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摘要：随着油田的深入开发，低效井逐渐增多，措施挖潜难度不断加大，且新投产井地质条件越来越差，选井选层越来越困难，增油效果也逐渐变差。特别是特低渗透致密储层开发效果逐渐变差，目前常规技术开发效果不明显，如何建立有效驱替，提高单井产量，改善区块开发效果是这些油田亟待解决的问题。为提高增油效果，必须精细措施挖潜，拓展选井选层范围，优化压裂工艺。
关键词：缝网;压裂;储层
针对目前低渗透油田开发存在的问题，并借鉴国内外同类油藏的开发经验，提出了采用缝网压裂工艺技术来开发低渗透油田致密油藏。从地质条件出发研究了缝网压裂技术在低渗透油田的适应性，通过研究缝网压裂的机理，建立一套缝网压裂选井选层的技术方法，并完善了缝网压裂相关配套技术，形成一套适应于低渗透油田的缝网压裂工艺技术体系，以解决致密油缝网压裂面临的选井、设计、实施和评价等方面的技术难题。
1.直井缝网压裂工艺技术研究
1.1缝网压裂适应性分析
评价储层能否形成复杂有效的裂缝网络成为了缝网压裂优选的一个重要步骤。影响储层能否形成复杂裂缝网络的因素较多，一方面主要为储层地质方面的条件，包括岩石矿物成分、岩石脆性、天然裂缝、成岩机理、水平地应力差异等;而另一方面为施工技术工艺方面，如压裂液类型及用量、支撑剂选择、施工排量、压裂技术选择等。诸多方面因素互有关联，共同影响压后裂缝网络形成的形态以及改造缝网的大小。本项目从储层地质影响因素方面研究了低渗透油田致密油缝网压裂的适应性和选井选层研究。
1.2缝网压裂裂缝起裂机理研究
对于发育有天然裂缝的储层，由于天然裂缝的力学性质及强度与储层本体岩石显著不同，进行压裂增产时天然裂缝会对水力裂缝起裂造成影响，甚至会促使近井裂缝网络形成。由于天然裂缝、压裂液渗滤效应、岩石温度变化等多方面影响，对裂缝性储层采用均质油气藏破裂压力计算模型计算破裂压力难以获得准确结果。为了更好的研究缝网压裂起裂机理，需要研究天然裂缝影响下其水力裂缝的不同起裂方式，并根据弹性力学与岩石力学理论得到其不同起裂方式的起裂判据，以应用于破裂压力计算。
1.3缝网压裂压裂液体系研究
由于缝网压裂所使用液体规模空前巨大，注入流体动辄数千、上万立方米，甚至数万立方米。因此，用于缝网压裂的液体必须具备：（A）低成本。致密油气为低品位资源，开发投资、风险必然很高。（B）低黏度。压裂液黏度过高，会抑制次生裂缝的形成，对裂缝网络的构建不利，需要保持低黏度。（C）低摩阻。液体低摩阻对于提升排量，降低水头损失十分有利。
1.4支撑剂研究
理论研究与实践证明，在储层条件与支撑裂缝尺寸相同时，水力压裂效果与支撑裂缝导流能力有关系，支撑裂缝导流能力是指裂缝传导（输送）储层流体的能力，并以支撑带的渗透率与宽度的乘积来表示。支撑剂优选是压裂设计中的重要环节之一。通过对石英砂与陶粒进行性能评价，同样结果表明，陶粒具有比石英砂更高的导流能力与低破碎率。通過对比不同支撑剂不同压力下的性能参数，表明采用石英砂即可满足裂缝支撑要求，但是考虑陶粒支撑剂长期导流能力明显好于石英砂，因此建议部分采用石英砂+陶粒组合支撑剂进行施工。
1.5缝网压裂施工参数优化研究
对于实施缝网压裂来说，压裂液排量是其中一项重要的关键工程参数。其核心在于同等条件下，较高的排量会使得流体在缝内更容易形成高净压力。高净压力意味着水力裂缝的缝宽更大，诱导应力效应也更加明显，还更容易剪切激活甚至撑开储层中的微裂缝、裂隙，从而形成复杂的裂缝形态。
（1）压裂排量优化。不同排量下的缝网有效长度计算分析表明，在定液量情况下，其排量存在一个陡增后趋缓的拐点，继续增加排量效果较差。拐点约在7m3/min。需要注意的是，由于模拟采用的是纯黏性液体，而非混有支撑剂的泥浆。为了更好的携带支撑剂，为形成复杂有效的缝网，目标区块推荐平均排量应当在7-8m3/min。
（2）压裂液黏度优化。液体黏度会影响缝内压降程度，较低的黏度使得流体能在较长距离裂缝内保持足够的净压力。另外，液体黏度也使得水力裂缝遭遇天然裂缝时，更容易因为较小的压降从而沿着天然裂缝延伸，增加裂缝复杂度。
研究表明，缝网有效长度随黏度增加而大致减小，由于压裂液黏度成本效应不算十分明显，因此从增加缝网有效长度的角度来说应尽量减小压裂液黏度，无疑低黏度的滑溜水更加适合缝网压裂，更够形成更加复杂的缝网。但是实际施工时，压裂液黏度对携砂的影响很明显，故实际情况下，应结合施工排量、支撑剂粒径优选压裂液黏度，使其满足较大的有效缝网长度和良好的携砂性能。
（3）压裂液液量优化。从物质平衡理论上讲，缝网压裂压裂液液量要求大排量。因此排量越大改造缝网也相应增加，从而获得更好的效果。但是，液量与缝网压裂改造效果并非线性关系，而且实际生产施工也需要限制压裂液量即压裂规模。因此，从经济角度考虑，压裂液液量存在其优化值。
2.直井缝网压裂应用效果分析
2.1区块开发状况
油田某区块投产以来，虽然不断加强注水调整，但受储层物性差影响，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，主要表现在一下几个方面：一是受储层物性影响，区块注水受效差，低效、无效注水比例高，无效注水比例高达40%。二是油井受效差，单井产量低，常规增产增注措施效果差。
2.2直井缝网压裂方案设计原则
根据油田目前井网现状及存在的矛盾，确定试验区直井缝网压裂的总原则是：以建立有效注采驱替系统为核心，利用现有井网，结合大规模压裂技术，通过大排量、大液量压裂施工，增加裂缝与储层接触面积，减少液体向裂缝中的渗流距离和阻力，提高单井产量，延长措施有效期;纵向上兼顾非主力油层，根据应力及岩性遮挡条件优化压裂层段，对隔层小于3米层进行合压，最大程度提高各类储层动用程度。
综合考虑试验区储层发育状况、注水状况及工厂化施工要求，确定井区优选原则：一是为保证试验效果，优选储量丰度高，有一定储量基础;二是试验井周围水井满足注水条件，便于后期注水能量补充，同时井区油井受效差且无见水井，降低大规模压裂后见水的风险;三是试验井尽量集中，满足工厂化施工要求，降低试验成本。综合以上因素，优选台A和茂A井区进行直井缝网压裂试验，通过压裂改造，提高单井产量。
2.4直井缝网压裂效果
统计先导性实施2口井，压后初期单井日增油4.2t，目前单井日增油1.1t，单井累积增油1086t。在先导性试验取得较好效果的基础上，开展了扩大试验，共实施老井直井缝网压裂5口，压后初期单井日增油4.0t，目前单井日增油3.1t，单井累积增油810t。
3.直井缝网压裂试验认识
一是与常规压裂对比，注水开发井区缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.5和8.1倍，投入产出比高。
二是形成的缝网未达到设计规模，缝网形态与储层物性有关。从井下微地震监测结果看，缝长达到设计规模，缝宽小于设计规模。二是压裂后增加新的产液层，主力层贡献比例大。缝网压裂前仅主力油层产液，压裂后增加新的产液层，压前主产层液量增加幅度较高;生产一段时间后，储层较差层基本不产液。
三是物性好、吸水好的储层能够持续产液。从注水井连续三次产液剖面看，物性好、连通水井吸水好的层产液保持较高水平。
参考文献：
[1]雷群;胥云;蒋廷学;丁云宏;王晓泉;卢海兵;用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J];石油学报;2009年02期
[2]赵金洲;任岚;胡永全;页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析[J];西南石油大学学报（自然科学版）;2013年01期
关键词：缝网;压裂;储层
针对目前低渗透油田开发存在的问题，并借鉴国内外同类油藏的开发经验，提出了采用缝网压裂工艺技术来开发低渗透油田致密油藏。从地质条件出发研究了缝网压裂技术在低渗透油田的适应性，通过研究缝网压裂的机理，建立一套缝网压裂选井选层的技术方法，并完善了缝网压裂相关配套技术，形成一套适应于低渗透油田的缝网压裂工艺技术体系，以解决致密油缝网压裂面临的选井、设计、实施和评价等方面的技术难题。
1.直井缝网压裂工艺技术研究
1.1缝网压裂适应性分析
评价储层能否形成复杂有效的裂缝网络成为了缝网压裂优选的一个重要步骤。影响储层能否形成复杂裂缝网络的因素较多，一方面主要为储层地质方面的条件，包括岩石矿物成分、岩石脆性、天然裂缝、成岩机理、水平地应力差异等;而另一方面为施工技术工艺方面，如压裂液类型及用量、支撑剂选择、施工排量、压裂技术选择等。诸多方面因素互有关联，共同影响压后裂缝网络形成的形态以及改造缝网的大小。本项目从储层地质影响因素方面研究了低渗透油田致密油缝网压裂的适应性和选井选层研究。
1.2缝网压裂裂缝起裂机理研究
对于发育有天然裂缝的储层，由于天然裂缝的力学性质及强度与储层本体岩石显著不同，进行压裂增产时天然裂缝会对水力裂缝起裂造成影响，甚至会促使近井裂缝网络形成。由于天然裂缝、压裂液渗滤效应、岩石温度变化等多方面影响，对裂缝性储层采用均质油气藏破裂压力计算模型计算破裂压力难以获得准确结果。为了更好的研究缝网压裂起裂机理，需要研究天然裂缝影响下其水力裂缝的不同起裂方式，并根据弹性力学与岩石力学理论得到其不同起裂方式的起裂判据，以应用于破裂压力计算。
1.3缝网压裂压裂液体系研究
由于缝网压裂所使用液体规模空前巨大，注入流体动辄数千、上万立方米，甚至数万立方米。因此，用于缝网压裂的液体必须具备：（A）低成本。致密油气为低品位资源，开发投资、风险必然很高。（B）低黏度。压裂液黏度过高，会抑制次生裂缝的形成，对裂缝网络的构建不利，需要保持低黏度。（C）低摩阻。液体低摩阻对于提升排量，降低水头损失十分有利。
1.4支撑剂研究
理论研究与实践证明，在储层条件与支撑裂缝尺寸相同时，水力压裂效果与支撑裂缝导流能力有关系，支撑裂缝导流能力是指裂缝传导（输送）储层流体的能力，并以支撑带的渗透率与宽度的乘积来表示。支撑剂优选是压裂设计中的重要环节之一。通过对石英砂与陶粒进行性能评价，同样结果表明，陶粒具有比石英砂更高的导流能力与低破碎率。通過对比不同支撑剂不同压力下的性能参数，表明采用石英砂即可满足裂缝支撑要求，但是考虑陶粒支撑剂长期导流能力明显好于石英砂，因此建议部分采用石英砂+陶粒组合支撑剂进行施工。
1.5缝网压裂施工参数优化研究
对于实施缝网压裂来说，压裂液排量是其中一项重要的关键工程参数。其核心在于同等条件下，较高的排量会使得流体在缝内更容易形成高净压力。高净压力意味着水力裂缝的缝宽更大，诱导应力效应也更加明显，还更容易剪切激活甚至撑开储层中的微裂缝、裂隙，从而形成复杂的裂缝形态。
（1）压裂排量优化。不同排量下的缝网有效长度计算分析表明，在定液量情况下，其排量存在一个陡增后趋缓的拐点，继续增加排量效果较差。拐点约在7m3/min。需要注意的是，由于模拟采用的是纯黏性液体，而非混有支撑剂的泥浆。为了更好的携带支撑剂，为形成复杂有效的缝网，目标区块推荐平均排量应当在7-8m3/min。
（2）压裂液黏度优化。液体黏度会影响缝内压降程度，较低的黏度使得流体能在较长距离裂缝内保持足够的净压力。另外，液体黏度也使得水力裂缝遭遇天然裂缝时，更容易因为较小的压降从而沿着天然裂缝延伸，增加裂缝复杂度。
研究表明，缝网有效长度随黏度增加而大致减小，由于压裂液黏度成本效应不算十分明显，因此从增加缝网有效长度的角度来说应尽量减小压裂液黏度，无疑低黏度的滑溜水更加适合缝网压裂，更够形成更加复杂的缝网。但是实际施工时，压裂液黏度对携砂的影响很明显，故实际情况下，应结合施工排量、支撑剂粒径优选压裂液黏度，使其满足较大的有效缝网长度和良好的携砂性能。
（3）压裂液液量优化。从物质平衡理论上讲，缝网压裂压裂液液量要求大排量。因此排量越大改造缝网也相应增加，从而获得更好的效果。但是，液量与缝网压裂改造效果并非线性关系，而且实际生产施工也需要限制压裂液量即压裂规模。因此，从经济角度考虑，压裂液液量存在其优化值。
2.直井缝网压裂应用效果分析
2.1区块开发状况
油田某区块投产以来，虽然不断加强注水调整，但受储层物性差影响，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，主要表现在一下几个方面：一是受储层物性影响，区块注水受效差，低效、无效注水比例高，无效注水比例高达40%。二是油井受效差，单井产量低，常规增产增注措施效果差。
2.2直井缝网压裂方案设计原则
根据油田目前井网现状及存在的矛盾，确定试验区直井缝网压裂的总原则是：以建立有效注采驱替系统为核心，利用现有井网，结合大规模压裂技术，通过大排量、大液量压裂施工，增加裂缝与储层接触面积，减少液体向裂缝中的渗流距离和阻力，提高单井产量，延长措施有效期;纵向上兼顾非主力油层，根据应力及岩性遮挡条件优化压裂层段，对隔层小于3米层进行合压，最大程度提高各类储层动用程度。
综合考虑试验区储层发育状况、注水状况及工厂化施工要求，确定井区优选原则：一是为保证试验效果，优选储量丰度高，有一定储量基础;二是试验井周围水井满足注水条件，便于后期注水能量补充，同时井区油井受效差且无见水井，降低大规模压裂后见水的风险;三是试验井尽量集中，满足工厂化施工要求，降低试验成本。综合以上因素，优选台A和茂A井区进行直井缝网压裂试验，通过压裂改造，提高单井产量。
2.4直井缝网压裂效果
统计先导性实施2口井，压后初期单井日增油4.2t，目前单井日增油1.1t，单井累积增油1086t。在先导性试验取得较好效果的基础上，开展了扩大试验，共实施老井直井缝网压裂5口，压后初期单井日增油4.0t，目前单井日增油3.1t，单井累积增油810t。
3.直井缝网压裂试验认识
一是与常规压裂对比，注水开发井区缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.5和8.1倍，投入产出比高。
二是形成的缝网未达到设计规模，缝网形态与储层物性有关。从井下微地震监测结果看，缝长达到设计规模，缝宽小于设计规模。二是压裂后增加新的产液层，主力层贡献比例大。缝网压裂前仅主力油层产液，压裂后增加新的产液层，压前主产层液量增加幅度较高;生产一段时间后，储层较差层基本不产液。
三是物性好、吸水好的储层能够持续产液。从注水井连续三次产液剖面看，物性好、连通水井吸水好的层产液保持较高水平。
参考文献：
[1]雷群;胥云;蒋廷学;丁云宏;王晓泉;卢海兵;用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J];石油学报;2009年02期
[2]赵金洲;任岚;胡永全;页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析[J];西南石油大学学报（自然科学版）;2013年01期