苏幽雅，王碧涛，徐 宁，张战雨，刘玉峰，侯景涛

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

目前非常规油气资源已经成为油田的主要开发目标，新增储量的60 %以上来自致密油、致密储层油藏等非常规油藏。定边致密油资源丰富，储量面积较大，但油藏致密，孔渗条件差，孔隙度8 %～12 %，渗透率0.01 mD～0.3 mD，常规压裂改造程度低、波及体积小，产能低、稳产差，日产油＜0.5 t，难以达到经济有效动用。借鉴陇东地区页岩油开采成功经验启示，结合定边致密油藏特性，探索形成了蓄能式体积压裂配套技术，并在A 区块长X 层开展先导性试验，效果明显。

1 蓄能式体积压裂机理研究

1.1 技术原理

“体积压裂”在国际石油行业上是指通过压裂的方式将可以进行渗流的有效储集体“打碎”，最大限度地将微裂缝、诱导缝和人工裂缝联系在一起，形成网络裂缝，使裂缝壁与储层基质接触面积最大，油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”。

1.2 致密油压后蓄能机理研究

致密油具有低孔、超低渗特征，单井之间不具备储层连通效应特征，即单井控制储量范围内，可看作一个独立的封闭性储集体，能有效保证地层能量不向外界扩散；裂缝和微孔隙发育程度影响注水吞吐效果，致密油实施体积压裂形成依靠地层能量获得较高产量，短期内产量递减快、无能量补充，且具有一定储量的剩余油。影响注水吞吐效果的主要因素包括岩石润湿性、注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力、焖井时间。在补充能量方面，压裂对地层注入大量滑溜水及携砂液，单段压裂注入体积约1 300 m3，平均单井注入18 200 m3，相当于1 口日注50 m3的注水井注入1 年的注入量，通过压前压后压力测试情况对比看，压前底层压力系数平均约1.03，大液量体积压裂后地层压力系数升高到1.36，地层压力提升约30 %，即能量补充了30 %。该作用是致命自喷生产的能量来源，是自喷的主导因素之一。

1.3 增产机理

（1）利用滑溜水滤失系数高、水力传导好的特性，扩冲滤失通道，增加改造体积；

（2）大排量施工，提高缝内净压力，打碎致密储层，迫使裂缝产生分支，形成复杂裂缝网络，增大致密油渗流通道；

（3）大液量注入，压后焖井蓄能、油水渗吸、置换，整体提高孔隙压力和基质渗透率，达到增能驱油目的。

在渗吸排驱方面，首先，压裂液主体为造缝的滑溜水，主要构成为水、减阻剂、防膨剂和表面活性剂，实质就是一种活性水，在补充能量同时，改善岩石亲水性能。其次，针对亲水储层，发挥毛细管力吸水排油作用，压裂液吸入小孔隙，原油排到高渗区，实现基质内的油水置换。该作用是致密油自喷生产的又一主导作用，是产出原油的基本动力。在体积缝内重力分异方面，体积缝中，因油水重力分异，压裂液不断向储层缝网较低部位运移，油向缝网内高部位运移聚集，实现关井蓄能后井口快速见油，而且能出现初产液量没有增加的情况下，初产油提高的实际情况以池a 井为例（见图1）。

图1 池a 井压裂后生产曲线

2 蓄能式体积压裂技术方法

2.1 形成分支裂缝条件

产生支裂缝的力学条件为储层内净压力＞两向水平主应力差值+岩石抗张强度，而储层内净压力随排量上升而增加，并随储层物性和应力条件的不同而不同，需要与这些参数建立关系，寻求最佳排量。

注：Pnet-净压力，MPa；Q-施工排量，m3/min；E-杨氏模量；v-泊松比，无量纲；C-滤失系数，无量纲；hf-渗透率，mD；h-储层厚度。

2.2 地应力分析

通过岩心三轴力学实验及地应力计算：定边地区长X 层致密油藏水平两向主应力差值7 MPa～9 MPa，平均8 MPa，岩石抗张强度3 MPa，实现人工裂缝转向所需净压力8 MPa～11 MPa，平均10 MPa（见表1）。

表1 致密油各区块裂缝转向所需净压力表

2.3 储层脆性分析

2.3.1 致密油矿物成分分析 通过储层岩心矿物成分分析，定边地区长X 层致密油脆性矿物含量较高（石英30 %～40 %、长石25 %～40 %），可压性较好。

2.3.2 脆性指数计算 通过岩石矿物学法、岩石力学参数法及岩石脆性实验法计算，定边致密油藏杨氏模量为25 000 MPa～30 000 MPa，泊松比0.18～0.2，计算脆性指数42 %～50 %，平均46.4 %，脆性较高，有利于体积压裂形成复杂裂缝。

岩石脆性指数计算方法：

计算致密油藏杨氏模量25 000 MPa～30 000 MPa，泊松比取0.18～0.2，计算脆性指数42 %～50 %，平均46.4 %，脆性较高，有利于体积压裂形成复杂裂缝。

3 蓄能式体积压裂技术做法及效果评价

通过大排量、大液量、滑溜水复合液体、组合支撑技术，形成主裂缝与多级次生裂缝交织的裂缝网络系统，压后焖井蓄能、油水渗吸、置换，整体提高孔隙压力和基质渗透率，达到增能驱油目的，提高致密油藏单井产能及最终采收率。

3.1 致密油压后蓄能井优选方法

通过蓄能压裂井对比日产油量与储层物性的关系，声波时差、电阻率与产量有较好的相关性，初步分析声波时差220 μs/m 以上、电阻率30 Ω·m 以上，声波时差210 μs/m～220 μs/m、电阻率100 Ω·m 以上，单井产量相对较高（见图2、图3）。

图2 蓄能压裂井日产油与储层物性关系图

图3 蓄能压裂井日产油时差、电阻率关系图

3.2 致密油压后蓄能合理关井时间研究

3.2.1 关井时间对产能影响规律分析 致密油压裂蓄能关井时间对压裂效果有一定的影响，关井时间越长，前期日产油越高，日产水越低。这是由于在渗吸作用下，裂缝中含水饱和度逐渐降低，基质中含水饱和度逐渐升高，使得裂缝周围原油相对富集，开井生产时日产油较高。

不同关井时间下生产30 d 的累计产油量曲线（见图4），从图4 可以看出，累计产油量并不是随着关井时间的增加而线性增加，关井时间较长时，随关井时间增加累计产油量增加幅度随着关井时间的增加而线性增加，关井时间较长时，随关井时间增加累计产油量增加幅度明显减小，说明存在合理关井时间（见图4）。

图4 焖井时间与累计产油量趋势图

3.2.2 压后蓄能合理关井时间确定方法 通过以上分析，体积压裂后压裂液主要分布在形成的裂缝网络内（或者是与裂缝网络距离非常近的基质内），基质渗透率太低，压裂液短时间内不能有效运移到基质内部。大量压裂液的存在使得改造区缝网内压力明显升高，而被裂缝网络切割的基质岩块内部压力仍然保持在原始地层压力。在关井蓄能过程中，压裂液由裂缝向基质内部进行渗流和渗吸，随着关井时间增加，改造区基质内压力逐渐增加，关井30 d 时，改造区内压力均匀分布，未改造区内压力仍然为原始地层压力而没有上升，未改造区由于渗透率低导致压力不能在有限的时间内向未改造区的基质内传播，说明关井蓄能过程主要是压力由裂缝网络向被其切割的基质岩块内传播。因此，可以将关井蓄能过程合理关井时间转换为求解裂缝内压裂液渗流到基质岩块内部中心需要的时间。

焖井期末压力越低返排率就越小，焖井期压力下降至5.5 MPa 以下时，返排率低于15 %，压力下降至3.0 MPa 以下时，返排率低于10 %。焖井期末压力越低，返排率越小，开抽后见油时间越短。根据焖井期间压力下降情况调整焖井时间，对物性较差、焖井压力下降慢的井焖井时间延长至15 d～20 d（见图5、图6）。

图5 焖井结束时压力与返排率散点图

图6 见油天数与返排焖井结束压力散点图

3.3 现场应用情况

现场应用实施9 口井进行分析，井均自喷获得高产油流，稳产效果好，展现了蓄能式体积压裂对致密油提产、稳产的技术优势明显（见表2）。

表2 蓄能式体积压裂施工参数及效果表

4 结论及认识

（1）蓄能式体积压裂技术对提高致密油初产和稳产水平效果显著，是致密油藏动用的关键核心技术。

（2）大排量施工，可有效增加缝内净压力，迫使致密储层产生分支复杂裂缝，增大改造体积，满足致密储层渗流需求。

（3）大液量注入，有蓄能功效，压后焖井可实现渗吸、油水置换和补充地层能量的作用，可实现致密油准枯竭式开采。

（4）致密油储层应用蓄能体积压裂后可以实现快速见油，累计产油量与关井时间的非线性关系，证明了合理关井时间对压后排液的影响。

（5）焖井期末压力越低，返排率越小，开抽后见油时间越短。根据焖井期间压力下降情况调整焖井时间，对物性较差、焖井压力下降慢的井焖井时间延长至15 d～20 d。