李卫东，牛永丰，韩龙飞，邹立萍

（1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716000；2.延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西 富县 727500）

鄂尔多斯盆地富县油区长8 油藏属于低渗、低压、低孔油藏，开采难度大，一般采用水力压裂进行开发，但由于施工规模较小，基质向主裂缝供液能力差，造成开发效果不理想。国内外油田对于此类油藏多采用水平井进行开发，主要采用体积压裂工艺，利用分段多簇射孔、大规模低黏滑溜水造缝、后续高黏液体携砂等技术，取得了显著突破。但常规井开发效果一直较低，近年来，多位学者借鉴水平井体积压裂工艺，针对常规井体积压裂进行研究，取得了一定成果[1-5]。本文在研究富县油区储层地质特征的基础上，由地层脆性、天然裂缝发育、水平主应力差三方面评价体积压裂可行性，并使用FracproPT 软件建立数值模型[6]，分析优化施工参数，并进行矿场试验，为常规井体积压裂开发提供了可行方法。

1 储层地质特征

富县油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中南部，实际可利用资源面积4 481.77 km2，是延长油田南部探区的重要组成部分。油区主要开发层位为长8 油层，构造特征为平缓的西倾单斜，内部构造简单，存在由差异压实作用造成局部发育的低幅度鼻状隆起，属于构造-岩性油藏。长8 油层埋深1 400～1 700 m，油层厚度30～45 m，平均孔隙度10.45%，平均渗透率0.31×10-3μm2，平均含油饱和度35%，属低-特低孔、特低-超低渗透率储层；长8 油层地层压力6.53 MPa，地层温度60.3 ℃左右，属常温、低压油藏；地面原油具有低密度、低黏度、低硫含量、低凝固点等特点，属常规陆相原油[7]。

2 体积压裂可行性分析

富县长8油层前期使用73 mm 油管加水力压差式封隔器工艺进行常规水力压裂，采用胍胶压裂液，以20～40 目石英砂为主要支撑剂，由于储层致密且施工规模较小，导致油井以低产液为主，无法实现区块油藏的有效动用。

体积压裂是指通过增大压裂改造规模，在形成主裂缝的同时沟通天然裂缝或者层理发生剪切滑移，产生多条二级裂缝及次生裂缝，形成复杂缝网，提升裂缝与储层的接触面积，有效提升储层渗流能力，提高油井初产，最终提升油田采收率。根据前人研究，主要根据储层脆性、天然裂缝发育、水平主应力差三个方面评价体积压裂可行性。

2.1 储层脆性特征

大量研究表明，储层脆性矿物含量越高，更有利于产生复杂缝网。通过对富县油区长8 油层脆性矿物含量评价分析后得出，长8 储层碎屑主要为长石砂岩，长石占碎屑总体的32.0%～65.0%，平均为58.25%，以钾长石为主；石英占碎屑总体的14.0%～29.0%，平均为20.95%，以单晶石英为主；岩屑含量为3%～8%，平均为6.05%，主要为变质岩屑和沉积岩屑。由脆性矿物含量可得，储层岩石脆性指数中等。

通过对富县油区长8 油层5 块岩心的岩石力学性能测试表明（表1），长8 油层岩心杨氏模量在24.5～35.4 GPa，平均为28.6 GPa；泊松比在0.175～0.247，平均为0.217；抗压强度在159.46～20.01 MPa，平均为185.70 MPa；抗张强度在13.79～20.18 MPa，平均为16.81 MPa，根据三轴力学试验公式可得岩石平均脆性指数为37.06，脆性中等[1]。

表1 长8 油层岩石力学参数统计表

2.2 天然裂缝发育特征

对富县油区长8 油层岩心薄片观察统计显示，裂缝、微裂缝发育概率在68.5%左右，裂缝密度为每10米3 条，结果表明：长8 油层中天然裂缝较发育，从裂缝发育的角度考虑，富县油区长8 油层可以形成较为复杂的缝网。

2.3 储层地应力特征

通过对富县油区长8 油层岩心进行Kaiser 效应测试结果发现：最大水平主应力梯度和最小水平主应力梯度差值为0.626 MPa/100m，其对应最大水平主应力和最小水平主应力差值为8.01 MPa。

通过以上三方面分析，富县油区长8 油层脆性中等，天然裂缝较发育，水平主应力差中等，满足体积压裂工艺形成复杂缝网的基本要求。

3 体积压裂模型建立

为了精确认识储层压裂后的裂缝形态，一般多采用井下微地震裂缝监测。由于油区未对常规井体积压裂进行裂缝监测，因此本文利用FracproPT 软件中的Frac3D 模型进行压裂模拟[1]，并与两口常规压裂微地震裂缝监测结果进行比对，验证模型的基本参数，模拟结果显示平均误差为6.5%（表2）。因此可以使用此模型进行施工参数优化。

表2 长8 油层裂缝模拟结果对比表

4 体积压裂参数优化

4.1 压裂工艺选择

根据国内外致密油藏开发特征，结合区块水平井开发经验，采用大排量、大液量+多射孔段+油套混合注入的工艺，现场采用外径73 mm 油管和内径124.26 mm套管，能够满足富县油区长8 油层压裂施工情况。

4.2 射孔参数优化

在常规井体积压裂中，多采用多簇射孔的方式，为了尽可能的保证每个射孔簇都能有效开启，限流法是最常用的方法。大量研究表明，通过减少射孔孔数可以增大孔眼摩阻。压裂施工过程中，孔眼摩阻可通过下式计算[3，8]：

式中：P-孔眼摩阻，MPa；ρ-液体密度，g/cm3；Q-流体排量，m3/min；n-射孔总数，孔；d-孔眼直径，cm；c-孔眼流量系数。

根据公式（1），可计算不同排量下孔眼摩阻与射孔孔眼数的关系曲线（图1）。从图1 可以看出，孔眼摩阻随射孔孔眼数的增加而减小，随排量的增加而增大。以8 m3/min 为例，当射孔孔眼数由40 孔下降至20 孔时，孔眼摩阻由1.18 MPa 增加至4.71 MPa，这样就可以提升射孔簇的开启效率。

图1 不同排量下孔眼摩阻和射孔孔眼数关系图

以富县油区长8 油层特征和常用施工设备承压能力，一般采用8～10 m3/min 的排量，在30 孔条件下，可以保持2 MPa 左右的孔眼摩阻，超过30 孔，孔眼摩阻降至2 MPa 以内，因此将射孔孔眼数保持在30 孔以下，可以提高各射孔簇的开启概率。

4.3 压裂液优化

针对富县长8 油层压裂液优选，主要考虑以下四方面：（1）具有良好的流变性，携砂能力强；（2）有较低的液体摩阻，能降低地面施工压力和风险；（3）造缝能力强，能增大储层改造体积；（4）配液方便且成本不高，提高投入产出比。大量研究表明，低黏度滑溜水具有更低的界面张力和更高的滤失系数，相比高黏度压裂液，相同的孔隙喉道下，更容易滤失进地层孔隙中，并且由于低黏度滑溜水具有更高的流动摩阻，因此随着裂缝延伸，流动阻力进一步增大，使得井底净压力升高，更有助于形成复杂缝网。因此富县长8 油层采用低黏度滑溜水+交联冻胶压裂液体系。低黏度滑溜水采用高性能降阻剂，质量分数采用0.1%，室内实验表明降阻率可达到75%左右。交联冻胶压裂液采用羟丙基胍胶，配方为0.3%胍胶+0.3%助排剂+0.1%杀菌剂+1%黏土稳定剂+0.1%引发剂，用高温高压流变仪在170 s-1条件下对压裂液进行测试，交联液黏度100 min 后仍有95.5 mPa·s，具有良好的耐剪切性能，满足体积压裂施工要求。

4.4 前置液优化

前置液主要作用是将地层压开形成裂缝，使得裂缝延伸至预定长度，并降低地层温度，便于携砂液进入裂缝形成支撑。如果前置液量过大，则会使得大量液体留存于地层或裂缝中，对地层产生损伤，影响支撑裂缝和储层的渗透率，进而影响油田开发效果；如果前置液量太小，在裂缝延伸过程中提早滤失，不利于裂缝延伸和支撑剂的运移，有砂堵的风险。因此合理的前置液量为在保证裂缝延伸规模的基础上减少对储层的伤害。使用软件模拟前置液比例为5%～40%时裂缝半长和改造体积变化情况（图2），当前置液比例增加时，裂缝半长和改造体积不断增加，当前置液比例超过25%时，裂缝半长和改造体积增长变缓。因此，对于长8 油层，前置液取25%～30%是合理的比例。

图2 裂缝半长和改造体积与前置液比例关系曲线图

4.5 排量优化

体积压裂缝内净压力可由下式计算[2]：

式中：Pnet-缝内净压力，MPa；E-弹性模量，MPa；H-裂缝高度，m；Q-施工排量，m3/min；μ-液体黏度，mPa·s；Xf-裂缝半长，m；KIC-断裂韧性，MPa·M1/2。

缝内净压力越高，越容易形成复杂缝网，从公式（2）中可得，施工排量的1/4 次方与缝内净压力成正比，在其他参数不变的情况下，施工排量由2.5 m3/min提高到8.0 m3/min 时，缝内净压力可提升1.34 倍。

为了分析施工排量对裂缝半长和改造体积的影响，前置液比例采用25%，使用软件分别模拟2 m3/min至12 m3/min 时裂缝半长和改造体积，见图3。随着施工排量增加，裂缝半长和改造体积不断增加，当施工排量大于8 m3/min 时，裂缝半长增长趋势变缓。因此综合考虑，常规井体积压裂施工排量优选8～10 m3/min。

图3 裂缝半长和改造体积与施工排量的关系曲线图

4.6 支撑剂及砂比优化

支撑剂的优选主要考虑地层闭合压力和支撑剂导流能力。富县长8 油层闭合压力为26.5 MPa，在实际施工过程中，考虑到成本问题，多采用40～70 目和20～40目石英砂组合使用，见图4。滑溜水阶段大排量脉冲式加入40～70 目石英砂，可以起到打磨孔眼和裂缝面的作用，并且可以支撑主裂缝远端和天然、次生裂缝，形成复杂缝网，携砂液阶段采用20～40 目对主裂缝进行支撑，提高主裂缝的导流能力。

图4 不同粒径石英砂导流能力和破碎率与闭合压力关系图

根据施工实际，确定入地液量和前置液比例，使用软件分别模拟平均砂比为3%～21%时裂缝半长和改造体积变化情况（图5），当平均砂比增加时，裂缝半长和改造体积不断增加，当砂比超过12%时，裂缝半长和改造体积出现下降趋势，这是由于当前置液一定时，随着砂比的增加，进入裂缝的支撑剂越多，裂缝延伸受阻，因此综合考虑，平均砂比取9%～12%为最优。

图5 裂缝半长和改造体积与平均砂比关系图

5 矿场试验

2020年在富县油区开展常规井体积压裂矿场试验，选取H113 井组长8 油层四口井进行压裂，射孔段由单簇优化为两簇到三簇，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，由于大东沟长8 储层闭合压力为26.5 MPa，支撑剂采用40～70 目和20～40 目石英砂组合，施工参数见表3。

表3 富县油区体积压裂试验施工参数统计表

压裂改造后（表4，图6），体积压裂两口井平均日产液1.7 m3，平均日产油1.1 t，480 d 平均累计产液757.5 m3，平均累计产油482.7 t，较常规压裂产液提升41%，产油提升37%，增产效果较为明显；从单井效果来分析，采用三簇限流法射孔，排量越高，入地液量越高，产量提升幅度越大。

表4 富县油区体积压裂试验投产效果统计表

图6 不同压裂工艺累计产油和生产日期关系图

6 结论及认识

（1）富县油区长8 油层天然裂缝发育较好，脆性指数37.06，水平主应力差8.01 MPa，经分析研究可以进行体积压裂形成复杂缝网。

（2）采用FracproPT 软件建立体积压裂模型，结合裂缝监测数据进行校正，优化施工参数，前置液比例为25%，施工排量为8～10 m3/min，平均砂比为9%～12%。

（3）将优化结果用于矿场试验，体积压裂有效率100%，且措施后增油效果显著，从单井效果分析，采用多射孔簇限流法，排量越高，入地液量越高，产量提升幅度越大。