张 磊，刘安邦，钟亚军，张永飞，王建平

(1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075；2. 陕西省页岩气勘探开发工程技术研究中心，西安 710075；3. 延长油田股份有限公司 勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716001)

0 引言

延长油田东部油区属于典型的浅层低渗油藏，压力低，地层能量不足，物性差，生产井普遍采用瓜胶压裂液施工，压后呈现产量低、稳产时间短及递减较快的问题[1]。为了解决上述问题，借鉴延长油田陆相页岩气藏开发的成功经验，引入大规模滑溜水压裂技术。滑溜水压裂技术是在清水压裂的基础上逐步发展并完善的一项重要的压裂增产工艺技术，普遍应用于致密油、页岩气等非常规油气藏[2]。与常规瓜胶压裂液相比，滑溜水压裂液具有低摩阻、低黏度的特点，更利于产生复杂的缝网，滑溜水压裂液黏度比较低，为了实现支撑剂的携带效果必须以较大的排量进行施工，同时由于大量压裂液进入地层，也达到了补充地层能量的目的[3-4]。该文优化了压裂液体系和压裂施工参数，采取纯滑溜水、大排量、大液量、低砂比的水平井压裂工艺，在李××、南××等井区开展了大规模滑溜水压裂试验，在现场应用中取得了更高的产量和更长的稳产期，达到了提高单井产量的预期效果。

1 油藏特征

李××、南××等井区皆在同一个油区, 都属于延长组长6油层, 该区域总体上呈现宽缓的西倾单斜, 东高西低。每层的构造特征都大体一致, 总体发育呈宽缓的鼻状隆起构造[5]。该区长6储层的岩性以细粒长石砂岩为主, 颗粒的粒径为0.05～0.70 mm。砂岩的主要矿物成分中长石占30%～74%, 平均49.7%；石英占8%～33%, 平均19.9%；岩屑占1%～16%, 平均6.4%；黑云母占1%～13%, 平均4.1%。岩屑主要有变质岩屑、火成岩屑及少量沉积岩屑。填隙物以自生矿物为主, 平均含量为6.9%, 主要为绿泥石占1.0%～4.5%, 平均2.2%；浊沸石占0～7%, 平均2.7%；方解石占0～15%, 平均1.5%；石英及钠长石占0～2.5%, 平均0.5%。

油藏受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制，为典型的特低渗岩性油藏，油层岩性、物性、含油性具典型的非均质性特点。油藏埋深为442～936 m，平均油层深度为662 m；根据高压物性资料，压力系数约为0.72；储层孔隙度最大值为12.75%，最小值为6.77%，平均值为8.74%；储层渗透率最大值为7.79×10-3μm2，最小值为0.01×10-3μm2，主要分布在0.1×10-3～1.0×10-3μm2之间，平均渗透率为0.82×10-3μm2。该区域目标储层物性参数如表1所示，是典型的浅层低压、低孔、低渗油藏。

表1 目标储层物性参数

2 滑溜水压裂液体系选取

滑溜水压裂液是一种在清水中加入一定量的减阻剂、黏土稳定剂、表面活性剂等多种添加剂的新型压裂液，又被叫做减阻水压裂液[6-8]。减阻剂是其中最关键的一种添加剂，其主要作用是阻止层流向湍流转变或者减弱湍流程度。延长油田普遍采用的减阻剂摩阻高、储层伤害严重，迫切需要研发出一套适合目标地层的滑溜水压裂液体系[9]。

2.1 减阻剂筛选

参照大分子自组装原则，仿照丝带及边界层减阻模型，采用乳液聚合方式自主开发出聚丙烯酰胺压裂液减阻剂JHFR-2。如图1所示，1#和2#减阻剂是传统阴离子型减阻剂，在温度为25 ℃、浓度都是1%的情况下进行溶解试验，可以看出，1#和2#减阻剂完全溶解后，溶液呈乳白色，并且溶液中有少量絮状不溶物，说明1#和2#减阻剂的溶解速率慢，溶解性差；JHFR-2减阻剂溶液呈无色透明状态，说明其溶解性好。

图1 减阻剂溶液Fig.1 Drag-reducing solution

图2 不同减阻剂的减阻率Fig.2 Drag reduction rate of different drag reducers

在温度为25 ℃、流速为10 m/s条件下，测试了3种减阻剂在不同浓度下的减阻率，对比结果如图2所示。在流速和含量都一样的情况下，JHFR-2减阻剂的减阻率最高，减阻效果最好。在JHFR-2减阻剂含量不变的情况下，随着流速的增加，压裂液的减阻率呈现逐步升高的趋势，但增加的幅度逐渐减小并趋于平稳。在流速一定的情况下，随着JHFR-2减阻剂浓度的增加，减阻率也随之升高，减阻效果越好；但从0.10%浓度增加到0.15%浓度时，减阻率增加幅度较小，这是因为随着含量的增加，单位体积液体中减阻剂达到了饱和，再继续增加减阻剂含量，减阻率变化不大，趋于稳定。因此，为了既保证减阻率又降低成本，选择JHFR-2减阻剂的含量为0.10%。

2.2 多功能添加剂筛选

测试了3种多功能添加剂在不同浓度下的表面张力和黏土防膨性，对比结果如表2所示。同一种添加剂随着含量的增加，表面张力越小，黏土膨胀体积也越小，但变化幅度越来越小；在0.2%的相同含量下，JHFD-3的表面张力最小，JHFD-2黏土膨胀体积最小。综合考虑两方面因素，选择JHFD-2添加剂；为了保证添加剂效果，同时降低成本，选择0.2%含量的JHFD-2添加剂。

表2 多功能添加剂评价结果Table 2 Evaluation results of multifunctional additives

结合目标区试验井区低孔、低渗的物性特征，加上室内试验筛选，决定在目标井区采用可循环使用的低伤害减阻剂滑溜水压裂液体系，基础配方为0.1%JHFR-2减阻剂+0.2%JHFD-2多功能添加剂+0.1%JHS杀菌剂+水。该配方滑溜水压裂液减阻效果好，可有效降低表面张力，抑制黏土膨胀，对储层伤害小，压后返排液可直接复配再利用。

3 压裂施工参数确定

以长6储层试验区目标井区为基础，采用压裂软件Fracpro研究各施工参数对压裂施工产生的影响，优化施工参数。

3.1 施工排量优化

压裂现场施工时，排量的大小决定了压裂施工效率。随着施工排量增大，人工裂缝内净压力也随之增大，可以让主裂缝和次生裂缝更好的沟通，使裂缝形态更加复杂，有助于提高储层改造体积[10-11]。采用纯滑溜水压裂也需依靠大排量以增加压裂液的携砂能力，将支撑剂输送至裂缝远端，实现对主、分、微裂缝的多级支撑。针对目标区块，单段选定液量800 m3、砂量60 m3、排量4～12 m3/min，采用Fracpro软件模拟排量与改造规模的关系，结果如图3所示。提高施工排量，裂缝的缝长以及储层改造体积都相应增加，但增加幅度逐渐减小，这是因为排量增加，缝高会逐渐失控，导致缝长增加幅度减小，浪费能量，考虑现场施工客观条件以及施工成本，该研究施工排量以10～12 m3/min为宜。

图3 不同排量下裂缝改造参数Fig.3 Fracture modification parameters under different displacement

3.2 施工液量优化

针对目标区块，单段选定排量10 m3/min、砂量60 m3、液量400～1 200 m3，采用Fracpro软件模拟入地液量与改造规模的关系，结果如图4所示。

图4 不同液量下裂缝改造参数Fig.4 Fracture modification parameters under different fluid volum

增加入地液量，人工裂缝的缝长以及储层改造体积都相应增加，但增加幅度也呈现减小的趋势，这是因为随着入地液量增加，改造体积增大，液体和储层壁面接触面积也越大，滤失也就越大，当增加的液量和滤失的液量相同时，储层改造体积就不会再增加了，因此，在综合考虑施工成本的基础上，选择入地液量800～1 000 m3为宜。

3.3 分段分簇优化

在综合考虑目标储层物性、应力场特征的基础上，借鉴页岩气成功开发经验，在水平井分段压裂中取消段间距，优化缩短簇间距，以此增强应力阴影效应，利用缝间应力干扰促使裂缝形态更加复杂，显著提高储层改造程度[12-15]。针对目标区块，采用Fracpro软件模拟单段不同簇数的改造体积，选定液量800 m3、排量10 m3/min、砂量60 m3，结果如图5所示。随着单段簇数的增加，储层改造体积也随之增加，增加幅度趋于平稳。这是因为当段内簇数增加，簇间距逐渐减小，改造体积会逐渐饱和，当继续增加簇数，改造体积增加的幅度就会越来越小，结合现场裂缝监测资料，每段4～6簇为宜，相当于将簇间距缩短至10～20 m。当每一段簇数较多的时候，为了保证每一簇人工裂缝都有效改造，可以加入暂堵剂施工。

图5 不同簇数下裂缝改造参数Fig.5 Fracture modification parameters under different clusters

3.4 支撑剂优选

支撑剂的优选主要考虑2个因素：一是在压裂施工过程中，选定的支撑剂需要在地层和施工条件下，使人工裂缝满足一定的导流能力；二是选定的支撑剂货源要广，价位要满足经济效益[16-18]。实验表明，在相同的条件下，陶粒的导流能力接近石英砂的3倍。陶粒与石英砂的性能对比如表3所示，可以看出陶粒在不同的压力条件下，导流能力远高于石英砂，同时破碎率也更低。

表3 石英砂与陶粒性能评价对比表

支撑剂所承受的人工裂缝闭合压力是地层就地应力和井底流动压力的差值，随着油井的生产，地层压力不断降低，就地应力也将随之不断降低[19]。

P=σ-Pf

式中：P为人工裂缝闭合压力，MPa；σ为地层就地应力，MPa；Pf为井底流动压力，MPa。

根据地质和工程资料综合分析，目标区块的闭合压力为8.2～21.3 MPa，采用石英砂就能够满足人工裂缝的支撑要求。为了促使压裂施工过程中形成的微裂缝、分支裂缝和主裂缝都可以有效支撑，形成连续有效地渗流通道，40～70目的支撑剂

可以进入微裂缝和分支裂缝对裂缝进行支撑，20～40目的支撑剂主要是对主裂缝进行支撑。考虑到陶粒的长期导流能力优于石英砂，因此采取40～70目陶粒以及20～40目石英砂进行组合施工。

3.5 压裂工艺优选

目前在延长油田广泛使用的水平井体积压裂工艺有2种：1)桥塞射孔联作体积压裂工艺技术, 该工艺分段分簇间距调整灵活, 施工排量15 m3/min，压后改造体积大；2)水力喷砂射孔+环空加砂底封拖动压裂工艺技术(TDY)，该工艺每段只能射2簇，且簇间距固定，施工排量6～8 m3/min[20]。压裂工艺对比如表4所示。

表4 体积压裂工艺对比

TDY压裂工艺不能满足大规模滑溜水压裂施工排量10～12 m3/min，以及单段簇数4～6簇的需求，因此综合考虑压裂改造体积需求和施工安全，优选桥塞射孔联作体积压裂工艺技术进行压裂施工。

4 现场应用

李××平1井，完钻井深560 m，完钻层位长6层，采用直径139.7 mm的N80钢级套管完井，水平段长度736 m，8段35簇，采用大规模滑溜水压裂完成压裂施工，施工排量12 m3/min，施工总入地液量8 696 m3，破裂压力17.9～34.4 MPa，平均工作压力18～31 MPa，共加入石英砂286 m3，陶粒93 m3，携沙液阶段综合砂比为8%。李××平1井压裂参数统计如表5所示。

表5 李××平1井压裂参数统计表Table 5 Statistical table of fracturing parameters of well Li XX Ping1

第1段压裂施工曲线如图6所示。由图6可知，提高排量，压力迅速上升，当压力达到34.4 MPa时，裂缝开启，排量提高到12 m3/min并保持平稳，压力逐渐降低，在19 MPa上下保持平稳，施工排量和砂量达到设计要求。图7是通过软件模拟得到的全井段裂缝效果图，该压裂液体系和施工参数有助于提高压裂成功率。

图6 第1段压裂施工曲线Fig.6 Fracturing construction curve of the first section

图7 李××平1井全井段裂缝模拟图Fig.7 Fracture simulation diagram of the whole well section of well Li XX Ping1

李××平1井、李××平2井和南××平2井都采用大规模滑溜水压裂，与周边采用瓜胶压裂液工艺的邻井生产情况对比如表6所示。与瓜胶体积压裂井相比，大规模滑溜水压裂井平均初期产油增加了7.8 t，提高了124%；累计平均产油增加了1 556 t，提高了51%；1年稳产期平均日产液增加了6.5 m3，提高了82%，平均日产油增加了1.5 t，提高了38%。结果表明，滑溜水大规模压裂工艺增产效果明显，初产、稳产、累计产量都更高。

表6 大规模滑溜水压裂与瓜胶体积压裂生产情况对比Table 6 Comparison of production situation between large-scale slick water fracturing and guar gum volume fracturing

5 结论

1)延长油田东部油区属于典型的浅层低渗油藏，压力低，地层能量不足，物性差，油井采用常规瓜胶压裂施工后呈现产量低、稳产时间短、递减较快的问题。

2)借鉴页岩气开采的成功经验，引进大规模滑溜水压裂，通过优化压裂液体系和压裂参数，可以更好地沟通天然裂缝，形成更加复杂的裂缝，既能增大与储层的接触面积和改造体积，又能补充地层能量。每一段压裂施工参数优化为10～12 m3/min大排量、800～1 000 m3大液量、8%低砂比、4～6簇细分割，与瓜胶体积压裂井相比，大规模滑溜水压裂井平均初期产油增加了7.8 t，提高了124%；累计平均产油增加了1 556 t，提高了51%；1年稳产期平均日产液增加了6.5 m3，提高了82%；平均日产油增加了1.5 t，提高了38%，油井增产及稳产效果显著提高。

3)建议在水平井体积压裂施工过程中加入暂堵剂，保证每一簇裂缝都有效开启，增加每一段压裂裂缝改造体积，提高压裂改造效果。