水平主应力梯度差值为0.626 MPa/100 m，其对应最大水平主应力和最小水平主应力差值为8.01 MPa。

通过以上储层特征可以得出，长8储层可以通过水力压裂形成复杂裂缝网络，但是需要进一步优化施工参数，提升压裂效果。

2 体积压裂技术优选

富县油区长8油层目前多采用常规水力压裂进行改造，平均排量2.0～2.4 m3/min，加砂30～45 m3，砂比15%，投产后初周月日产液2～5 m3，初周月日产油0.5～1.5 m3，含水13%～69%，初始产量较低，并且稳产效果差，导致采油速度和采收率偏低，急需改变储层改造方式，提升油井产量。

图2 体积压裂裂缝扩展示意图

体积压裂的作用机理是通过增加排量、砂量和液量对油层进行大规模压裂(如图2所示)，在形成多条主裂缝之外，使储层内的天然裂缝扩张、岩石层理发生剪切滑移、主裂缝侧向形成二级裂缝，并且在二级裂缝的侧向上继续形成次生裂缝，各类裂缝相互交织形成复杂缝网，对储层进行彻底改造，提升油井初始产量和稳产周期，最终达到提高采收率的目的[5-7]。

目前延长油田常用的体积压裂工艺主要有水力喷砂射孔+环空加砂技术、分段多簇桥塞射孔联作技术[8-9]。水力喷砂射孔+环空加砂技术俗称“TDY”技术，采用油管携带喷枪进入井筒，可以实现连续多段压裂，压后可以放喷，减少对储层的伤害，缺点是排量较小，喷枪位置固定，并且不能带压作业。分段多簇桥塞射孔联作技术，采用水力泵送、桥塞座封、套管加砂压裂等方式，可以实现大排量、大液量的带压作业，利用多簇射孔，形成复杂缝网，提升改造体积，缺点是砂堵处理复杂，并且压裂液在储层中滞留时间长，需要磨钻桥塞等。两种工艺具体特征及适用范围如表1。

表1 压裂工艺对比表

储层改造体积越大，泄油区域越大，近井周围渗流阻力越小，体积压裂水平井稳态产能越高。因此，应结合压裂工艺和经济条件优化裂缝参数，尽可能增大储层改造范围。密切割+大液量储层改造技术实现了对常规体积压裂的优化，通过对射孔簇数、压裂液体系和液量的调整，提高地下缝网改造复杂程度，有效提高水平井横向动用程度，增加水平井泄油体积，可以解决压裂后初产高、降产快、稳产产量低的问题。

富县油区长8储层砂体沉积较厚，构造稳定，通过对常用的两种工艺进行优选，多采用改造规模大的分段多簇桥塞射孔联作技术进行施工，并且对施工参数优化，采用密切割+大液量模式，进一步增大改造体积，提高改造复杂程度。

3 现场施工应用

3.1 体积压裂在常规井上的应用

根据本文研究成果，在常规井压裂中分别使用体积压裂和常规压裂进行效果比较。H113-1井和H113-6井是同一井场的两口常规井，储层条件相近，H113-6井设计排量8 m3/ min，加砂70 m3，砂比12%；H113-1井设计排量2.0～2.4 m3/ min，加砂40 m3，砂比15%，两口井均采用瓜胶压裂液体系。投产后H113-6初周月日产油2.82 t/d，H113-1初周月日产油0.73 t/d，体积压裂效果是常规压裂的4倍左右，稳产效果也优于常规压裂，如图3所示。

图3 常规压裂与体积压裂效果对比图

3.2 体积压裂在水平井上的应用

根据本文研究成果，在水平井压裂中采用水力喷砂+环空加砂工艺和密切割+大液量桥塞射孔联作工艺进行效果比较。M8平1井和M平16井水平段相距400 m，储层条件相近，油层厚度10～12 m。M8平1井水平段长度873 m，将水平段分为11段，对该井采用簇式射孔+速钻桥塞分段压裂技术，密切割+大液量体积压裂工艺，压裂液采用纯滑溜水补充地层能量、形成复杂缝网。该井入地总液量8 639 m3，加砂530 m3，平均每段加砂45～50 m3，施工排量10 m3/min。图4所示为其中一段压裂曲线，加砂量48 m3，入地液量801 m3，施工排量10 m3/ min，破裂压力48.3 MPa，工作压力37.8 MPa，停泵压力13.7 MPa。

图4 M8平1井某段压裂曲线图

M8平1井初周月日产液54 m3，日产油25.8 t，综合含水42.9%，目前日产液18.7 m3，含水60%，日产油6.28 t；M平16井采用水力喷砂+环空加砂工艺，初周月日产液19.1 m3，日产油4.43 t，综合含水66.7%，同时间日产液5.83 m3，含水26%，日产油3.64 t，对比可见M8平1井初产高，并且稳产效果好。