致密油储层多次加砂缝网体积压裂技术研究

赵玉东（大港油田石油工程研究院，天津300280）

致密油储层多次加砂缝网体积压裂技术研究

赵玉东（大港油田石油工程研究院，天津300280）

致密油储层必须大大提高储层的泄油面积、并提高原油流动能力，才能达到增产目的。储层压裂裂缝体积要求形成较复杂的、以主干为主的网状裂缝。本文通过研究不同加砂方式、不同的压裂规模，优化网络裂缝参数，提高支撑裂缝的导流能力，经过G108的现场应用表明该项技术可有效提高致密油储层的开发效果。

致密油;数值模拟;排量;裂缝形态

1 致密油储层对储层改造的需求

油气对体积改造要求：形成密集网状裂缝，缝面极大。主、干裂缝要求：一定密度的主裂缝及1、2级支干裂缝（毫米级），需要加砂保证裂缝的导流能力。分支裂缝要求：与支干裂缝相连的密集裂缝网络，尺寸为微米级（1-1000μm），不可能，也没必要加砂填充裂缝。

根据达西定律，在不考虑启动压力的条件下，天然气的渗流速度是油的约900～3300倍。因此对于致密油而言，微米级裂缝网络对改善泥页岩储层的渗流能力作用有限，同时对主、干支撑裂缝的导流能力要求远远高于页岩气。

致密油储层必须大大提高储层的泄油面积、并提高原油流动能力，才能达到增产目的。储层压裂缝体积要求：形成较复杂的、以主干为主的网状裂缝（。主、干缝要求：一定密度的主裂缝及1、2级支干裂缝（毫米级），需要较高浓度的支撑剂保证裂缝的导流能力；分支缝要求：与支干裂缝相连的密集裂缝网络，尺寸为微米级（1-1000μm），不刻意追求其数量。

2 致密油储层特点

G108井位于王官屯油田,Ek2以泥质粉细砂岩为主，分选差，物性差，粗砂～砾成斑状分布，具半深湖区重力流沉积的典型特征。储集空间主要有粒间残余孔、溶蚀扩大孔（致密砂岩）；铸模孔、层间缝（泥页岩）；晶间孔（碳酸盐岩）与微裂缝，缝洞含油普遍。措施102、103、104#层，射孔厚度26.1m/3层，总体符合致密油储集层的物性指标。本次压裂目的层矿物组成为：石英9%～46%，平均48.4%；粘土矿物含量2%～21%，平均8.5%；铁白云石0%～63%，平均10%；利用泥页岩储层可压裂性软件计算的矿物脆性指数为52.7。根据XAMC测井数据计算官108-8井的地应力参数，计算出地应力差异系数0.1～0.31之间。

3 高导流能力加砂方式研究

根据加砂方式的不同，可分为一次连续加砂及多级加砂方式。储层原油粘度较高，压裂时在获得较大改造体积的同时，还需要考虑缝网带导流能力对原油流动能力的影响。国内某区块进行了不同液量、不同砂量、不同排量下的单次注入及多次注入缝网压裂先导试验；典型单级注入液量2660m3，排量10m3/min，分2-3级注入。从结果上看：液量直接影响改造体积，砂量直接影响改造体积内的裂缝导流能力，多次注入改造体积及缝网导流能力均有增加。

以G108地质参数建立压裂地质模型，储层段渗透率为2.3mD。一次加砂施工累计液量814m3，累计砂量56m3，施工排量9m3/min。在相同砂量、相同液量下模拟了两级间歇停泵加砂，级间停泵60分钟。

通过对比模拟相同砂量、相同液量下模拟结果得到如下认识：一次连续注入虽然较二次停泵加砂方式的改造体积大，但其导流能力较二次加砂低。二次加砂明显改善了支撑剂在储层中的铺置状况，铺砂浓度增加，裂缝导流能力增加，整个高渗带内的等效渗透率得到明显增加。针对油储层，要求在获得一定改造体积的同时获得与储层岩性、物性相匹配的导流能力，因此推荐采用二次停泵加砂方式。

表1 间歇停泵与1次连续注入加砂模拟结果对比

4 工艺设计优化及应用

4.1 压裂规模优化

通过软件模拟分析，计算不同加砂强度下单井的裂缝增产倍数，从而优选合适的加砂强度。看出随着加砂强度的增大，裂缝半长也增加，但是增产倍数幅度越来越小，最优裂缝长度为160m左右，对应加砂强度为2.7m3/m，能起到改造和认识储层的目的。

4.2 加砂方式及排量

采用二次加砂工艺，通过前次压裂形成裂缝对地应力的干扰，降低水平地应力差异系数，提高形成缝网的程度。在地面施工压力允许条件下，尽可能大排量施工，设计排量为7.0～8.0m3/min。

4.3 现场应用

压裂过程第一次泵注结束后，停泵60min，共泵入液体1181m3，两次共加入陶粒93m3。压前恢复液面，折日产液7.45L，压后日出水23.46m3，出油9.42m3。

[1] 翁定为，雷群等.缝网压裂技术及其现场应用[J].石油学报,2011，32（2）：280-284.

[2] 周祥，张士诚，邹雨时等.致密油藏水平井体积压裂裂缝扩展及产能模拟[J].西南石油大学学报,2015，30（4）：53-58.

赵玉东，男，硕士，2011年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，现在大港油田石油工程研究院工作，工程师，主要从事储层改造技术研究。