體積壓裂技術(shù)在紅臺(tái)低含油飽和度致密砂巖油藏的應(yīng)用

隋陽劉建偉郭旭東向洪王波王濤

1.中國石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院；2.中國石油吐哈油田分公司勘探公司

體積壓裂技術(shù)在紅臺(tái)低含油飽和度致密砂巖油藏的應(yīng)用

隋陽1劉建偉1郭旭東2向洪1王波1王濤1

1.中國石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院；2.中國石油吐哈油田分公司勘探公司

紅臺(tái)低含油飽和度致密砂巖油藏直井常規(guī)壓裂增產(chǎn)幅度小、穩(wěn)產(chǎn)期短，難以形成商業(yè)開采價(jià)值。為實(shí)現(xiàn)該類油藏的增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)以及解決見油周期長的問題，進(jìn)行了體積壓裂可行性評(píng)價(jià)和實(shí)施效果分析，利用形成復(fù)雜縫網(wǎng)的體積壓裂技術(shù)解決增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)難題。在確定影響該油藏體積壓裂效果的主要因子（物性和壓裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基礎(chǔ)上，優(yōu)化壓裂方式和工藝參數(shù)，解決見油周期長的問題，最終形成了分層系水平井開發(fā)、控制壓裂液量600 m3/段、保持砂量規(guī)模60 m3/段，提高平均砂比至22%的體積壓裂技術(shù)體系。現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，同比相同物性的直井，水平井體積壓裂見油排液周期縮短43.6%，日產(chǎn)油提高47.4%，有效期提高25%，為同類油氣藏開發(fā)提供借鑒。

低含油飽和度；致密砂巖油藏；體積壓裂；影響因子；分層系開發(fā)；水平井

由于致密砂巖油藏儲(chǔ)集層致密、物性差、無自然產(chǎn)能，通常需要采用水力壓裂的方法改造以提高單井產(chǎn)量［1］。紅臺(tái)砂巖油藏屬于典型的致密油藏，含油飽和度低，常規(guī)壓裂形成的單一裂縫通道改造程度有限，壓裂后易出現(xiàn)低產(chǎn)油、高產(chǎn)水的現(xiàn)象，有效期短，有必要探索新型的壓裂改造技術(shù)。

近年來吳奇、胥云等人通過概述美國頁巖氣改造技術(shù)發(fā)展歷程，綜述了體積壓裂技術(shù)推動(dòng)頁巖氣改造所取得的進(jìn)步［2］。王志剛、李麗月等人分別介紹了涪陵焦石壩頁巖氣、大牛地致密油應(yīng)用體積壓裂獲得的良好效果［3-4］。劉建偉、張佩玉等人介紹了吐哈油田馬58H井應(yīng)用體積壓裂技術(shù)獲得高產(chǎn)的案例［5］。實(shí)踐證明，體積壓裂技術(shù)能使頁巖油氣藏以及致密油藏儲(chǔ)集層形成復(fù)雜縫網(wǎng)、增大改造體積，不僅初期產(chǎn)量高，而且更有利于長期穩(wěn)產(chǎn)。因此，研究的主要目的是借鑒國內(nèi)外體積壓裂的成功經(jīng)驗(yàn)，采用縫網(wǎng)改造技術(shù)解決低飽和度致密砂巖儲(chǔ)集層的增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)難題。

1 油藏地質(zhì)特點(diǎn)

Geological characteristics of the oil reservoir

紅臺(tái)低飽和度致密砂巖油藏位于吐哈盆地臺(tái)北凹陷紅臺(tái)3號(hào)構(gòu)造帶，儲(chǔ)集層位于西山窯層組，縱向上發(fā)育X1、X2、X3油層，埋深2 700～3 080 m。儲(chǔ)集層物性差，巖心分析平均孔隙度8.0%，滲透率0.34 mD，屬于致密油特征；含油飽和度低，巖心分析含油飽和度介于2.5%～42.85%之間，主要集中在5.5%～14.2%，測井解釋含油飽和度在35%～55%（由于并非所有井都取心，區(qū)塊平均含油飽和度主要采用測井解釋數(shù)據(jù)）；孔喉半徑小，儲(chǔ)集層的孔喉半徑大部分小于0.05 μm，屬于微細(xì)喉道。油藏初期無自然產(chǎn)能，需通過壓裂改造才能獲得產(chǎn)量。

儲(chǔ)集層低孔隙度、低滲透率、低含油飽和度、微細(xì)孔喉的特點(diǎn)造成常規(guī)壓裂改造難度大，主要表現(xiàn)在2個(gè)方面：一是物性差、含油飽和度低，常規(guī)單一裂縫改造程度低，難以有效動(dòng)用儲(chǔ)集層，需通過多裂縫來進(jìn)一步擴(kuò)大滲流面積；二是孔喉半徑小，孔隙內(nèi)的油難以通過小喉道，而且小孔喉影響壓裂液返排，儲(chǔ)集層易受傷害。

2 技術(shù)可行性分析

Technical feasibility analysis

2.1 低飽和度致密油藏增產(chǎn)技術(shù)優(yōu)選

Selection of stimulation technologies for lowsaturation tight oil reservoir

通過巖心全直徑孔滲、覆壓孔滲、核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，結(jié)合對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)，認(rèn)為該儲(chǔ)集層含油飽和度低的原因主要由物性和巖性決定。儲(chǔ)集層巖性為細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，物性差，在縱向上反映出巖性越細(xì)、物性越差、含油飽和度越低的特點(diǎn)。因此要解決紅臺(tái)低含油飽和度致密砂巖油藏的增產(chǎn)問題，首先要解決建立致密層、小孔喉半徑通道問題，其次解決擴(kuò)大滲流面積、提高儲(chǔ)集層動(dòng)用程度的問題。

體積壓裂工藝是以打碎儲(chǔ)集層基質(zhì)、形成裂縫網(wǎng)絡(luò)為目的，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)集層流體從基質(zhì)到裂縫的最短滲流距離，大幅度降低儲(chǔ)集層基質(zhì)中油氣流動(dòng)的驅(qū)動(dòng)壓差，形成一條或多條主裂縫，繼續(xù)在主裂縫的側(cè)向強(qiáng)制形成次生裂縫、以及在次生裂縫基礎(chǔ)上形成二級(jí)次生裂縫，并且主裂縫和多級(jí)次生裂縫交織，一定量的次生裂縫與儲(chǔ)集層天然裂縫相溝通，從而形成裂縫網(wǎng)絡(luò)［6-11］。因此優(yōu)選體積壓裂工藝，可以實(shí)現(xiàn)對(duì)致密砂巖油藏儲(chǔ)集層長、寬、高三維方向的全面改造，有效解決儲(chǔ)集層物性差、孔喉半徑小的增產(chǎn)改造難題。同時(shí)，通過擴(kuò)大滲流面積溝通儲(chǔ)集層微孔、微縫以及降低驅(qū)動(dòng)壓差，盡可能將剩余油采出，從而提高單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。

2.2 體積壓裂可行性評(píng)價(jià)

Feasibility evaluation on volumetric fracturing

評(píng)價(jià)體積壓裂技術(shù)可行性，主要有3個(gè)方面的技術(shù)指標(biāo)。（1）評(píng)價(jià)巖石脆性。脆性儲(chǔ)集層在壓裂過程中可產(chǎn)生剪切破壞，在高排量施工時(shí)更易產(chǎn)生多級(jí)次生裂縫。研究表明，脆度大于40%時(shí)儲(chǔ)集層才具備體積壓裂的物質(zhì)基礎(chǔ)。（2）評(píng)價(jià)水平兩向應(yīng)力差。水平地應(yīng)力差是決定復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫形成的最主要地質(zhì)因素。研究表明，兩向應(yīng)力差大于8 MPa時(shí)難以形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)［12］。（3）評(píng)價(jià)天然裂縫發(fā)育程度。儲(chǔ)集層是否存在天然裂縫，對(duì)體積壓裂形成縫網(wǎng)、增大改造體積至關(guān)重要。

（1）巖石脆性評(píng)價(jià)。評(píng)價(jià)儲(chǔ)集層巖石脆性是開展體積壓裂的先決條件，巖石脆性越高，壓裂時(shí)其破裂程度越高形成的網(wǎng)狀裂縫形態(tài)越復(fù)雜。通常采用巖石定量分析和三軸應(yīng)力試驗(yàn)結(jié)果分析巖石脆性。選取紅臺(tái)2301井2 841.6～2 847.3 m處巖心，開展全巖X衍射定量分析（見表1）和三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)（見表2），利用巖石定量分析公式（式1）和三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)公式（式2）評(píng)價(jià)儲(chǔ)集層巖石脆性。

表1 紅臺(tái)2301井全巖X衍射定量分析結(jié)果Table 1 Whole-rock X-ray diffraction quantitative analysis results of Well Hongtai 2301

表2 三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Triaxial stress test result

脆性指數(shù)=（石英含量+碳酸鹽含量）/（石英含量+黏土含量+碳酸鹽含量）×100% （1）

脆性指數(shù)=［（靜態(tài)彈性模量-1）/7+（靜態(tài)泊松比?0.4）/（0.15?0.4）］/2×100% （2）

利用式（1）評(píng)價(jià)巖石脆度為54%；利用式（2）評(píng)價(jià)巖石脆度為46.5%～52%。脆性評(píng)價(jià)結(jié)果表明儲(chǔ)集層脆度滿足體積壓裂條件（＞40%）。

（2）水平兩向應(yīng)力差評(píng)價(jià)。裂縫延伸遵循最小能量原理，水力裂縫的延伸主要取決于水平兩向應(yīng)力差的大小，應(yīng)力差異大時(shí)，裂縫易形成單一裂縫，應(yīng)力差異小時(shí)，容易形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。根據(jù)三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，確定水平方向應(yīng)力差為6.5 MPa。該值相對(duì)較?。ǎ? MPa），處于復(fù)雜縫向平面縫過渡階段，滿足形成較為復(fù)雜裂縫的儲(chǔ)集層地質(zhì)條件。

（3）天然裂縫發(fā)育程度評(píng)價(jià)。儲(chǔ)集空間以剩余粒間孔、粒內(nèi)溶孔和泥質(zhì)雜基微孔為主，部分井存在天然裂縫發(fā)育，天然裂縫發(fā)育程度低于國內(nèi)外典型致密砂巖及頁巖儲(chǔ)集層。

通過技術(shù)可行性分析，認(rèn)為紅臺(tái)砂巖油藏儲(chǔ)集層脆性滿足體積壓裂改造的條件，水平方向應(yīng)力差相對(duì)較小，易形成較為復(fù)雜的裂縫，具備體積壓裂改造形成縫網(wǎng)的基本要求。

3 壓裂工藝及技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

Optimization of fracturing technology and its parameters

3.1 壓裂工藝優(yōu)化

Optimization of fracturing technology

根據(jù)儲(chǔ)集層對(duì)增大改造體積的需求，采用大排量、低黏液體、組合粒徑加砂體積壓裂工藝，通過提高縫內(nèi)凈壓力形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，降低稠化劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)減小儲(chǔ)集層傷害。在前置液階段形成復(fù)雜的多裂縫，攜砂液階段促進(jìn)裂縫進(jìn)一步延伸，擴(kuò)大滲流面積，實(shí)現(xiàn)各級(jí)裂縫的有效支撐，從而最大程度提高儲(chǔ)集層改造體積，實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)。

3.2 裂縫半長與導(dǎo)流能力優(yōu)化

Optimization of half fracture length and flow conductivity

人工裂縫的長度和導(dǎo)流能力是影響壓裂效果的主要因素。針對(duì)儲(chǔ)集層特點(diǎn)，以造主縫和分支縫同時(shí)進(jìn)行的思路，采用數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)裂縫半長、導(dǎo)流能力進(jìn)行優(yōu)化。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，當(dāng)裂縫半長大于180 m后，3年累計(jì)產(chǎn)油量增幅變緩，優(yōu)化裂縫半長180～200 m；當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力大于40 D·cm后，3年累計(jì)產(chǎn)油量增幅變緩，因此優(yōu)選裂縫導(dǎo)流能力30～40 D·cm。

3.3 施工排量優(yōu)化

Optimization of flow rate

縫內(nèi)凈壓力大于水平方向應(yīng)力差，容易使裂縫發(fā)生剪切破壞而形成次生裂縫，實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)?？p內(nèi)凈壓力取決于施工排量，可通過現(xiàn)場壓裂資料預(yù)估不同排量條件下的縫內(nèi)凈壓力。根據(jù)三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，確定水平方向應(yīng)力差為6.5 MPa；以儲(chǔ)集層埋深2900 m、外徑139.7 mm直井套管壓裂為例，壓裂試驗(yàn)測算地層閉合壓力為50 MPa，采用軟件模擬估算不同排量條件下縫內(nèi)凈壓力（見表3）。

預(yù)計(jì)施工排量大于7 m3/min時(shí)，縫內(nèi)凈壓力滿足大于水平方向應(yīng)力差的條件。為盡可能形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，則需要更大的縫內(nèi)凈壓力，結(jié)合現(xiàn)場施工能力，實(shí)際優(yōu)化施工排量10～12 m3/min。

3.4 分段段距和分簇參數(shù)優(yōu)化

Optimization of section spacing and clustering parameters

分段多簇射孔所產(chǎn)生的縫內(nèi)干擾容易促使裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，產(chǎn)生復(fù)雜裂縫，因此通過優(yōu)化分段簇?cái)?shù)和孔數(shù)，實(shí)施應(yīng)力干擾是實(shí)現(xiàn)體積改造的技術(shù)關(guān)鍵。為了確保施工同一段內(nèi)的所有孔眼全部吸液，對(duì)不同孔眼間的應(yīng)力差情況、孔眼數(shù)目、施工排量和孔眼摩阻關(guān)系進(jìn)行了分析。計(jì)算時(shí)假設(shè)孔眼間的破裂壓力差3 MPa，當(dāng)設(shè)計(jì)排量達(dá)到12 m3/min時(shí)，需要有效孔數(shù)≤40個(gè)，確保在孔眼對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)集層最大破裂壓力差3 MPa時(shí)，所有孔眼全部吸液，分3簇改造，有效孔數(shù)13孔/簇。借鑒馬56國家致密油示范區(qū)裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)，確定水平井段距為70～90 m。

表3 模擬不同排量下的縫內(nèi)凈壓力Table 3 Simulation of net pressure in cracks under different injection rate

3.5 壓裂液體系優(yōu)選

Selection of fracturing fluid system

低黏壓裂液體系是實(shí)現(xiàn)體積壓裂的必要條件，壓裂液黏度低，在大排量條件下可形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，而且低黏液體可以解決致密儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小，壓裂液易傷害的問題。根據(jù)吐哈油田馬56國家致密油示范試驗(yàn)區(qū)體積壓裂試驗(yàn)情況，優(yōu)選滑溜水+低質(zhì)量分?jǐn)?shù)的瓜膠復(fù)合壓裂液體系，裂縫監(jiān)測表明該體系更易形成復(fù)雜縫網(wǎng)。瓜膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%～0.30%，滑溜水質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%～0.15%。

同時(shí)針對(duì)微細(xì)孔喉，研發(fā)防水鎖抑制劑SDA和高效助排劑，以改善入井流體對(duì)儲(chǔ)集層巖心的潤濕吸附特性，降低毛細(xì)管阻力；應(yīng)用這2種添加劑消除“水鎖”效應(yīng)，可以幫助壓裂液返排，減少儲(chǔ)集層傷害。室內(nèi)檢測破膠液黏度小于3 mPa·s，表面張力（測試溫度20 ℃）為20.6 mN/m，易于實(shí)現(xiàn)壓后返排。

3.6 支撐劑體系優(yōu)選

Selection of proppant system

小粒徑填充分支裂縫，大粒徑填充主裂縫，是馬56區(qū)塊體積壓裂獲得成功的主要因素。本次壓裂優(yōu)選粉陶+0.212～0.425 mm（40/70目）+ 0.425～0.85 mm（20/40目）陶粒組合加砂。壓裂前置液階段，采用滑溜水作為攜砂液時(shí)，滑溜水黏度較低，采用粉陶充填微小裂縫。采用低質(zhì)量分?jǐn)?shù)的瓜膠壓裂液作為攜砂液時(shí)，采用粒徑0.212～0.425 mm（40/70目）的陶粒進(jìn)一步充填分支裂縫，采用粒徑 0.425～0.85 mm（20/40目）的陶粒充填主裂縫。吐哈油田常用陶粒室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，優(yōu)選的支撐劑體系破碎率小于 10%。

4 壓裂效果的影響因素分析

Analysis on influential factors of fracturing effect

區(qū)塊部署直井體積壓裂17口，施工成功率100%，壓后平均單井日產(chǎn)油9.5 t，有效期超過100 d。其中紅臺(tái)2301井于2014年6月實(shí)施直井體積壓裂，入井液量979.7 m3，砂量77.3 m3，平均砂比16.6%，最高砂比28%，施工排量7 m3/min。該井壓后獲得日產(chǎn)油59 m3的高產(chǎn)工業(yè)油流，截至2016年4月累計(jì)產(chǎn)油達(dá)到11 164 t，有效期590 d。體積壓裂有效解決了低飽和度油藏增產(chǎn)幅度小、有效期短的難題，但出現(xiàn)見油周期長、排液困難的新問題，17口直井壓后平均見油返排率達(dá)到82.1%，見油周期39 d。結(jié)合直井體積壓裂試驗(yàn)情況以及裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)，分析壓裂效果與物性、工藝參數(shù)的關(guān)系，找出與效果關(guān)系密切的因子，排除無關(guān)因子，從而調(diào)整施工參數(shù)，形成與紅臺(tái)低飽和度致密砂巖油藏相適應(yīng)的體積壓裂工藝參數(shù)。

4.1 物性和有效厚度影響因子分析

Physical property and effective thickness

壓裂效果在縱向上變化較大。統(tǒng)計(jì)表明，壓裂效果X1層（平均單井日產(chǎn)油12 t）＞X2層 （平均單井日產(chǎn)油8.7 t）＞X3層 （平均單井日產(chǎn)油2.4 t）。而巖心常規(guī)分析認(rèn)為儲(chǔ)集層物性自上而下不斷變差，儲(chǔ)集層物性X1層 （孔隙度9.6%，滲透率0.4 mD，含油飽和度46.8%）優(yōu)于X2層 （孔隙度7.8%，滲透率0.25 mD，含油飽和度40.9%）優(yōu)于X3層 （孔隙度5.4%，滲透率0.17 mD，含油飽和度35.9%）。因此認(rèn)為儲(chǔ)集層物性是影響壓裂效果的主要因素。儲(chǔ)集層有效厚度在縱向上變化不大（X1層平均厚度13.8 m，X2層平均厚度14.8 m，X3層平均厚度16.9 m），認(rèn)為厚度是非重要影響因子。

4.2 壓裂液量

Fracturing fluid volume

平均每米入井液量與壓后效果的關(guān)系規(guī)避了儲(chǔ)集層厚度對(duì)壓裂效果的影響，同時(shí)能反映參數(shù)與效果之間的關(guān)系，因此在分析參數(shù)相關(guān)性的時(shí)候通常采用每米數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。統(tǒng)計(jì)表明入井液量與壓后日產(chǎn)液相關(guān)性明顯，與日產(chǎn)油關(guān)系不明顯（如圖1、圖2所示）。分析認(rèn)為入井液量的大小可以影響壓后產(chǎn)液效果，但對(duì)壓后產(chǎn)油效果影響不明顯，因此通過調(diào)整入井液量可以有效降低見油返排周期和返排量而不會(huì)影響壓裂效果。

圖1 每米入井液量與平均每米產(chǎn)液量對(duì)比Fig.1 Comparison between fracturing fluid volume and liquid production per meter

圖2 每米入井液量與平均每米產(chǎn)油量對(duì)比Fig.2 Comparison between fracturing fluid volume and oil production per meter

4.3 砂量

Proppant volume

通過分析平均每米加砂量與累產(chǎn)油的關(guān)系，認(rèn)為砂量對(duì)壓裂效果影響不明顯，但統(tǒng)計(jì)單井累計(jì)砂量與累產(chǎn)油的關(guān)系認(rèn)為，砂量與累產(chǎn)油具有一定的相關(guān)性（如圖3與圖4所示）。

圖3 平均每米加砂量與累產(chǎn)油的關(guān)系Fig.3 Relationship between average proppant volume per meter and cumulative oil production

圖4 砂量與累產(chǎn)油的關(guān)系Fig.4 Relationship between proppant volume and cumulative oil production

鑒于2種分析方法得出砂量與累產(chǎn)油的關(guān)系，分析認(rèn)為砂量對(duì)壓裂效果影響不明顯，并非根據(jù)儲(chǔ)集層厚度增加砂量就能夠提高產(chǎn)量，但仍需要保證一定規(guī)模的砂量，確保形成高導(dǎo)流能力裂縫。

4.4 平均砂比

Average proppant concentration

采用統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析平均砂比與壓裂效果的關(guān)系，通過分析平均砂比與日增液、日增油和累增油的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)平均砂比與壓裂效果存在正相關(guān)關(guān)系，但趨勢偏緩；壓裂裂縫的位置和發(fā)育情況，是水力壓裂微地震監(jiān)測的重要目標(biāo)，紅臺(tái)302H井裂縫監(jiān)測結(jié)果如圖5所示，每個(gè)顏色代表每1段壓裂裂縫形態(tài)。通過觀察微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果，認(rèn)為縫網(wǎng)總體上為條帶型，主觀分析此次體積壓裂所形成的裂縫形態(tài)是主縫為主、次生裂縫交錯(cuò)的縫網(wǎng)形式。因此，綜合考慮平均砂比與效果的關(guān)系和裂縫形態(tài)，認(rèn)為適當(dāng)提高平均砂比有助于提高裂縫導(dǎo)流能力，進(jìn)而提高單井產(chǎn)量，調(diào)整平均砂比從16%至22%。通過分析認(rèn)為儲(chǔ)集層孔隙度、滲透率、含油飽和度和壓裂液量是影響壓裂效果的主要因素，有效厚度、施工砂量和平均砂比是次要因素，可以通過調(diào)整影響因子優(yōu)化壓裂工藝，在不降低壓裂效果的基礎(chǔ)上，降低見油返排周期。

圖5 紅臺(tái)302H井裂縫監(jiān)測結(jié)果Fig.5 Monitoring result of fractures in Well Hongtai 302H

5 體積壓裂現(xiàn)場試驗(yàn)

Field test of volumetric fracturing

鑒于各層段之間物性條件不同以及水平井的開發(fā)優(yōu)勢，可采用水平井體積壓裂工藝逐層開發(fā)，進(jìn)一步增大單一儲(chǔ)集層改造體積，降低各層層間產(chǎn)狀干擾，從而提高每個(gè)層段的有效動(dòng)用程度［13-17］。同時(shí)針對(duì)壓裂效果影響因子調(diào)整壓裂工藝，優(yōu)化入井規(guī)模，單段入井液量由800 m3降至600 m3，保持一定規(guī)模砂量60 m3/段，施工砂比由16%提高至22%。

開展了14口水平井體積壓裂現(xiàn)場試驗(yàn)，結(jié)果表明水平井體積壓裂及工藝參數(shù)優(yōu)化明顯降低了見油排液周期和返排率，而壓裂效果更好，壓后平均單井日產(chǎn)油14 t，相比直井增產(chǎn)效果提高了47.4%（見表4）。分析水平井見油周期短的原因（由于沒有下入井下壓力計(jì)，難以通過排液過程中井底油壓變化進(jìn)行分析，主要通過觀察現(xiàn)象和主觀分析）主要表現(xiàn)在2個(gè)方面：相比直井，水平井改造體積更大，裂縫有效波及面積更廣，利于微孔、微縫的溝通和降低驅(qū)動(dòng)壓差；縱向上物性差異大，直井生產(chǎn)過程中存在層間干擾，含水飽和度高、生產(chǎn)壓差大的層會(huì)對(duì)主力產(chǎn)油層產(chǎn)生干擾，而水平井物性變化小，縫間干擾影響程度低，有利于快速見油。

表4 水平井與直井壓裂效果對(duì)比Table 4 Comparison of post-frac effect between horizontal well and vertical well

綜合對(duì)比水平井與直井改造成本，結(jié)合單井產(chǎn)量與生產(chǎn)周期，認(rèn)為相比直井2層分壓，水平井5段壓裂成本增加127萬元，以原油價(jià)格50美元/桶計(jì)算，水平井較直井多產(chǎn)油522 t則能與直井壓裂成本相當(dāng)。水平井一方面有效縮短排液周期，可以提前22 d見油，減少排液過程中廢液拉運(yùn)和處理費(fèi)用；另一方面產(chǎn)油效果更好，比直井日產(chǎn)油增加4.5 t，生產(chǎn)116 d后可以比直井產(chǎn)量增加522 t，同時(shí)有效期更長。截至2016年5月水平井平均有效期超過200 d（直井平均有效期160 d）。由此認(rèn)為采用水平井體積壓裂更有利于低飽和度油藏整體開發(fā)。

6 結(jié)論與建議

Conclusions and suggestions

（1）紅臺(tái)低含油飽和度致密砂巖油藏引入體積壓裂理念獲得產(chǎn)量的突破，通過體積壓裂工藝形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，降低儲(chǔ)集層傷害，有效解決了該油藏巖石致密、物性差及含油飽和度低的增產(chǎn)難題。

（2）壓裂實(shí)施效果分析找出了影響壓裂效果的主、次要因子，確定儲(chǔ)集層孔隙度、滲透率、含油飽和度和壓裂液量是影響壓裂效果的主要因子，有效厚度、施工砂量和平均砂比是影響壓裂效果的次要因子。通過調(diào)整壓裂工藝、施工參數(shù)，同時(shí)綜合考慮直井、水平井的成本和開發(fā)優(yōu)勢，最終確定水平井體積壓裂工藝符合紅臺(tái)低飽和度的油藏開發(fā)，有效解決了見油周期長的問題，既實(shí)現(xiàn)區(qū)塊的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，又加快了返排速度。

（3）通過探索試驗(yàn)、分析總結(jié)、再試驗(yàn)、再總結(jié)“四步法”，可以有利于快速調(diào)整壓裂工藝、參數(shù)、液體等因素的不適應(yīng)性，形成適合區(qū)塊開發(fā)的壓裂工藝，為同類低飽和度致密砂巖油藏的開發(fā)提供借鑒。

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（修改稿收到日期 2017-03-18）

〔編輯 李春燕〕

Application of volumetric fracturing technology in Hongtai tight sandstone oil reservoir of low oil saturation

SUI Yang1,LIU Jianwei1,GUO Xudong2,XIANG Hong1,WANG Bo1,WANG Tao1
1.Engineering Technology Research Institute,PetroChina Tuha Oilfield Company,Shanshan838202,Xinjiang,China;
2.Exploration Company,PetroChina Tuha Oilfield Company,Shanshan838202,Xinjiang,China

When conventional vertical well fracturing is applied in Hongtai tight sandstone oil reservoir of low saturation,its stimulation amplitude is low and stable production period is short,so it is difficult to realize the commercial production.In this paper,feasibility evaluation and implementation effect analysis of volumetric fracturing were adopted to realize stimulation,stable production and long oil production period of low oil saturation reservoirs.The difficulties of stimulation and stable production were solved by applying volumetric fracturing technology to create complex fracture networks.Fracturing mode and technological parameters were optimized to extend oil production period by identifying the primary factors (physical property and fracturing fluid volume) and secondary factors(proppant volume and average proppant concentration) that influence volumetric fracturing effect of Hongtai oil reservoir.In this way,the volumetric fracturing technology system for horizontal-well separate layer development was developed with fracturing fluid volume 600 m3/section,proppant volume 60 m3/section and average proppant concentration 22%.It is successfully used in field.Compared with the vertical well with the same physical properties,horizontal-well volumetric fracturing is 43.6% shorter in liquid discharge period foroil production,47.4% higher in daily oil production and 25% longer in valid period.The research results can be used as the reference for the development of similar oil and gas reservoirs.

low oil saturation; tight sandstone oil reservoir; volumetric fracturing; influential factor; separate layer development;horizontal well

隋陽，劉建偉，郭旭東，向洪，王波，王濤.體積壓裂技術(shù)在紅臺(tái)低含油飽和度致密砂巖油藏的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2017，39（3）：349-355.

TE357.1

：B

1000–7393（2017 ）03–0349–07DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.018

: SUI Yang,LIU Jianwei,GUO Xudong,XIANG Hong,WANG Bo,WANG Tao.Application of volumetric fracturing technology in Hongtai tight sandstone oil reservoir of low oil saturation［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 349-355.

隋陽（1984-），2008年畢業(yè)于四川大學(xué)材料成型及控制工程專業(yè)，現(xiàn)從事壓裂工藝技術(shù)的研究工作，工程師。通訊地址： （838202）新疆吐魯番鄯善縣火車站鎮(zhèn)吐哈油田工程技術(shù)研究院。電話： 0995-8375840。E-mail： suiyang1@petrochina.com.cn