安塞油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段北部，属典型的特低渗透致密砂岩油藏[1]。主力油层长6平均孔隙度12.4%，气测渗透率0.45×10-3 μm2。长6油层岩石弹性模量为3.4×104 MPa。其中，长石含量高达46%~69%，石英次之，泊松比0.23，岩石脆性指数为45.1。水平应力差值保持在2~4 MPa之间，有利于天然裂缝的开启。天然裂缝发育，裂缝密度2~2.5条/m；人工裂缝平行于水平最大主应力方向NE60°~80°，高8~26 m。原始地层压力8.3~10.0 MPa，地层饱和压差3~4 MPa，主力油藏平均压力保持水平在101%。油田新投油井无产能，经压裂和注水开发后，单井产能在2~3 t，是典型的“低压、低渗、低产”三低油藏。
安塞油田压裂工艺应用已近30年历史[2]，油井初次改造形成以井筒为线性流中心的单一对称双翼缝，压裂控制泄油面积小，长期开发导致地层压力保持水平下降，受闭合压力影响，支撑剂破碎变形，裂缝导流能力下降，重复压裂是恢复油井产能的主要手段之一。
安塞油田常规复压措施后，平均日增油1.2 t，油井产能虽有提升，但与初期产能相比，仍不够理想。随着注水油藏的开发，中高含水井逐渐增多，裂缝主向井见水程度高，侧向剩余油动用程度低。近年来，针对中高含水井陆续开展了改变相渗压裂、缝内转向压裂、堵水压裂等控水改造工艺，但由于加大了控水目的，改造规模较小，增油幅度低，且油层纵向改造不充分，主体工艺有效率及增产效果呈下降趋势。
受北美非常规页岩气体积压裂开发的启发，我国压裂工艺由重启裂缝向缝网改造转变[3-4]，以增大储层改造体积为方向，安塞油田进行了此类工艺的试验与探索。
针对安塞油田致密储层天然裂缝发育、岩石脆性指数高的特点，压裂液体优选滑溜水+交联液混合型体系[5]，并根据液体类型及其作用分为3个阶段：第一阶段，注入滑溜水，主要作用是开启天然裂缝；第二阶段，注入低砂比基液，主要作用是扩大天然裂缝开启程度，提高主裂缝导流能力；第三阶段，注入交联胍胶液体，携带高砂比支撑剂，增加主裂缝近井地带导流能力。
采用大砂量、大液量、大排量、低砂比的工艺参数，满足裂缝净压力达到一定的限制，或通过射孔、缝内转向、排量优化等保证水平两向应力差与天然裂缝形成一定的角度，开启天然裂缝并迫使高强度支撑剂(石英)有效支撑，实现天然裂缝的开启且与人工裂缝的有效沟通，形成裂缝网络系统，实现对储层三维方向的立体改造，从而扩大泄油面积，提高单井产量。
根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则，当天然裂缝发生张性断裂时，所需的缝内净压力[6]为：${P_{{\rm{net}}}} = \frac{{{\sigma _{{\rm{H}},\max }} - {\sigma _{{\rm{H}},\min }}}}{2}(1 - {\rm{cos}}2\theta )$。式中，θ为储层最大主应力与天然裂缝的夹角。
通过模拟排量与净压力关系图(图 1)，采取6.0 m3/min的排量基本能够满足天然裂缝开启所需的净压力。但为了产生更多的横向分支缝，需进一步提高缝内净压力。但并非是排量越大净压力越高，在8 m3/min以后，净压力提升幅度变缓。因此，体积压裂排量的适用范围在6.0~8.0 m3/min之间。
在排量满足一定带宽基础上，需进一步对液量进行分析，满足带长对体积改造的要求。从不同压裂液入地液量与带长匹配图(见图 2)可看出，入地强度在25 m3/m时，带长最大，之后继续加大液量，对带长影响不大。
砂量对于储层纵向改造起到决定性的作用，通过模拟不同入地强度砂量与带宽图(见图 3)可看出，当单位加砂强度在2.0~2.5 m3/m时，带宽达到了最高值。此后，再增大加砂规模，对带宽的增加影响不大。且过多地增加入地砂量，还会导致油井沟通水层过早见水。
由于体积压裂追求的不仅是原始裂缝的开启，同时也要求形成一定规模的缝网，这就要求压裂液须满足以下几个条件：
(1) 在改造初期，依靠大排量携砂。要求压裂液体具备高滤失、高弹性、低黏度的特性，保证液体的有效作用距离及波及体积。
(2) 由于施工排量大，应配备具有良好流变性能且低摩阻的液体，可通过在基液中添加降阻剂实现。
(3) 较大的压裂规模要求压裂液的成本较常规压裂低，配备方便，存放要求低，酸碱腐蚀性小。
(4) 对储层伤害小，易返排。
由于体积压裂施工排量大，为达到施工强度，采用光套管注入、3#加厚油管注入或油套同注均可满足施工要求。但为了提高排液速度，降低套管的损害，以及携带井下压力计等监测工具的方便，应优先选取3#加厚油管注入，排量大于6 m3套管正常井可选择光套管注入或油套同注。由于排量较高，造成井筒磨阻较大，可适当添加一定降阻剂降低施工泵压。
施工前，对措施井下入井下微地震监测仪器，根据伽马曲线进行校深，明确监测仪器下入深度。地面分布若干主分站点，进行震点的实时拾取，开展压裂裂缝的实施监测。
杏18-A井位于杏河油藏中部，属主裂缝线侧向见效井，投产于1996年8月。油层厚度11.9 m，平均渗透率0.38×10-3 μm2，初次改造加砂强度1.17 m3/m，砂比34.1%，排量0.6 m3/min，入地液量51.3 m3，破裂压力24 MPa。
该井措施前压力保持水平115.2%，单井控制可采储量7.5×104 t，采出程度仅26.4%，剩余油饱和度测试显示，裂缝侧向剩余油富集，措施前日产液4.82 m3，日产油3.79 t，含水6.7%。生产动态已不足以体现实际生产能力。
根据初次压裂资料进行裂缝几何尺寸模拟，压裂形成的支撑缝长118.5 m，缝高28.9 m，缝宽0.27 cm，导流能力32.5 μm2·cm。根据酸压裂缝导流能力模型[6]计算，目前导流能力为4.7 μm2·cm。为有效进行剩余油开采，需对该井进行重复压裂改造。
结合储层物性及初次改造程度，进一步提高加砂强度及施工排量，降低产层与隔层应力差值，增加纵向改造程度[7]；增加入地液量，结合低砂比追求缝长，更多地沟通天然裂缝。降低基液黏度，液体体系采用滑溜水，要求基液黏度在170 s-1下不低于9 mPa·s。泵注前期石英砂支撑剂采用0.42~0.21 mm，后期采用0.841~0.42 mm，砂比逐渐增大，铺砂浓度逐步提高，确保后期闭合应力下主缝优势。为满足施工排量要求，泵注采用光套管注入方式。
结合设计思路，优化后确定加砂量30 m3，排量6 m3/min，入地液量264 m3，携砂液平均砂比12.2%。
采用初步设计施工参数，通过Frac.P.T软件模拟(见表 1)，压裂后支撑裂缝长为182 m，缝高27.7 m，缝宽0.88 cm，平均导流能力可恢复至18 μm2·cm。
2012年8月，对杏18-A井实施混合水体积压裂施工，同时开展嵌入式震点探测实施裂缝监测。地层破裂压力17.8 MPa，破压后工作压力14~16 MPa，停泵压力9.5 MPa，施工过程顺利无异常(图 4)。
裂缝监测显示压裂产生了一条NE55.2°主裂缝，裂缝总长245.8 m，两翼相比，裂缝向东翼延伸较多。裂缝的影响高度为36.7 m左右，产状为垂直。措施后，日产液6.93 m3，日产油5.25 t，含水9.9%。截止2014年2月10日，仍处措施有效期，累计生产时间519天，累产油1 795 t，累增油676 t, 较常规重复压裂平均单井日增油高1.7倍，平均含水上升幅度比常规压裂低2个百分点。
邻井杏侧19-B常规压裂监测显示，裂缝长度203.3 m，裂缝高度26.5 m，方位NE51.5°；与其对比，混合水体积压裂裂缝方位与常规压裂基本保持一致，但缝长、缝高分别提高17.3%和27.8%，裂缝体积扩大了126.7%，与措施前压裂软件模拟结果一致。这表明，混合水体积压裂在裂缝规模上较常规压裂有较大程度的突破，对增加泄油面积有积极的意义。
从增油效果看，该工艺较常规压裂表现出较好的稳水增油优势，采油速度提高，合理恢复了油井生产能力。但该工艺在安塞油田尚属试验阶段，仍存在一些问题值得进一步研究和探讨。
(1) 针对体积压裂作用机理，开展了工艺参数及液体体系研究，明确了安塞油田致密砂岩井具体的施工工艺体系，并优选井层试验了一口混合水体积压裂施工。
(2) 结合微地震裂缝监测结果，该工艺从裂缝体积本身有了较大程度的突破，增大了泄油面积，导流能力的增加恢复了油井正常生产能力，较常规压裂裂缝体积扩大了126.7%，增油效果增加了1.7倍，且含水上升幅度较常规压裂低2个百分点，在储层重复压裂方面表现出较好的改造优势。
(3) 从井网、水线、剩余油分布角度，需进一步优化完善选井选层标准。
(4) 施工参数及液体体系仍需研究及优化，以针对不同物性及开发特征油井。
(5) 针对物性较差的老井，提高单井产能仍需进行大量的工艺试验与总结，从经济效益角度体现工艺应用价值。
2015, Vol. 44 Issue (4): 83-86
2015, Vol. 44 Issue (4): 83-86