富縣油區長8油層常規井體積壓裂優化研究

李衛東，牛永豐，韓龍飛，鄒立萍

（1.延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西 延安 716000；2.延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西 富縣 727500）

鄂爾多斯盆地富縣油區長8 油藏屬于低滲、低壓、低孔油藏，開采難度大，一般采用水力壓裂進行開發，但由于施工規模較小，基質向主裂縫供液能力差，造成開發效果不理想。國內外油田對于此類油藏多采用水平井進行開發，主要采用體積壓裂工藝，利用分段多簇射孔、大規模低黏滑溜水造縫、后續高黏液體攜砂等技術，取得了顯著突破。但常規井開發效果一直較低，近年來，多位學者借鑒水平井體積壓裂工藝，針對常規井體積壓裂進行研究，取得了一定成果[1-5]。本文在研究富縣油區儲層地質特征的基礎上，由地層脆性、天然裂縫發育、水平主應力差三方面評價體積壓裂可行性，并使用FracproPT 軟件建立數值模型[6]，分析優化施工參數，并進行礦場試驗，為常規井體積壓裂開發提供了可行方法。

1 儲層地質特征

富縣油區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中南部，實際可利用資源面積4 481.77 km2，是延長油田南部探區的重要組成部分。油區主要開發層位為長8 油層，構造特征為平緩的西傾單斜，內部構造簡單，存在由差異壓實作用造成局部發育的低幅度鼻狀隆起，屬于構造-巖性油藏。長8 油層埋深1 400～1 700 m，油層厚度30～45 m，平均孔隙度10.45%，平均滲透率0.31×10-3μm2，平均含油飽和度35%，屬低-特低孔、特低-超低滲透率儲層；長8 油層地層壓力6.53 MPa，地層溫度60.3 ℃左右，屬常溫、低壓油藏；地面原油具有低密度、低黏度、低硫含量、低凝固點等特點，屬常規陸相原油[7]。

2 體積壓裂可行性分析

富縣長8油層前期使用73 mm 油管加水力壓差式封隔器工藝進行常規水力壓裂，采用胍膠壓裂液，以20～40 目石英砂為主要支撐劑，由于儲層致密且施工規模較小，導致油井以低產液為主，無法實現區塊油藏的有效動用。

體積壓裂是指通過增大壓裂改造規模，在形成主裂縫的同時溝通天然裂縫或者層理發生剪切滑移，產生多條二級裂縫及次生裂縫，形成復雜縫網，提升裂縫與儲層的接觸面積，有效提升儲層滲流能力，提高油井初產，最終提升油田采收率。根據前人研究，主要根據儲層脆性、天然裂縫發育、水平主應力差三個方面評價體積壓裂可行性。

2.1 儲層脆性特征

大量研究表明，儲層脆性礦物含量越高，更有利于產生復雜縫網。通過對富縣油區長8 油層脆性礦物含量評價分析后得出，長8 儲層碎屑主要為長石砂巖，長石占碎屑總體的32.0%～65.0%，平均為58.25%，以鉀長石為主；石英占碎屑總體的14.0%～29.0%，平均為20.95%，以單晶石英為主；巖屑含量為3%～8%，平均為6.05%，主要為變質巖屑和沉積巖屑。由脆性礦物含量可得，儲層巖石脆性指數中等。

通過對富縣油區長8 油層5 塊巖心的巖石力學性能測試表明（表1），長8 油層巖心楊氏模量在24.5～35.4 GPa，平均為28.6 GPa；泊松比在0.175～0.247，平均為0.217；抗壓強度在159.46～20.01 MPa，平均為185.70 MPa；抗張強度在13.79～20.18 MPa，平均為16.81 MPa，根據三軸力學試驗公式可得巖石平均脆性指數為37.06，脆性中等[1]。

表1 長8 油層巖石力學參數統計表

2.2 天然裂縫發育特征

對富縣油區長8 油層巖心薄片觀察統計顯示，裂縫、微裂縫發育概率在68.5%左右，裂縫密度為每10米3 條，結果表明：長8 油層中天然裂縫較發育，從裂縫發育的角度考慮，富縣油區長8 油層可以形成較為復雜的縫網。

2.3 儲層地應力特征

通過對富縣油區長8 油層巖心進行Kaiser 效應測試結果發現：最大水平主應力梯度和最小水平主應力梯度差值為0.626 MPa/100m，其對應最大水平主應力和最小水平主應力差值為8.01 MPa。

通過以上三方面分析，富縣油區長8 油層脆性中等，天然裂縫較發育，水平主應力差中等，滿足體積壓裂工藝形成復雜縫網的基本要求。

3 體積壓裂模型建立

為了精確認識儲層壓裂后的裂縫形態，一般多采用井下微地震裂縫監測。由于油區未對常規井體積壓裂進行裂縫監測，因此本文利用FracproPT 軟件中的Frac3D 模型進行壓裂模擬[1]，并與兩口常規壓裂微地震裂縫監測結果進行比對，驗證模型的基本參數，模擬結果顯示平均誤差為6.5%（表2）。因此可以使用此模型進行施工參數優化。

表2 長8 油層裂縫模擬結果對比表

4 體積壓裂參數優化

4.1 壓裂工藝選擇

根據國內外致密油藏開發特征，結合區塊水平井開發經驗，采用大排量、大液量+多射孔段+油套混合注入的工藝，現場采用外徑73 mm 油管和內徑124.26 mm套管，能夠滿足富縣油區長8 油層壓裂施工情況。

4.2 射孔參數優化

在常規井體積壓裂中，多采用多簇射孔的方式，為了盡可能的保證每個射孔簇都能有效開啟，限流法是最常用的方法。大量研究表明，通過減少射孔孔數可以增大孔眼摩阻。壓裂施工過程中，孔眼摩阻可通過下式計算[3，8]：

式中：P-孔眼摩阻，MPa；ρ-液體密度，g/cm3；Q-流體排量，m3/min；n-射孔總數，孔；d-孔眼直徑，cm；c-孔眼流量系數。

根據公式（1），可計算不同排量下孔眼摩阻與射孔孔眼數的關系曲線（圖1）。從圖1 可以看出，孔眼摩阻隨射孔孔眼數的增加而減小，隨排量的增加而增大。以8 m3/min 為例，當射孔孔眼數由40 孔下降至20 孔時，孔眼摩阻由1.18 MPa 增加至4.71 MPa，這樣就可以提升射孔簇的開啟效率。

圖1 不同排量下孔眼摩阻和射孔孔眼數關系圖

以富縣油區長8 油層特征和常用施工設備承壓能力，一般采用8～10 m3/min 的排量，在30 孔條件下，可以保持2 MPa 左右的孔眼摩阻，超過30 孔，孔眼摩阻降至2 MPa 以內，因此將射孔孔眼數保持在30 孔以下，可以提高各射孔簇的開啟概率。

4.3 壓裂液優化

針對富縣長8 油層壓裂液優選，主要考慮以下四方面：（1）具有良好的流變性，攜砂能力強；（2）有較低的液體摩阻，能降低地面施工壓力和風險；（3）造縫能力強，能增大儲層改造體積；（4）配液方便且成本不高，提高投入產出比。大量研究表明，低黏度滑溜水具有更低的界面張力和更高的濾失系數，相比高黏度壓裂液，相同的孔隙喉道下，更容易濾失進地層孔隙中，并且由于低黏度滑溜水具有更高的流動摩阻，因此隨著裂縫延伸，流動阻力進一步增大，使得井底凈壓力升高，更有助于形成復雜縫網。因此富縣長8 油層采用低黏度滑溜水+交聯凍膠壓裂液體系。低黏度滑溜水采用高性能降阻劑，質量分數采用0.1%，室內實驗表明降阻率可達到75%左右。交聯凍膠壓裂液采用羥丙基胍膠，配方為0.3%胍膠+0.3%助排劑+0.1%殺菌劑+1%黏土穩定劑+0.1%引發劑，用高溫高壓流變儀在170 s-1條件下對壓裂液進行測試，交聯液黏度100 min 后仍有95.5 mPa·s，具有良好的耐剪切性能，滿足體積壓裂施工要求。

4.4 前置液優化

前置液主要作用是將地層壓開形成裂縫，使得裂縫延伸至預定長度，并降低地層溫度，便于攜砂液進入裂縫形成支撐。如果前置液量過大，則會使得大量液體留存于地層或裂縫中，對地層產生損傷，影響支撐裂縫和儲層的滲透率，進而影響油田開發效果；如果前置液量太小，在裂縫延伸過程中提早濾失，不利于裂縫延伸和支撐劑的運移，有砂堵的風險。因此合理的前置液量為在保證裂縫延伸規模的基礎上減少對儲層的傷害。使用軟件模擬前置液比例為5%～40%時裂縫半長和改造體積變化情況（圖2），當前置液比例增加時，裂縫半長和改造體積不斷增加，當前置液比例超過25%時，裂縫半長和改造體積增長變緩。因此，對于長8 油層，前置液取25%～30%是合理的比例。

圖2 裂縫半長和改造體積與前置液比例關系曲線圖

4.5 排量優化

體積壓裂縫內凈壓力可由下式計算[2]：

式中：Pnet-縫內凈壓力，MPa；E-彈性模量，MPa；H-裂縫高度，m；Q-施工排量，m3/min；μ-液體黏度，mPa·s；Xf-裂縫半長，m；KIC-斷裂韌性，MPa·M1/2。

縫內凈壓力越高，越容易形成復雜縫網，從公式（2）中可得，施工排量的1/4 次方與縫內凈壓力成正比，在其他參數不變的情況下，施工排量由2.5 m3/min提高到8.0 m3/min 時，縫內凈壓力可提升1.34 倍。

為了分析施工排量對裂縫半長和改造體積的影響，前置液比例采用25%，使用軟件分別模擬2 m3/min至12 m3/min 時裂縫半長和改造體積，見圖3。隨著施工排量增加，裂縫半長和改造體積不斷增加，當施工排量大于8 m3/min 時，裂縫半長增長趨勢變緩。因此綜合考慮，常規井體積壓裂施工排量優選8～10 m3/min。

圖3 裂縫半長和改造體積與施工排量的關系曲線圖

4.6 支撐劑及砂比優化

支撐劑的優選主要考慮地層閉合壓力和支撐劑導流能力。富縣長8 油層閉合壓力為26.5 MPa，在實際施工過程中，考慮到成本問題，多采用40～70 目和20～40目石英砂組合使用，見圖4。滑溜水階段大排量脈沖式加入40～70 目石英砂，可以起到打磨孔眼和裂縫面的作用，并且可以支撐主裂縫遠端和天然、次生裂縫，形成復雜縫網，攜砂液階段采用20～40 目對主裂縫進行支撐，提高主裂縫的導流能力。

圖4 不同粒徑石英砂導流能力和破碎率與閉合壓力關系圖

根據施工實際，確定入地液量和前置液比例，使用軟件分別模擬平均砂比為3%～21%時裂縫半長和改造體積變化情況（圖5），當平均砂比增加時，裂縫半長和改造體積不斷增加，當砂比超過12%時，裂縫半長和改造體積出現下降趨勢，這是由于當前置液一定時，隨著砂比的增加，進入裂縫的支撐劑越多，裂縫延伸受阻，因此綜合考慮，平均砂比取9%～12%為最優。

圖5 裂縫半長和改造體積與平均砂比關系圖

5 礦場試驗

2020年在富縣油區開展常規井體積壓裂礦場試驗，選取H113 井組長8 油層四口井進行壓裂，射孔段由單簇優化為兩簇到三簇，孔密由16 孔/米下降至12孔/米或8 孔/米，加砂量由57.5 m3提升至75 m3，排量由2.2～2.4 m3/min 提升至8 m3/min，平均砂比由19%下降至13.5%，入地液量由407.1 m3提升至696.0 m3，由于大東溝長8 儲層閉合壓力為26.5 MPa，支撐劑采用40～70 目和20～40 目石英砂組合，施工參數見表3。

表3 富縣油區體積壓裂試驗施工參數統計表

壓裂改造后（表4，圖6），體積壓裂兩口井平均日產液1.7 m3，平均日產油1.1 t，480 d 平均累計產液757.5 m3，平均累計產油482.7 t，較常規壓裂產液提升41%，產油提升37%，增產效果較為明顯；從單井效果來分析，采用三簇限流法射孔，排量越高，入地液量越高，產量提升幅度越大。

表4 富縣油區體積壓裂試驗投產效果統計表

圖6 不同壓裂工藝累計產油和生產日期關系圖

6 結論及認識

（1）富縣油區長8 油層天然裂縫發育較好，脆性指數37.06，水平主應力差8.01 MPa，經分析研究可以進行體積壓裂形成復雜縫網。

（2）采用FracproPT 軟件建立體積壓裂模型，結合裂縫監測數據進行校正，優化施工參數，前置液比例為25%，施工排量為8～10 m3/min，平均砂比為9%～12%。

（3）將優化結果用于礦場試驗，體積壓裂有效率100%，且措施后增油效果顯著，從單井效果分析，采用多射孔簇限流法，排量越高，入地液量越高，產量提升幅度越大。