致密油是非常规油气资源的重要组成部分^[1-3]，是目前油气行业增储上产的主要目标。国外学者对致密油的定义^[4-6]，普遍包含了页岩油及致密砂岩、致密碳酸盐岩储层中的石油，在一定程度上造成了致密油与页岩油定义的混淆；国内陆相页岩油与致密油在岩性组合、相带分布与产能评价标准等方面存在差异，且开发方式、压裂改造模式也存在区别^[7-10]，近年来，国内学者按照国内陆相页岩油与致密油从油藏类型、地质情况、开发方式、压裂模式等方面做了明确区分^[6]。鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，分布广泛，开发潜力巨大，致密油占长庆油田原油总产量的1/3以上，是长庆油田持续稳产的重要支撑，主要发育在三叠系延长组长6和长8油层组，据估计，三叠系延长组石油资源量高达数十亿吨，拥有巨大的增储上产潜力^{[1, 3]}。随着近年致密油建产区平面上由油藏主体带向边部转移，纵向上由单一厚层向多薄层叠加式转变，隔夹层更发育，非均质性增强，储层孔喉更细微，油水关系更加复杂^[11]，以及开发井网的转变^[12]，对压裂方案设计提出了更高的要求。针对以上变化，长庆油田以地质工程一体化为抓手，以实现井网井距与缝网最佳适配为目标，通过数值模拟、大数据分析、裂缝测试分析等方法开展压裂优化设计，攻关形成以“压裂时机优化、裂缝差异设计、裂缝精准控制、强化渗吸驱油、多级缝内暂堵、定方位射孔”等为核心的短水平井连续油管精准分段压裂技术模式，该技术模式目前已应用200余口井，缝控程度提高25%，百米产量提升20%以上。本文在充分结合储层地质特征的基础上详细介绍了各技术的特点，评价了技术的适应性，以及目前的应用情况，旨在为国内其他类似油田规模效益开发提供参考和借鉴。

按照致密油国家标准（GB/T 34906—2017），紧邻烃源岩、空气渗透率小于1mD的油藏为致密油^[6]，鄂尔多斯盆地超低渗油藏符合致密油定义。鄂尔多斯盆地致密油分布广、体量大，主要分布在姬塬、华庆、合水等油田长6、长8油层组。根据致密油特征，定义致密油Ⅰ类储层渗透率介于0.5~1.0mD，致密油Ⅱ类储层渗透率介于0.2~0.5mD，致密油Ⅲ类储层渗透率小于0.2mD。其中致密油Ⅰ、Ⅱ类储层已能够实现规模效益开发，致密油Ⅲ类储层分布区域广，储层特征及开发效果差异大，仍处于攻关试验阶段，本文重点介绍致密油Ⅰ、Ⅱ类储层压裂技术的迭代提升。

长6和长8油层组均为湖泊三角洲相沉积^[13]。不同之处在于长8油层组以浅水三角洲前缘相沉积为主，发育少量半深湖相沉积；而长6油层组三角洲前缘相沉积与半深湖—深湖相沉积均发育^[13]。长6、长8油层组储层岩性一般以细粒岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩为主，主要发育粒间孔、溶蚀孔，面孔率平均为3.2%，储集性能较好。随着油田不断滚动建产，致密油建产区由油藏主体带向边部转移，储层物性不断变差，目前致密油Ⅰ类基本开发殆尽，以致密油Ⅱ类储层为主，孔隙半径为32~35μm、喉道半径为0.5~0.7μm，孔隙度为7.8%~11.2%，渗透率为0.1~0.5mD，相比长7页岩油孔喉半径较大，渗透性较好。含油饱和度为56%~62%，原始气油比为86~88m³/t，相比长7页岩油含油性差、气油比较低。储层地层压力系数低，仅为0.75~0.85，需开展补能措施动用储层。

根据岩石力学测试及地应力测试，获取了研究区致密油主要区块杨氏模量、泊松比、地应力等基础参数，杨氏模量为23.7~31.0GPa，泊松比为0.22~0.27，最大、最小水平主应力分别为27.3~43.7MPa、32.4~ 50.6MPa，相比其他类型储层，表现为低脆性指数（30%~45%），高水平两向应力差（5.1~6.9MPa）特征^[14]。图 1展示了长庆致密油、玛湖致密油及长庆页岩油典型井微地震监测结果，从微地震分布特征来看，相比其他类型储层，长庆致密油压裂形成的人工裂缝复杂程度低，以呈条带状分布为主^[14-16]。

图 1

图 1 不同油田不同储层类型微地震事件点分布特征图 Fig. 1 Distribution of microseismic event points in various types of reservoirs and oil fields 图中不同颜色圆球代表不同微地震事件点

鄂尔多斯盆地致密油地层压力系数低、地层能量保持程度低，导致产量递减快，同时储层中原油以游离油为主，占比为55%以上，游离油主要分布于中—大孔，主要受亚微米孔喉控制，具备较高的驱替动用基础。因此选用水驱的开发方式提高致密油藏采收率、保持低成本开发，经过优化研究采用超前注水维持地层压力110%~120%。另外，随着致密油建产区平面上由油藏主体带向边部转移，储层物性变差，驱替系统建立难度变大，近年分别开展了中长水平井（600~800m）超前注水开发、长水平井（1000~1500m）准自然能量开发、超短水平井（100~200m）注水开发试验，中长水平井注水开发存在驱替系统建立难度大、见水概率大的问题，均表现为产量递减快或快速高含水的特征，见水周期主要为1~2年；准自然能量开发能量补充不充足，投产后同样表现为产量递减快的特征，达产年产量为5.0~7.1t/d；采用超短水平井注水开发能够建立高效驱替系统^[12]且较大程度上降低见水风险，达产年产量为3.2t/d。同时注水井网先后试验了菱形反九点、正方形、五点井网，其中菱形反九点井网注采比高，相比正方形、五点井网见水风险大，经过优化，对见水风险小的储层采用300m×300m正方形井网，见水风险大的储层采用400m×150m五点井网。最终形成致密油超短水平井五点/正方形井网超前注水开发技术政策。

鄂尔多斯盆地致密油属于典型低压致密油藏，可通过超前注水开发提高地层能量，进而提高采收率，但从压裂角度，超前注水会使储层地应力场发生变化，从而影响裂缝扩展。因此，本文提出通过优化压裂时机^[17]，降低超前注水对压裂的负面影响，其中压裂时机是指保证超前注水量的前提下压裂的时机，压裂前注入一定比例的水，压裂结束后继续注入剩余的水后再投产。为确保施工安全，压裂期间注水井停止注水。通过建立地质力学模型研究超前注水条件下四维应力场变化规律^[18]，开展压裂模拟研究裂缝延伸形态规律，以累计产油量最大化优化压裂时机。研究表明超前注水会影响裂缝远端储隔层应力差，对于正方形井网，边井裂缝远端储隔层应力差提高2~3MPa，角井裂缝远端储隔层应力差降低1~3MPa，超前注水过多可能造成角井缝高失控。另外，压裂前注水会影响角井裂缝长度，若最大水平主应力与物源方向相同，随着压裂前注入量增加，最大水平主应力也增加，当注水量超过一定值时，角井水力裂缝扩展会因水平主应力的增加而受到抑制；压裂前注水还会在边井侧向形成高应力集中区，降低边井裂缝导流能力。

压裂时机优化存在一个平衡点，压裂前注水过多会导致生产井含水率上升过快，从而影响产量；压裂后注水过多裂缝周围岩石有效应力增加，对地层能量保持能力更弱，也同样会造成产量较低的现象。图 2为不同超前注水量下不同生产时间地层压力分布图，整体表现为压裂前后分开注水的井组注采压力场连片分布、更加均衡，水窜风险更小。图 3对比了不同超前注水量的最优压裂时机，分析结果发现最优压裂时机随着超前注入量增大而提前，产水量先降后升，存在最大产水量的拐点。根据物质平衡法计算当油藏压力达到原始地层压力的120%左右时，超前注水量为2700m³，优化压裂时机为压裂前注水1350m³+压裂后注水1350m³。针对不同储层物性，模拟了不同压裂时机井组累计产油量（图 4），结果表明渗透率越高，最优压裂时机越靠前，当压裂时间靠后时，压裂见水时间会提前，造成累计产油量降低。

图 2

图 2 不同超前注水量不同生产时间地层压力分布图 Fig. 2 Distribution of formation pressure with different pre-fracturing water injection volumes and production duration

图 3

图 3 不同超前注水量不同压裂时机井组15年累计产油情况统计图 Fig. 3 Statistics of cumulative oil production of well groups in 15 years with different pre-fracturing water injection volumes and fracturing timing

图 4

图 4 不同渗透率不同压裂时机累计产油情况统计图 Fig. 4 Statistics of cumulative oil production with different permeabilities and fracturing timing

基于三维地质建模成果，考虑孔隙度、可动油饱和度、油层厚度等地质甜点，以及最小水平主应力、脆性指数等工程甜点，建立了甜点分类评价标准，将水平井周围储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类甜点。图 5显示Ⅰ+Ⅱ类甜点始终为储层产油主体贡献段，且随着生产时间增加，贡献率不断提高，整体贡献率达90%以上。结合空间甜点判识结果，以实现水平井甜点位置裂缝全覆盖为目标，遵循“优质甜点密集布缝、合理避让裂缝水线、尝试动用潜力区”的原则差异化布缝。对于连续优质甜点，结合前期微地震测试及地应力测试结果，以及长庆致密油人工裂缝以简单缝为主的认识，采取加密布缝策略，分别选用大数据分析、数值模拟、裂缝测试3种方式优化段间距。图 6为近3年Z211区块100余口超短水平井裂缝密度与百米水平段累计产油量散点图，线性函数相关关系明显，明确了加密布缝是致密油提产的攻关方向。同时以裂缝间甜点全动用且裂缝间不发生窜通为原则，通过井下压力监测发现，当段间距大于13m时能有效避免裂缝窜通造成的负面影响（图 7）。对于存在见水风险的位置，比如水线、低电阻区域、天然裂缝、断层、钻井溢流位置等，采取适当避让的措施并控制改造规模，根据前期大量现场试验总结分析认为，优化注水井水线避让15~20m、低电阻区域避让10~15m，小尺度裂缝避让5~10m，大尺度裂缝/断层/溢流点避让30~50m。另外，潜力区域可通过三维地质建模、随钻伽马等方式识别，采取强化压裂参数、定向射孔、多级暂堵等技术尝试动用。

图 5

图 5 致密油不同甜点类型产出贡献情况图 Fig. 5 Tight oil production contribution of various types of sweet spots

图 6

图 6 不同裂缝密度与百米累计产油量关系图 Fig. 6 Relationship between fracture density and cumulative oil production per 100-meter well section

图 7

图 7 段间距与升压幅度关系图 Fig. 7 Relationship between stage spacing and step-up amplitude

注水开发模式对裂缝优化设计尤为重要，裂缝改造过度容易造成高含水，裂缝改造不充分则投产后产液量较低，裂缝设计应该同时考虑避水线控规模和甜点段强化参数。

长庆致密油采用五点/正方形井网超前注水开发，需采用在水线附近控制规模的措施，正方形井网存在边井、角井，边井采用纺锤形布缝（图 8a）^[19]，控制两端裂缝压裂规模，角井采用哑铃型布缝（图 8b）^[19]，控制中间裂缝压裂规模。五点法井网无边井、角井之分，采用纺锤形布缝。以提高储量动用、降低见水风险为目标，采用数值模拟方法优化裂缝穿透比^[20]，五点井网穿透比超过0.7后，见水风险明显增加，采出程度降低，优化中部裂缝穿透比为0.7，端部裂缝控制规模穿透比为0.4~0.6。正方形反九点井网优化边井中部裂缝穿透比为0.7，端部控制规模穿透比为0.4~0.6；角井中部裂缝穿透比为0.65，端部控制规模穿透比为0.4~0.5。

图 8

图 8 不同井网裂缝设计图 Fig. 8 Design of well fracture networks

注水开发条件下，精准裂缝控制尤为重要，极大地影响了储层含水变化。裂缝控制采用连续油管分段压裂技术压裂工艺，该工艺具有定点单段单簇改造、带压拖动、工作高效的特点。对比裂缝间距为10m时可溶球座单段4簇与连续油管单段单簇压裂裂缝应力分布发现，可溶球座分段多簇压裂，受簇间应力干扰影响，压裂期间中间两簇应力比两侧簇高1.8~2.3MPa，裂缝扩展不均衡（图 9a）；连续油管单段单簇压裂，两条裂缝应力场分布基本一致，裂缝更容易控制（图 9b）。鄂尔多斯盆地致密油采用注水开发，段内多簇压裂簇间进液不均，容易沟通水线增加见水风险，采用连续油管分段压裂工艺，能确保甜点位置的精准改造。

图 9

图 9 不同压裂工艺压裂后应力场图 Fig. 9 Post-fracturing stress field with various fracturing technologies

致密油储层发育多尺度孔隙，孔隙结构以小孔—细喉型为主且连通性较好。典型区块华庆、靖安和合水等平均孔隙半径分别为9.7μm、7.6μm、8.9μm，通过优化焖井时间、研发驱油压裂液两种途径提高渗吸驱油效率。

致密油压裂后一般会焖井一段时间。压裂后焖井过程存在压差驱动与渗吸置换两种渗流机理，均有利于将岩石孔隙中的原油分子排出孔隙，提高初期产量及最终采收率。压差驱替换油主要发生在大孔隙中，压差作用促使压裂液进入岩石孔隙，替换孔隙中的原油，大小取决于岩石与流体的压缩性。渗吸置换主要发生在小孔隙中，小孔隙中的原油受毛细管力作用被压裂液置换，大小取决于毛细管力，一般孔隙越小，毛细管力越强。

数值模拟方面，基于渗吸机理和渗流理论，建立压裂后焖井期间考虑压差驱动作用与渗吸置换作用、耦合基质与缝网间流动数学模型^[21]，以焖井过程渗吸平衡时间及渗吸置换量为依据，研究不同因素对渗吸平衡时间的影响，同时根据皮尔逊相关系数法分析影响因素并排序，相关性由大到小依次为基质渗透率、天然裂缝密度、初始含水饱和度、岩石压缩系数、压裂液液量，表明基质渗透率为影响渗吸置换量的主控因素。从图 10中可以看出，渗透率对渗吸驱油影响很大，渗透率越高渗吸置换体积越高，最优焖井时间越短。因此，绘制焖井时间与区块渗透率优化图版（图 11），根据储层渗透率大小选择最优焖井时间。从矿场统计分析看，以裂缝闭合或焖井压力曲线连续3天压降速率小于0.1MPa/d作为焖井结束时间。

图 10

图 10 不同渗透率焖井渗吸置换体积对比图 Fig. 10 Comparison of imbibition and displacement volume in soaking well with various permeabilities

图 11

图 11 不同渗透率最优焖井时间图版 Fig. 11 Optimal well soaking time with various permeabilities

以HQ区块长6油层组为例，地层平均渗透率为0.27mD，根据图 11优化焖井时间为20天左右；裂缝闭合压力折算井口压力为6.7MPa，焖井期间主要表现为关井前8天压力快速下降，8~20天压降变缓，最终井口压力维持在6.7MPa以上。结合数值模拟及矿场实践，优化焖井时间为20天左右，以井口压力小于6.7MPa或连续3天压降速率小于0.1MPa/d作为焖井结束时间点。

针对超低渗储层非均质性强、纳米级孔喉发育的特点，研发驱油型压裂液^[22]，借助储层非均质性和毛细管驱动压差，改变裂缝壁面附近润湿性，通过渗吸作用实现加快油水置换的目的。室内实验表明，采用CNI体系压裂液界面张力、接触角变化值等关键参数较常规助排剂渗析效率提升显著，且能极大增加渗吸距离、提高渗吸效率。从图 12中可以看出，HQ区块原油渗吸置换效率为33%~39%、JA区块原油渗吸置换效率为32%~35%、HS区块岩心原油渗吸置换效率为30%~38%，与地层水渗吸效率（15.3%）相比，采用驱油压裂液体系渗吸置换效率分别提高了21.25%、18.95%和18.05%。目前该压裂液体系现场累计应用280余口井，试验井较对比井见油时间缩短11天，见油返排率降低15.4%。

图 12

图 12 研究区不同区块渗吸置换效率对比图 Fig. 12 Comparison of imbibition and displacement efficiency in various blocks in the study area

缝内暂堵转向压裂技术主要通过压裂液携带暂堵剂，将暂堵剂运输到裂缝端部形成封堵层，通过增加缝内净压力^[23-24]，激活侧向分支缝，增加侧向改造带宽，提高裂缝复杂程度，同时可防止裂缝过度延伸，降低压窜风险^[24-25]。缝内多级暂堵是指将暂堵剂分批次注入裂缝，在缝内不同位置形成架桥封堵层，相比一次缝内暂堵，裂缝复杂程度更高。

图 13显示了长庆致密油长8油层组不同应力差下裂缝转向扩展结果，结果表明两向应力差小于7MPa时，裂缝转向角大于15°，暂堵转向效果较好，验证了长庆致密油暂堵转向提高裂缝复杂程度的可行性。基于此，以组合粒径刚性颗粒架桥为总体思路，合成可降解聚合物转向材料，开发了DA-2颗粒缝内暂堵剂，能够满足施工过程持续封堵、压裂后快速降解的技术需求。前期开展“组合粒径+缝内暂堵”试验，平均升压5.2MPa，暂堵有效率达95.3%，较常规压裂井产油量提高0.9t/d，年累计产油量提高330t。微地震监测结果表明，缝内暂堵段较未暂堵段，裂缝复杂指数由0.7提高为1.1，储层改造体积由192×10⁴m³提高为341×10⁴m³。

图 13

图 13 研究区长8油层组不同应力差下裂缝转向扩展结果图 Fig. 13 Fracture diversion and propagation results with various stress differences of Chang 8 oil group in the study area 图中蓝色线条为裂缝一次起裂形成的裂缝延伸路径，红色为暂堵后二次起裂裂缝延伸路径

针对部分储层砂体变化快及井眼轨迹变化大、不居中等问题，应用水力喷砂定方位射孔技术，将水力喷砂射孔与定向技术结合，通过重心小球与定向滑轨实现射孔方位在井下定位准确，目前已在现场应用31口井156段，地面定向测试及裂缝测试均显示射孔方位准确，能够靶向引导裂缝扩展，有助于提高裂缝纵向动用程度。

根据H1井的三维地质模型纵向剖面图发现（图 14a），井眼轨迹偏离砂体中部，通过向下射孔引导裂缝扩展，降低施工难度、提高裂缝纵向动用程度。施工数据表明，定向射孔试验井相比常规射孔井破压、工压分别低3.8MPa、4.3MPa，表明定向射孔引导裂缝扩展，使得裂缝仅在储层内扩展，未动用无效储层，提高了压裂液的效率。

图 14

图 14 H1井、H2井三维地质模型纵向剖面图 Fig. 14 Vertical sections of 3D geological models for wells H1 and H2

根据H2井的三维地质模型纵向剖面图发现（图 14b），井眼轨迹附近存在泥岩夹层，通过向下射孔促进裂缝突破泥岩夹层，提升改造程度。分析井下压力监测数据，绘制N—S曲线，为Ⅵ型特征（图 15），即缝高突破遮挡层扩展，表明通过向下射孔突破了下部泥岩夹层，实现了储层纵向充分动用。

图 15

图 15 H2井第1段净压力N—S曲线图 Fig. 15 Net pressure N—S curve of stage No.1 in Well H2

短水平井连续油管精准分段压裂技术模式在长庆油田致密油藏开展200余口井，百米水平段长初期产量由2.0t/d提升至3.4t/d，达产年单井产量为3.2t/d，提产效果明显。以HS地区Z364区块长8油藏为例，该区块油层厚度大（12.9m）、水平应力差大（6~8MPa）、脆性指数低（37.6%），难以形成复杂裂缝。为提高缝控程度，百米改造段数由3.0段提升至5.5段，同时配套连续油管精准分段压裂技术模式。图 16为两口试验井井下微地震事件点图，监测结果证实了条带状人工裂缝特征明显、复杂程度低，采用加密布缝后，试验井微地震事件点覆盖程度由前期60%提升至85%以上。同时，选取周边含水正常生产井作为对比井。折算相同油层段长度、剔除异常工况后，统计发现随生产时间增加，试验井产量优势相比对比井不断增加，稳产能力更强。如图 17所示，目前生产570天，试验井日产油4.1t，累计产油2573t，相比对比井增产20%以上，整体开发效果较好。

图 16

图 16 Z360-9井、Z360-10井微地震事件点图 Fig. 16 Distribution of microseismic event points of wells Z360-9 and Z360-10

图 17

图 17 加密布缝井与常规布缝井产量对比图 Fig. 17 Comparison of oil production between wells with intense hydraulic fractures and conventional fractures

（1）通过研究超前注水条件下四维应力场变化，发现压裂前注水量过大会影响角井裂缝长度及边井裂缝导流能力，以及使水平井提前进入高含水期；压前注水量太小又会影响地层能量保持水平。

（2）采用连续油管单段单簇压裂、优化纺锤/哑铃形布缝压裂参数、裂缝水线差异化避让措施，可有效降低生产井见水概率。

（3）针对致密砂岩储层发育微小孔喉，可通过研发储层适配的驱油压裂液体系、优化焖井时间两种措施强化渗吸驱油效果，相比常规压裂液体系井见油时间缩短11天，见油返排率降低15.4%。

（4）地应力测试结果显示两向应力差为5~7MPa时，压裂以简单缝为主，同时物模试验表明其具备缝内暂堵转向的可行性，通过适度加密布缝、多级缝内暂堵可将缝控程度提高至85%以上。

（5）连续油管水力喷射定方位射孔可靶向引导裂缝扩展，提升压裂改造效果，结合储层叠置特征、压裂改造需求优化射孔方位，地面测试及裂缝监测均显示方位定位准确，且有助于突破泥岩夹层，提升纵向砂体有效动用。