低豐度油田縫網(wǎng)壓裂技術的應用

梁 麗

（中國石油吉林油田分公司勘探部 吉林松原 138000）

1 前言

常規(guī)壓裂是以線彈性斷裂力學為理論基礎，假定在壓裂過程中人工裂縫起裂為張開型，且沿井筒射孔層段形成雙翼對稱縫。通常以一條主裂縫實現(xiàn)對儲層滲流能力的改善，主裂縫在垂向上仍然是基質(zhì)向裂縫的“長距離”滲流，因此垂向主裂縫的滲流能力未得到有效改善。

隨著現(xiàn)代壓裂技術的發(fā)展，縫網(wǎng)壓裂理念由此產(chǎn)生：以水力壓裂技術手段實施對油氣儲集巖層的三維立體改造，形成人工裂縫網(wǎng)絡，實現(xiàn)儲層內(nèi)裂縫波及體積的最大化，從而極大地提高單井控制儲量，達到提高單井產(chǎn)能的目的。

通過技術論證，對注水受效差、構造邊緣的低產(chǎn)油井應用大規(guī)?？p網(wǎng)技術進行壓裂改造，可實現(xiàn)最大限度增加人工裂縫與油藏的接觸面積來提高單井產(chǎn)能。

隨著該技術進一步試驗和完善，最終實現(xiàn)小構造不注水開發(fā)、稀井網(wǎng)開發(fā)等模式。在減少注水和布井費用的同時，保障區(qū)塊的有效開發(fā)。

2 主要技術研討

2.1 工藝原理

利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關系，一旦實現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力的差值，就會產(chǎn)生分支縫，分支縫沿著天然裂縫繼續(xù)延伸，最終可形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)。

2.2 實施手段

采用不同液性（滑溜水+胍膠體系）、大液量、高施工排量、泵注粉陶段塞等手段進行壓裂施工，這些都有助于提高動態(tài)裂縫內(nèi)的凈壓力，增加在主裂縫剖面上形成分支縫的幾率。

現(xiàn)場實施結合裂縫監(jiān)測手段，指導泵注程序及時有效的調(diào)整。壓裂后獲得網(wǎng)縫的各項參數(shù)，總結并完善施工設計?？p網(wǎng)壓裂在工藝上體現(xiàn)了“兩大、兩小”的特征。

兩大：①大排量，施工排量通常達到8～10m3/min 以上； ②大液量，單層用液量2000～3000m3。

兩?。孩傩×街蝿蝿┮话悴捎?0/100目或40/70目粉陶，尾追20/40目陶粒支撐主裂縫；②小砂比，在滑溜水階段平均砂液比為3%～5% ，最高砂液比不超過10%。

縫網(wǎng)壓裂采用壓裂液以滑溜水為主，不僅大大降低施工摩阻，滿足了大排量施工的要求，而且極大增加了壓裂的改造范圍。

2.3 適用條件

（1）天然裂縫發(fā)育，具備利用人工裂縫溝通更大天然裂縫網(wǎng)絡的條件。

（2）油氣儲集層脆性系數(shù)較高。使得巖石在壓裂過程中產(chǎn)生剪切破壞，不是形成單一裂縫，而是有利于形成復雜的網(wǎng)狀縫，從而大幅度提高了裂縫體積。

（3）最大和最小水平主應力相近，只有在相近的情況下，低粘度的壓裂液才有可能打開與最大主應力方向呈現(xiàn)直或有一定角度的天然裂縫，在橫向上實現(xiàn)足夠的延伸，從而實現(xiàn)網(wǎng)狀裂縫的目的。

3 現(xiàn)場試驗情況

試驗M區(qū)塊儲量豐度低（50×104t/Km2)，油藏物性差（孔隙度8.6%，滲透率0.25mD，泥質(zhì)含量為21.3%），開發(fā)效果不理想（平均單井日產(chǎn)油小于1噸）。對該區(qū)塊采用縫網(wǎng)壓裂技術進行現(xiàn)場試驗，可進一步挖潛提高單井產(chǎn)能，論證今后稀井網(wǎng)開發(fā)的可行性。

3.1 試驗井A

該井儲層砂巖縱向上發(fā)育，砂巖厚度大，為壓裂改造提供較好的基礎。2006年9月投產(chǎn)，初產(chǎn)2.1/3.9。措施前為撈油生產(chǎn)，平均日產(chǎn)0.4/0.4（圖1）。

泵注總液液量1910方、最大施工排量7.8方/分、最高施工壓力59Mpa、停泵壓力17.3兆帕、共計加入加陶粒7.4方。該井壓后返排647方（返排率33.8%）， 由撈油井恢復了正常的開抽生產(chǎn)。初期日產(chǎn)油4.2噸（日增油3.8噸），最高日產(chǎn)油達到7噸。目前已穩(wěn)定產(chǎn)量2.7噸，累計增產(chǎn)達到630噸。

3.2 試驗井B

該井位于M塊南部儲層較好，初產(chǎn)1.3/6.0噸，目前間抽產(chǎn)量為0.4/0.4噸。17、16號潛力層未動用，本次作為補壓井來進行縫網(wǎng)現(xiàn)場試驗。泵注總液量1720方、最大施工排量8方/分、最高施工壓力63Mpa、停泵壓力18兆帕，共計加入加陶粒25方。

為了掌握B井裂縫空間展布的各項參數(shù)，明確縫網(wǎng)改造儲層的波及體積；并有效控制裂縫的破裂范圍及方向，避免與壓裂井西側(cè)的斷層（間距300米左右）溝通，在施工中采用了井下微地震監(jiān)測手段。

在施工過程中，泵注Ⅱ型液階段通過裂縫監(jiān)測裂縫西翼向斷層方向發(fā)展，距離已經(jīng)達到50米左右時放棄泵注。換成Ⅰ型液260方時，監(jiān)測裂縫西翼已接近斷層，現(xiàn)場決定停止泵注滑溜水，進行胍膠加砂。

由于微地震事件監(jiān)測與實際裂縫的擴展延伸存在一定的滯后性和解釋上的誤差，導致該井在施工過程中與西側(cè)斷層溝通，這影響了壓后的放噴返排，尤其是投產(chǎn)后人工裂縫對井筒的能量供給。該井壓后返排758方（返排率38.4%）， 產(chǎn)量由0.4/0.4噸上升至1.9/3.6噸，累計增油86.6噸。隨著斷層附近的能量釋放至儲層的閉合，油井的生產(chǎn)能力有待進一步的回升。

3.3 試驗井Y39-P3

為了水平井開發(fā)獲得更大的產(chǎn)能，增加低產(chǎn)低豐度區(qū)塊的可動用儲量，選擇進行水平井（Y39-P3）縫網(wǎng)壓裂現(xiàn)場試驗，論證該技術的可行性。

通過層段優(yōu)化和相關的液性對比，對第一、三、五級采用了縫網(wǎng)壓裂工藝（滑溜水+胍膠體系），其余的層段采用胍膠正常施工。

滑溜水階段裂縫參數(shù)：半長：256.753米、層高：116.658米、縫寬：179.68米。膠液階段裂縫參數(shù)：半長：276.181米、層高：89.017米、縫寬：83.517米、方位角：N121.26E。

滑溜水階段裂縫參數(shù)：半長：250.116米、層高：140.332米、縫寬：128.114米。膠液階段裂縫參數(shù)：半長：213.561米、層高：98.279米、縫寬：59.839米、方位角：N89.936E。

由此可知，泵注滑溜水階段在地層中形成了較典型的網(wǎng)縫壓裂微地震信號，可認為實現(xiàn)了一定的體積壓裂的改造效果，在井筒遠端可能存在網(wǎng)狀裂縫的跨級溝通。該井壓后初產(chǎn)原油42.3噸，目前穩(wěn)定產(chǎn)量噸方高于同區(qū)塊、同層位的其它水平井，進一步驗證縫網(wǎng)壓裂改造工藝的成效。

4 結論

通過現(xiàn)場3口井的實施，取得以下幾方面的認識：

（1）滑溜水溝通天然裂縫能力較強，對脆性儲層易產(chǎn)生剪切縫。對致密砂巖儲層易產(chǎn)生多簇分支縫、主裂縫不明顯；

（2）伴隨網(wǎng)狀支縫的形成，施工曲線出現(xiàn)特征：施工壓力峰值會出現(xiàn)多次起伏波動，嘗試加入粉陶段塞壓力響應比較明顯；

（3）提高施工排量，是增加縫內(nèi)凈壓力的有效手段，但必須注入大液量后才能對縫網(wǎng)形成有效；

（4）要實現(xiàn)縫網(wǎng)的更加充分，大液量、大排量是一方面，有效的暫堵也是另外一條可行的途經(jīng)；

（5）提高縫網(wǎng)壓裂技術的認識必須結合裂縫監(jiān)測手段，實時掌握人工縫網(wǎng)的形狀、走向、波及體積等參數(shù)。及時調(diào)整施工參數(shù)，達到最佳壓裂改造規(guī)模。

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