張大椿，龍建勛，林建平，張毅，張仕強，譙玲，李忻洪

（中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦，四川 遂寧629000）

1998年11月，川中公山廟油田公16 井在沙一段鉆遇良好油氣顯示，并獲144.4 t/d 的高產(chǎn)油流，發(fā)現(xiàn)了沙一河道砂油層。沙一河道砂儲層巖性較純，厚度較大，相對川中大安寨、涼高山油藏具有較好的物性，勘探開發(fā)前景良好。在四川石油重大專項啟動之前，河道砂儲層長期依靠酸化解堵或小規(guī)模加砂壓裂等措施，只有鉆遇天然裂縫才能獲工業(yè)產(chǎn)能，沒有鉆遇裂縫的井即使取心證實含油也不能獲產(chǎn)，嚴重制約了河道砂油藏的勘探開發(fā)。因此，亟需引入一項有效的儲層改造手段，參考國外Bakken，EagleFord 和國內(nèi)長慶、吉林、新疆等油田的成功經(jīng)驗，引入體積壓裂工藝［1-4］。

1 儲層特征

公山廟油田沙一段是一套濱淺湖、 泛濫平原—河流相沉積，砂底以上60 m 以內(nèi)是濱淺湖沉積，60 m 以上為泛濫平原—河流相沉積。沙一段泥巖多為紫紅色，本身不具有生油能力，但下伏的涼上段是區(qū)域的烴源巖層。公山廟地區(qū)斷層及微裂縫發(fā)育，如果斷層溝通了涼上段的烴源巖層，再加上良好的油氣保存條件，則沙一河道砂儲層就具備油氣富集成藏的地質(zhì)條件。

沙溪廟組砂巖儲集空間分為孔隙和裂縫兩大類，約48%的樣品孔喉中值半徑大于0.1 μm，且近40%的樣品最大連通孔喉半徑在0.5 μm 以上，表明有相對較大的孔喉存在，孔隙度主要分布在3%～6%，滲透率主要分布在0.1×10-3～1.0×10-3μm2。

巖性以長石巖屑砂巖與巖屑長石砂巖為主，石英體積分數(shù)平均65.9%，長石平均13.7%，彈性模量高，在7×104MPa 左右；泊松比較低，在0.12 左右，脆性較好，有利于壓裂。儲層具有強水敏、強鹽敏、中等酸敏、強堿敏和較強應(yīng)力敏感性。

2 體積壓裂工藝

2.1 壓裂級數(shù)與級間距

壓裂級數(shù)的確定主要依據(jù)水平段長度與測井解釋結(jié)果，一般級間距為80～120 m，采用可鉆式復(fù)合橋塞進行分級。

2.2 壓裂液與支撐劑優(yōu)選

針對油井用壓裂液容易乳化的特點，研制了新型“滑溜水+凍膠”壓裂液體系，具有低傷害、易破乳、易返排的特點?；锼闹饕饔檬窃鞆?fù)雜縫和溝通天然微裂縫，提高壓裂液的波及體積（SRV），凍膠用于攜砂，便于形成壓裂主縫。

支撐劑主要采用20～40 目陶粒，根據(jù)加砂難度適當選擇30～50 目和40～70 目陶粒，大粒徑更有利于增加導(dǎo)流能力。在壓裂初期可以采用70～140 目粉砂起到封堵近井地帶微裂縫和使裂縫轉(zhuǎn)向的作用，主壓裂后期可適當尾追20%的覆膜陶粒，防止支撐劑回流。

2.3 射孔工藝

采用泵送電纜負壓射孔工藝，第一級采用連續(xù)油管射孔，每級射孔3～4 簇，簇間距15～35 m，單簇射孔長1 m，孔密20 孔/m，相位60°。

2.4 單級/單井壓裂規(guī)模

設(shè)計單級泵注液量為400～1 000 m3，加砂為20～100 m3。單井注入液量為7 000～7 600 m3，加砂為470～660 m3。

2.5 泵注程序

利用φ114.3 mm 套管多級注入方式，先期采用大排量（8～12 m3/min）滑溜水造復(fù)雜縫，并注入多個低砂比的70～140 目粉砂段塞，封堵大裂縫，避免壓裂液過量濾失造成砂堵，同時也能起到控制縫高的作用；再利用大排量凍膠攜支撐劑連續(xù)加砂，逐級提高砂濃度；泵注結(jié)束時采用覆膜陶粒，防止支撐劑回流。

3 應(yīng)用效果及分析

3.1 應(yīng)用效果

1971—1999年，在涼高山、大安寨油藏共進行加砂壓裂59 井次，有效10 井次，有效率17%。當時受地面壓裂設(shè)備的限制，大多未壓開地層。2000—2010年，在侏羅系的13 口井進行16 井次加砂壓裂，只有天池2 井、龍崗9 井、龍崗18 井的沙一段取得效果，其他均無效。相比前一階段，該時期加砂壓裂技術(shù)水平有了較大提高。壓裂設(shè)備性能滿足壓開地層的要求，同時壓裂規(guī)模增大，工藝成功率為75%。但是該階段壓裂為單級壓裂，改造強度有限，仍未達到很好的效果。

2012年，在公山廟油田沙溪廟組致密砂巖儲層的2 口水平井（公003-H16、公117H）中成功應(yīng)用了體積壓裂工藝，施工參數(shù)和試油結(jié)果見表1。這2 口體積壓裂井砂濃度逐級得到提高，排量保持穩(wěn)定（最高達12 m3/min），壓裂規(guī)模較以往有了顯著提高。

表1 體積壓裂井施工參數(shù)與試油成果

公003-H16 井與公003-3 井儲層屬于同一條河道砂體，在測試產(chǎn)量相同的情況下，公003-H16 井的產(chǎn)量遞減率明顯低于公003-3 井（見圖1）。公117H 井試油獲得22.9 t/d 的產(chǎn)量，目前生產(chǎn)穩(wěn)定，產(chǎn)油8 t/d，而鄰井公46 井酸化后為干層。生產(chǎn)數(shù)據(jù)證明，體積壓裂能夠大幅提高單井產(chǎn)量，增強油井穩(wěn)產(chǎn)能力。

3.2 效果分析

3.2.1 人工裂縫

通過對2 口體積壓裂井進行井下微地震監(jiān)測，結(jié)果表明：大量的壓裂液與支撐劑被泵入地層，致使巖石不斷發(fā)生剪切與滑移，產(chǎn)生了大量的微地震事件信號點（見圖2）。

圖1 公003-H16 井與公003-3 井產(chǎn)量遞減對比

圖2 井下微地震事件信號點分布

從微地震事件信號點的波及范圍（見表2）與巖石有效壓裂體積來看，信號點在井筒周圍的三維空間均有分布，證實壓裂波及范圍覆蓋整個水平井段，形成了較為復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫，達到了體積壓裂改造的目的，這是常規(guī)壓裂所不能達到的。

表2 體積壓裂井井下微地震事件信號點波及范圍

從微地震事件的分布方位看： 公117H 井水平段井眼方向平行于地層最小主應(yīng)力方向，形成了垂直于井眼的人工裂縫；公003-H16 井眼方向與最小水平主應(yīng)力方向接近垂直，最終形成了平行于井筒的人工裂縫（見圖2、表3）。這說明最小水平主應(yīng)力方向直接影響體積壓裂人工裂縫的走向。因此，在井眼軌道設(shè)計時，要盡量使水平段方向與最小水平主應(yīng)力方向平行，有利于開展體積壓裂［4］。

表3 水平井人工裂縫展布與最小水平地應(yīng)力方向的關(guān)系

3.2.2 巖石波及體積

在加砂量基本相同的情況下，通過對比公117H井第8 級單一凍膠壓裂和第6 級混合壓裂后微地震事件信號的波及范圍（見表4），可以發(fā)現(xiàn)：混合壓裂可以使壓裂液的波及距離更遠，產(chǎn)生的有效巖石破碎體積更大，而人工裂縫的波及寬度、縱向高度和壓裂產(chǎn)生的微地震事件數(shù)則基本一致，證明混合壓裂比單一凍膠壓裂能夠釋放更多的儲集空間，對體積壓裂更有利。

表4 不同壓裂液體系對巖石波及體積的影響

4 結(jié)論

1）高排量、大液量、高砂比是體積壓裂獲得成功的關(guān)鍵。井下微地震監(jiān)測表明，應(yīng)用體積壓裂的2 口井形成了復(fù)雜的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，單井獲得高產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)能力顯著提升。

2）水平段方向與最小水平主應(yīng)力方向平行的水平井更有利于進行體積壓裂，從而擴大儲層改造范圍。相同壓裂規(guī)模下，混合壓裂比單一壓裂能產(chǎn)生更大的有效巖石破碎體積。

［1］吳奇，胥云，王騰飛，等.增產(chǎn)改造理念的重大變革：體積改造技術(shù)概論［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（4）：7-12.

［2］張應(yīng)安.松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現(xiàn)場實踐：以長深D 平2 井為例［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（6）：46-48.

［3］齊銀，白曉虎，宋輝，等.超低滲透油藏水平井壓裂優(yōu)化及應(yīng)用［J］.斷塊油氣田，2014，21（4）：483-485，491.

［4］蔡文斌，李兆敏，張霞林，等.低滲透油藏水平井壓裂理論及現(xiàn)場工藝探討［J］.石油勘探與開發(fā)，2009，31（2）：80-85.