低豐度油田縫網壓裂技術的應用

梁 麗

（中國石油吉林油田分公司勘探部 吉林松原 138000）

1 前言

常規壓裂是以線彈性斷裂力學為理論基礎，假定在壓裂過程中人工裂縫起裂為張開型，且沿井筒射孔層段形成雙翼對稱縫。通常以一條主裂縫實現對儲層滲流能力的改善，主裂縫在垂向上仍然是基質向裂縫的“長距離”滲流，因此垂向主裂縫的滲流能力未得到有效改善。

隨著現代壓裂技術的發展，縫網壓裂理念由此產生：以水力壓裂技術手段實施對油氣儲集巖層的三維立體改造，形成人工裂縫網絡，實現儲層內裂縫波及體積的最大化，從而極大地提高單井控制儲量，達到提高單井產能的目的。

通過技術論證，對注水受效差、構造邊緣的低產油井應用大規模縫網技術進行壓裂改造，可實現最大限度增加人工裂縫與油藏的接觸面積來提高單井產能。

隨著該技術進一步試驗和完善，最終實現小構造不注水開發、稀井網開發等模式。在減少注水和布井費用的同時，保障區塊的有效開發。

2 主要技術研討

2.1 工藝原理

利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關系，一旦實現裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力的差值，就會產生分支縫，分支縫沿著天然裂縫繼續延伸，最終可形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的“網狀縫”系統。

2.2 實施手段

采用不同液性（滑溜水+胍膠體系）、大液量、高施工排量、泵注粉陶段塞等手段進行壓裂施工，這些都有助于提高動態裂縫內的凈壓力，增加在主裂縫剖面上形成分支縫的幾率。

現場實施結合裂縫監測手段，指導泵注程序及時有效的調整。壓裂后獲得網縫的各項參數，總結并完善施工設計。縫網壓裂在工藝上體現了“兩大、兩小”的特征。

兩大：①大排量，施工排量通常達到8～10m3/min 以上； ②大液量，單層用液量2000～3000m3。

兩小：①小粒徑支撐劑，支撐劑一般采用70/100目或40/70目粉陶，尾追20/40目陶粒支撐主裂縫；②小砂比，在滑溜水階段平均砂液比為3%～5% ，最高砂液比不超過10%。

縫網壓裂采用壓裂液以滑溜水為主，不僅大大降低施工摩阻，滿足了大排量施工的要求，而且極大增加了壓裂的改造范圍。

2.3 適用條件

（1）天然裂縫發育，具備利用人工裂縫溝通更大天然裂縫網絡的條件。

（2）油氣儲集層脆性系數較高。使得巖石在壓裂過程中產生剪切破壞，不是形成單一裂縫，而是有利于形成復雜的網狀縫，從而大幅度提高了裂縫體積。

（3）最大和最小水平主應力相近，只有在相近的情況下，低粘度的壓裂液才有可能打開與最大主應力方向呈現直或有一定角度的天然裂縫，在橫向上實現足夠的延伸，從而實現網狀裂縫的目的。

3 現場試驗情況

試驗M區塊儲量豐度低（50×104t/Km2)，油藏物性差（孔隙度8.6%，滲透率0.25mD，泥質含量為21.3%），開發效果不理想（平均單井日產油小于1噸）。對該區塊采用縫網壓裂技術進行現場試驗，可進一步挖潛提高單井產能，論證今后稀井網開發的可行性。

3.1 試驗井A

該井儲層砂巖縱向上發育，砂巖厚度大，為壓裂改造提供較好的基礎。2006年9月投產，初產2.1/3.9。措施前為撈油生產，平均日產0.4/0.4（圖1）。

泵注總液液量1910方、最大施工排量7.8方/分、最高施工壓力59Mpa、停泵壓力17.3兆帕、共計加入加陶粒7.4方。該井壓后返排647方（返排率33.8%）， 由撈油井恢復了正常的開抽生產。初期日產油4.2噸（日增油3.8噸），最高日產油達到7噸。目前已穩定產量2.7噸，累計增產達到630噸。

3.2 試驗井B

該井位于M塊南部儲層較好，初產1.3/6.0噸，目前間抽產量為0.4/0.4噸。17、16號潛力層未動用，本次作為補壓井來進行縫網現場試驗。泵注總液量1720方、最大施工排量8方/分、最高施工壓力63Mpa、停泵壓力18兆帕，共計加入加陶粒25方。

為了掌握B井裂縫空間展布的各項參數，明確縫網改造儲層的波及體積；并有效控制裂縫的破裂范圍及方向，避免與壓裂井西側的斷層（間距300米左右）溝通，在施工中采用了井下微地震監測手段。

在施工過程中，泵注Ⅱ型液階段通過裂縫監測裂縫西翼向斷層方向發展，距離已經達到50米左右時放棄泵注。換成Ⅰ型液260方時，監測裂縫西翼已接近斷層，現場決定停止泵注滑溜水，進行胍膠加砂。

由于微地震事件監測與實際裂縫的擴展延伸存在一定的滯后性和解釋上的誤差，導致該井在施工過程中與西側斷層溝通，這影響了壓后的放噴返排，尤其是投產后人工裂縫對井筒的能量供給。該井壓后返排758方（返排率38.4%）， 產量由0.4/0.4噸上升至1.9/3.6噸，累計增油86.6噸。隨著斷層附近的能量釋放至儲層的閉合，油井的生產能力有待進一步的回升。

3.3 試驗井Y39-P3

為了水平井開發獲得更大的產能，增加低產低豐度區塊的可動用儲量，選擇進行水平井（Y39-P3）縫網壓裂現場試驗，論證該技術的可行性。

通過層段優化和相關的液性對比，對第一、三、五級采用了縫網壓裂工藝（滑溜水+胍膠體系），其余的層段采用胍膠正常施工。

滑溜水階段裂縫參數：半長：256.753米、層高：116.658米、縫寬：179.68米。膠液階段裂縫參數：半長：276.181米、層高：89.017米、縫寬：83.517米、方位角：N121.26E。

滑溜水階段裂縫參數：半長：250.116米、層高：140.332米、縫寬：128.114米。膠液階段裂縫參數：半長：213.561米、層高：98.279米、縫寬：59.839米、方位角：N89.936E。

由此可知，泵注滑溜水階段在地層中形成了較典型的網縫壓裂微地震信號，可認為實現了一定的體積壓裂的改造效果，在井筒遠端可能存在網狀裂縫的跨級溝通。該井壓后初產原油42.3噸，目前穩定產量噸方高于同區塊、同層位的其它水平井，進一步驗證縫網壓裂改造工藝的成效。

4 結論

通過現場3口井的實施，取得以下幾方面的認識：

（1）滑溜水溝通天然裂縫能力較強，對脆性儲層易產生剪切縫。對致密砂巖儲層易產生多簇分支縫、主裂縫不明顯；

（2）伴隨網狀支縫的形成，施工曲線出現特征：施工壓力峰值會出現多次起伏波動，嘗試加入粉陶段塞壓力響應比較明顯；

（3）提高施工排量，是增加縫內凈壓力的有效手段，但必須注入大液量后才能對縫網形成有效；

（4）要實現縫網的更加充分，大液量、大排量是一方面，有效的暫堵也是另外一條可行的途經；

（5）提高縫網壓裂技術的認識必須結合裂縫監測手段，實時掌握人工縫網的形狀、走向、波及體積等參數。及時調整施工參數，達到最佳壓裂改造規模。

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