安塞致密油藏混合水體積壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用

逄仁德，韓繼勇，崔莎莎，羅晶晶

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065；2.中國石油川慶鉆探工程公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西 西安 710018）

以鄂爾多斯盆地安塞油田長8砂巖儲層為代表的致密油藏，資源量大，分布穩(wěn)定，油藏埋深1 900～2 400 m，天然微裂縫較發(fā)育，巖石石英體積分數(shù)為38.5%，巖石脆性指數(shù)為45%～50%，滲透率主要集中在0.01×10-3～0.25×10-3μm2，平均滲透率為 0.08×10-3μm2。 受儲層條件的制約，單單靠增加縫長來提高儲層的導(dǎo)流能力已經(jīng)達不到理想的效果。針對鄂爾多斯盆地儲層巖石特性以及天然裂縫發(fā)育特點，按照“體積壓裂”理念，對傳統(tǒng)的壓裂方式進行改進創(chuàng)新，開展了混合水體積壓裂技術(shù)攻關(guān)試驗[1-4]。該技術(shù)在安塞油田長8砂巖儲層應(yīng)用較好，增產(chǎn)效果明顯。

1 混合水體積壓裂技術(shù)

混合水體積壓裂技術(shù)是在清水壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上發(fā)展起來的一項新工藝。清水壓裂雖然能形成較長的裂縫，但是其導(dǎo)流能力主要通過剪切錯位形成的殘余縫寬來實現(xiàn)，受錯位程度的制約較明顯，存在一定的隨機性，鑒于這個問題，提出了凍膠與滑溜水聯(lián)合的混合水壓裂技術(shù)[4-5]。

在混合水體積壓裂過程中，當(dāng)縫內(nèi)凈壓力大于地層最大最小水平主應(yīng)力差時，人工主裂縫開始形成，天然裂縫逐漸張開；當(dāng)凈壓力達到一定數(shù)值時，脆性巖石開始發(fā)生剪切滑移。由于存在剪切滑移，在裂縫延伸過程中也能使已存在的微隙以及其他弱面張開，這些現(xiàn)象主要發(fā)生在水力裂縫的趾端。壓裂結(jié)束后，剪切斷裂產(chǎn)生的裂縫粗糙面使張開的裂縫不能再滑移回初始位置，因此，閉合后仍能保持一定的間隙[6-13]（見圖 1）。 在裂縫剪切滑移形成一定的縫長和縫寬后，繼而將攜帶20～40，40～70目支撐劑的攜砂液按一定比例注入，使剪切產(chǎn)生的裂縫滲透率得到保持，從而大大提高近井地帶的裂縫導(dǎo)流能力。

圖1 巖石剪切滑移示意

2 混合水體積壓裂設(shè)計優(yōu)化

2.1 壓裂液體系優(yōu)選

縫內(nèi)壓力變化小，低黏度壓裂液更容易進入天然微裂縫，開啟并溝通更多的天然裂縫，有利于增加改造裂縫體積。由于天然裂縫發(fā)育的儲層易受外來流體（特別是胍膠殘渣等）傷害，因此，采用滑溜水作為前置液。由于滑溜水?dāng)y砂性能較弱，為防止施工過程中發(fā)生砂堵現(xiàn)象，故采用低濃度胍膠作為攜砂液，混合水壓裂液優(yōu)選滑溜水+基液+交聯(lián)液體系。根據(jù)混合水壓裂在鄂爾多斯盆地的應(yīng)用情況，鄂爾多斯盆地長8儲層混合水壓裂液優(yōu)選后常用配方為：滑溜水 （0.08%胍膠+0.10%殺菌劑+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.5%助排劑）、基液 （0.25%胍膠+0.10%殺菌劑+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.3%耐溫增強劑+0.5%助排劑）。

2.2 支撐劑體系優(yōu)選

閉合應(yīng)力大小是優(yōu)選支撐劑的主要技術(shù)參數(shù)，組合支撐劑性能參數(shù)見表2。當(dāng)儲層巖石的閉合壓力大于28 MPa時，石英砂產(chǎn)生破碎，而且破碎率較高，易在裂縫中運移，堵塞孔喉，降低儲層滲透率。根據(jù)現(xiàn)場調(diào)研，安塞油田長8儲層閉合應(yīng)力在30 MPa左右，故選用耐壓性能更好的人造陶粒作為支撐劑。

表2 組合支撐劑性能參數(shù)

為保證裂縫有較好的長期導(dǎo)流能力，采用不同粒徑的支撐劑組合方式進行壓裂。不同粒徑的支撐劑在裂縫系統(tǒng)中的分布位置不同，發(fā)揮的作用也不同，小粒徑的支撐劑主要處于裂縫系統(tǒng)的縫端位置，負責(zé)充填分支裂縫以及天然裂縫，大粒徑的支撐劑主要處于縫口位置，支撐人工主裂縫。

圖2 不同粒徑的支撐劑在裂縫中分布

根據(jù)安塞油田儲層特點以及混合水體積壓裂壓后裂縫支撐特征，結(jié)合現(xiàn)場施工要求，經(jīng)過室內(nèi)研究，優(yōu)選20/40目、40/70目的低、中密度陶粒，二者以1∶1的比例注入裂縫可以達到較好的導(dǎo)流能力[14]。

2.3 縫內(nèi)凈壓力優(yōu)化

鄂爾多斯盆地長8儲層的巖石脆性指數(shù)高、天然裂縫較發(fā)育，在壓裂過程中容易形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。研究表明，巖石產(chǎn)生張性斷裂所需要的縫內(nèi)凈壓力表達式為

產(chǎn)生剪切斷裂所需要的縫內(nèi)凈壓力表達式為

式中：pnet為縫內(nèi)凈壓力，MPa；σH，σh分別為水平最大、最小主應(yīng)力，MPa；θ為人工裂縫與天然裂縫夾角，（°）；τ0為天然裂縫面的黏聚力，MPa；Kf為天然裂縫面的摩擦系數(shù)。

由式（1）可知，當(dāng)θ=π/2時，張性裂縫凈壓力取得的最大值為 σH-σh。同理，由（2）式可知：當(dāng)人工裂縫與天然裂縫相交后，影響天然裂縫是否發(fā)生剪切滑移的因素主要包括水平主應(yīng)力差、人工裂縫與天然裂縫夾角、裂縫表面的黏聚力以及天然裂縫面的摩擦系數(shù)；當(dāng)θ=π/2時，剪切裂縫凈壓力取得最大值，最大值為pmax=（σH-σh）+τ0/Kf， 對于天然裂縫縫面的黏聚力為0，因此，天然裂縫產(chǎn)生張性斷裂和剪切斷裂的最大值均為 σH-σh。

鄂爾多斯盆地長8儲層水平主應(yīng)力差，一般為4～6 MPa。因此，產(chǎn)生剪切裂縫需要的最大縫內(nèi)凈壓力要大于 6 MPa。

2.4 施工排量優(yōu)選

根據(jù)安塞油田長8儲層巖石特性及天然裂縫發(fā)育特點，當(dāng)排量達到7 m3/min時，可以滿足天然裂縫開啟所需的最低凈壓力要求。為了產(chǎn)生更多的分支裂縫，形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，需要進一步提高縫內(nèi)凈壓力。根據(jù)室內(nèi)計算出的排量與凈壓力關(guān)系（見圖3），合理的施工排量應(yīng)選擇在7～8 m3/min。

3 實例分析

3.1 基本井況

W20井是安塞油田的一口預(yù)探井，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，井深2 345 m，層位為長8層，采用90°相位角射孔完井，射孔井段2 049～2 053 m，2 062～2 066 m。儲層孔隙度為7.02～8.26%，滲透率為0.09×10-3μm2，屬于致密砂巖儲層。該儲層巖性致密、物性差，巖石脆性指數(shù)46%，巖石石英體積分數(shù)為33.6%，楊氏模量18 895 MPa，泊松比0.24，砂體厚度大，上下遮擋條件好。因此，采用混合水體積壓裂技術(shù)進行儲層改造。

3.2 壓裂參數(shù)選擇

該井通過光套管進行壓裂，主要采用大液量、大排量的施工參數(shù)。W20井壓裂施工參數(shù)：前置酸量20.0 m3，滑溜水 500.0 m3，壓裂基液 165.0 m3，施工排量 8 m3/min，支撐劑 20～40 目中粒徑陶粒 20.0 m3，40～70 目小粒徑陶粒20.0 m3，加砂質(zhì)量濃度211 kg/m3。

3.3 壓裂過程分析

根據(jù)壓裂液的液體類型以及作用，泵注過程可分為以下3個階段（見表3）。

表3 W20井壓裂施工泵注程序

1）前置酸滑溜水的注入。前置酸作用是減少井筒附近的應(yīng)力集中，從而降低地層破裂壓力，前期滑溜水的主要作用是開啟天然裂縫。

2）小粒徑攜砂滑溜水的注入。該階段主要作用是擴大天然裂縫開啟程度，支撐天然裂縫以及微裂縫。

3）大粒徑攜砂交聯(lián)液的注入。支撐人工主裂縫，提高主裂縫導(dǎo)流能力，形成縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，增加主縫近井地帶的導(dǎo)流能力。

壓裂施工所用的壓裂液由30%的前置液組成。由W20井壓裂施工曲線（見圖4）可知，注入含砂質(zhì)量濃度為49 kg/m3的滑溜水壓裂液，含砂質(zhì)量濃度逐漸升高到162 kg/m3，隨后注入交聯(lián)液攜砂液，含砂質(zhì)量濃度由162 kg/m3升高到211 kg/m3。地層破裂壓力為36 MPa，施工排量為8 m3/min，裂縫延伸正常；前期注入40～70目陶粒 20.2 m3， 后期注入 20～40目陶粒 19.9 m3，整個過程采用段塞式加砂。

3.4 壓裂效果分析

從圖4及壓裂微地震監(jiān)測結(jié)果（見圖5）可以看出，壓裂后形成的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)方位為20°，整體寬度為128 m，整體長度為345 m，整體高度為30 m，壓裂波及地質(zhì)體范圍為132×104m3。壓后效果較好，設(shè)計合理，成功實現(xiàn)了對天然裂縫、巖石層理的貫通，形成了較大的縫網(wǎng)系統(tǒng)。

圖4 W20井壓裂施工曲線

圖5 W20井壓后微地震裂縫檢測

通過W20井與相鄰?fù)瑢游痪畨汉笄螽a(chǎn)數(shù)據(jù)對比（見表4）。在相同儲層條件下，采用不同的壓裂方式進行儲層改造，壓后產(chǎn)量明顯不同?；旌纤畨毫涯軌蛴行У卦黾恿芽p與儲層的接觸面積，提高了近井地帶的裂縫導(dǎo)流能力，單井產(chǎn)能較常規(guī)胍膠壓裂提高1.4倍，達到大幅度提高產(chǎn)量的目的。

表4 W20井長8層壓裂后與鄰井?dāng)?shù)據(jù)對比

4 結(jié)論

1）鄂爾多斯盆地安塞油田長8儲層巖石石英體積分數(shù)為35.4%，脆性指數(shù)為45%～50%，天然裂縫較發(fā)育；水平主應(yīng)力差為4～6 MPa，為混合水體積壓裂的實施提供了良好的地層條件。

2）混合水壓裂具有大液量、大排量、小砂量、低砂比的特點。現(xiàn)場應(yīng)用表明，能夠有效地形成長、寬、高三維方向上的立體裂縫系統(tǒng)，改造后裂縫體積增加40%，油井單井產(chǎn)油量提升30%。

3）為了使混合水體積壓裂技術(shù)在應(yīng)用過程中更具針對性，需要進一步加強對致密油層天然裂縫以及巖石力學(xué)參數(shù)的研究，為施工參數(shù)的優(yōu)選以及設(shè)計的優(yōu)化提供更有力的依據(jù)。

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