0 引言

某油田位于鄂尔多斯盆地东部斜坡上，主要勘探目的层系为延长组第6岩性段和第4+5岩性段.区域为东高西低的单斜构造，油藏埋深470~700 m，构造较平缓 (倾角0.5°左右)，区域内不发育断层和褶皱，为岩性油藏，属于特低渗透的范围，压裂改造是主要措施手段.对于特低渗透油田来说，裂缝形态 (垂直缝或水平缝)，将直接影响油田的开发的效果 (杨亚娟等，2000；张莉等，2002；王旭庄等，2011；缑海兵等，2011；吴彦君等，2014；Fan et al., 2014；高鹏飞和许亮，2016；刘政帅等，2016；李明等，2016)，但长期以来，对于长6组油层压裂产生何种裂缝形态的问题，一直没有确切的资料证实.

目前国内外普遍认为的油藏埋深600 m以上可能形成水平缝，埋深600 m以下可能形成垂直缝，而油层埋藏深度在470~700 m，因此，裂缝形态不能简单的依据深度确定.虽然现场整体上以水平缝为主，但在油田的钻井取芯中确实发现有垂直裂隙存在，因此，为了澄清对区域内裂缝形态的认识，开展了裂缝形态研究和监测工作 (Wei et al., 2011；Myshakin et al., 2015；Abolfazl et al., 2015；Zeeb and Konietzky, 2015；Liu et al., 2016；Huang et al., 2016；Tang et al., 2016；Sobhaniaragh et al., 2016).

1 裂缝形态研究

目前国内外对裂缝形态及方位进行监测和检测的方法有：地层倾角测试法、同位素示踪测井、井温测井、脉冲试井法、地面电位法和微地震波监测法等.

1.1 监测方法的优选

地层倾角测试法和井下超声波电视法只适用于裸眼井观测井壁的裂缝形态.同位素示踪测井、井温测井等方法从理论上能够给出裂缝高度的定性描述，可以用来判断裂缝形态，适用于套管井，但这两种方法的现场测试结果受到井筒内液体流动和井壁窜槽的影响很大.脉冲试井方法从理论上可以通过压力降落解释出单层裂缝的支撑缝长和裂缝导流能力，但是实际应用中误差较大.地面电位法可以通过地面电位的变化监测施工过程中裂缝延伸情况及方位，但该方法适用于地势平缓的地区，对天气条件和地面电场条件的要求也较为苛刻.微地震波方法原是地震监测中的一种方法，引用到油田监测压裂裂缝形态只是近十几年开始的，可以监测压裂施工时的动态裂缝形态，随着该方法的不断完善和测试费用的逐步降低，受到了国内的普遍关注 (王治中等，2006；王树军等，2011；彭通曙等，2011；郑爱萍等，2012；Zhang et al., 2013；Li et al., 2014；Huang et al., 2015；Rodríguez-Pradilla, 2015；Zecevic et al., 2016；Waldron and Camac, 2016).

1.2 微地震监测

为了验证裂缝形态，首先选取了不同区块、不同埋藏深度的5口压裂井进行了微地震监测，施工参数详见表 1.

这5口井均为普通压裂，从监测结果看出，人工裂缝均为水平缝，详见微地震解释成果表 2.

5个层的主轴裂缝长度在125.7~143.6 m之间，裂缝长轴方位在北东99.7度到129.7度之间.从图 1可见，裂缝是沿着主轴方向延伸的近似椭圆形，很少与井眼对称.

1.3 水平缝裂缝参数研究

对于注水开发的水平缝低渗透油藏，如何确定裂缝参数与井网条件的匹配，是油田开发的关键.过短的裂缝长度和过低的导流能力不能有效的提高低渗透油田的采油速度；裂缝过长，又会导致油井过早见水，降低油田的采收率.因此，针对具体井网条件和地层及流体特征开展裂缝参数研究.

为了使裂缝与地层网格划分相匹配，建立了简化的地层和裂缝物理模型见图 2，数学模型采用三维油水两相油藏渗流模型.

地层中采用三维两相的模型：

油相方程为

(1)

水相方程为

(2)

式中 (式中单位均采用国际单位)：

k_m：渗透率，下标x，y、z表示方向.

k_rom：油相渗透率.

k_rwm：水相渗透率.

μ_o：原油黏度.

μ_w：水黏度.

ρo：原油密度.

ρ_w：水密度.

q_om：油相流量.

q_wm：水相流量.

s_wm：水相饱和度.

s_om：油相饱和度.

Ψ_m：孔隙度.

∂p_m/∂x：x方向压降梯度，同理y、z方向.

在裂缝中，采用两维两相的数学模型：

油相方程为

(3)

水相方程为

(4)

式中：

h_f：裂缝高度.

k_f：裂缝渗透率.

k_rof：裂缝中油相渗透率.

k_rwf：裂缝中水相渗透率.

Ψ_f：裂缝孔隙度.

q_of：裂缝中油相流量.

q_wf：裂缝中水相流量.

s_wf：裂缝中水相饱和度.

s_of：裂缝中油相饱和度.

∂p_f/∂x：裂缝中x方向压降梯度，同理y、z方向.

将方程 (1)、(2)、(3)、(4) 应用IMPES方法进行差分，然后在定解条件下用差分法展开，形成线性方程组，分别联立求解.

油田注水试验区目前采用的是200 m井距，反九点法注水井网进行开发.针对其井网特点和上述油藏流体参数，应用水平缝油藏数值模拟软件开展了水平裂缝参数对油田开发动态影响的研究，从而确定了合理的裂缝参数.

反九点法井网条件下，水平缝模拟单元如图 3.

图 4~图 6是裂缝导流能力一定 (40 dc·cm) 时，裂缝穿透比对产量、含水的影响.从产量曲线可以看出，压裂后无水采油期内日产量明显增加，采油速度提高.压后产量和采油速度随着裂缝半径的增大而提高，但增产的幅度随着裂缝穿透比的增大和生产时间的延长而逐渐减小，而且可以看到，随着裂缝越长，产量下降的速度越大.从含水曲线上可以看出，裂缝越长，油井见水时间越短，含水上升越快.图 7给出了裂缝长度对累计采油量 (含水达85%时) 的影响，从图中可以看出，裂缝穿透比超过0.3以后，产油量明显下降，当穿透比为0.4时，采油量已低于不压裂的情况.根据这一模拟结果，目前井网条件下，合理的裂缝穿透比在0.1~0.2之间，综合考虑提高采油速度的目的，最佳的裂缝穿透比为0.15~0.2.

图 8和图 9是裂缝穿透比一定 (0.2) 时，导流能力变化对油井生产动态的影响.通过裂缝导流能力与产量的关系可以看出，导流能力增加，采油速度和初期的产量都有所增加，但增加幅度越来越小.

图 10和图 11是导流能力对生产时间和累计采油量的影响，可以看出，随着导流能力的增大，生产时间缩短，累计采油量增加，但当导流能力达到40 dc·cm以上时，继续增加导流能力，其影响的幅度将越来越小.综合考虑压裂成本等因素，确定合理的裂缝导流能力为40~50 dc·cm，裂缝宽应在3~4 mm.

2 短宽缝压裂工艺

根据反九点法井网裂缝参数优化的结果，合理的裂缝穿透比为0.15~0.2，裂缝导流能力为40~50 dc·cm.从现场微地震监测的结果来看，根据监测的裂缝面积 (按椭圆计算) 和施工中的实际加砂量，对监测井的裂缝导流能力进行了估算，结果见表 3.

目前压裂的导流能力可以达到优化设计要求，但是采用普通压裂产生的裂缝穿透比为0.2~0.35，规模明显偏大.为了达到裂缝参数优化结果的要求，控制裂缝的非均匀延伸，开展了高砂比和脱砂压裂研究和现场试验.

2.1 高砂比及脱砂压裂工艺

高砂比压裂是在压裂过程中通过控制前置液量和提高砂比从而达到在地层中产生短而宽的裂缝的目的.脱砂压裂是有别于常规加砂压裂的一种特殊压裂工艺方法，它可以在一定程度上改变裂缝的正常尺寸比例，实现充填“短宽裂缝”的特殊目的，以满足某些中高渗透油藏压裂改造的特殊需要.对水平缝地层的脱砂压裂，国内外都没有开展过研究.

对于水平裂缝油藏，在常规压裂过程中，井底压力随施工时间的增加而下降并最终趋于平稳，而在缝端脱砂压裂过程中，井底压力则要经历一个先下降再上升的过程，即在裂缝端部产生脱砂之前压力随施工时间的增加而下降，缝端部脱砂以后压力随施工时间的增加而上升，两种曲线的区别见图 12.

可以看出，停泵时脱砂压裂井底压力要比常规压裂高，因而能够获得较大的缝宽.

实际脱砂压裂过程中，在缝端产生脱砂后的初期阶段，压力随施工时间的上升一般比较平稳，压裂施工曲线也比较光滑，通过分析曲线从下降到上升的拐点，就能够比较准确地确定出缝端产生脱砂的时间.由于地层条件的差异，井底压力随施工时间上升的速率也不同，当压力上升到一定程度后，可能会使微裂缝张开或压开新缝，因而在压力较高的施工后期，有时压力曲线会出现异常变化，但无论出现怎样的情况，缝端脱砂以后井底压力随施工时间变化的大趋势是上升的，因为即使是压开了新的裂缝，由于此时混砂液体的砂浓度较高，很快会在新裂缝中产生砂堵而使井底压力继续上升.

2.2 脱砂压裂设计中的影响因素分析 2.2.1 前置液量

进行脱砂压裂时，前置液量越少，脱砂半径可以控制的越短.但当前置液全部进入裂缝、第一批混砂液到达缝口时，裂缝必须达到一定的宽度才能保证混砂液顺利进入裂缝.设定最大裂缝宽度大于2.5倍支撑剂粒径为混砂液能够顺利进入裂缝的基本条件，则对于采用的0.4~0.8 mm粒径的石英砂，在第一批混砂液到达缝口时，裂缝最大宽度应达到2.0 mm以上.图 13是前置液用量3 m³时，施工排量和基液黏度与最大裂缝宽度的关系曲线.从图可以看出，目前研制的水平缝脱砂压裂液，地面黏度为30 mPa·s，注入到裂缝中经过剪切后的黏度大约在25 mPa·s左右，在施工排量不小于2 m³/min的条件下，注入3 m³前置液后，最大裂缝宽度可以达到2.1 mm以上，能够保证安全加砂施工要求.

2.2.2 第一批混砂液浓度

在地层条件、前置液用量和前置液黏度一定的条件下，脱砂半径的大小，主要取决于第一批混砂液浓度和施工排量.

图 14是前置液3 m³，前置液在裂缝中的黏度25 mPa·s条件下，厚度2.5 m，渗透率200×10^-3μm²的地层，脱砂半径与第一批混砂液浓度和施工排量的关系.

由图 14可以看出，第一批混砂液浓度对脱砂半径影响很大，混砂液浓度由10%增加到40%，脱砂半径可以减小10 m左右.但在实际施工时，第一批混砂液浓度不能过高，即使在最大缝宽满足加砂的基本要求条件下，第一批混砂液浓度高到一定程度时，也会导致砂堵而使施工失败.根据现场试验结果，我们确定了第一批混砂液浓度最高不能超过30%的初期砂比界限.

2.2.3 施工排量

在其他条件不变的情况下，注入前置液的施工排量越大越有利于安全施工，但排量增加脱砂半径也要增加.在进行压裂施工设计时，应该针对所要求的脱砂半径，结合具体地层条件，综合考虑排量对缝宽和脱砂半径的影响，确定具体施工排量.从施工安全的角度出发，脱砂压裂的施工排量不应小于2.0 m³/min.

2.3 短宽缝压裂现场试验及分析 2.3.1 短宽缝压裂现场试验情况

根据反九点法井网裂缝参数优化的结果，合理的裂缝穿透比为0.15~0.2，裂缝导流能力为40~50 dc·cm.按短宽缝压裂工艺要求，对井9及井10进行高砂比和脱砂压裂试验，压后裂缝半径都得到了明显的控制，其中井10达到脱砂压裂目标，停泵时脱砂压裂井的井底压力要比常规压裂高，因而能够获得较大的缝宽.

2.3.2 裂缝参数计算及监测结果分析

通过分析脱砂压裂施工曲线，确定脱砂时间、脱砂时的井底压力及脱砂后的施工时间和施工结束时的井底压力，再结合实际施工参数，利用软件计算出井裂缝的半径和平均支撑缝宽，从表 4中可以看到，实际施工参数与设计参数符合率较高.

为了验证计算结果，这两口井施工的同时进行了微地震测试，从解释成果 (图 15) 得出，井10达到了设计要求的脱砂半径，裂缝半长控制在30.9 m，表明本次压裂试验工艺上是成功的.井9施工中由于胶联剂浓度及砂罐配合等原因，尾砂砂比虽已达到53%(平均砂比31%)，但注入压力不再增加，没有达到脱砂目的，然而从压后软件模拟及微地震测试成果反映，平均裂缝半长35.0 m，实现了短宽缝压裂的目的.

另外，从表 (5)中可以看出，从微地震测得的裂缝形态可以看出，试验井压裂过程中，裂缝在水平方向的非均匀延伸的得到了明显的控制.井10实现了脱砂压裂，裂缝近似于圆形，井9虽未实现脱砂，但由于形成了短宽缝，因此裂缝的非均匀延伸也受到了明显的控制.

2.3.3 试验井效果

两口试验井压后初期平均月产油113 t好于该区块普通油井压裂77.5 t平均效果.

3 结论 3.1

根据微地震裂缝形态诊断技术，对7口压裂施工井进行了现场监测，结果表明6(1) 组油层压裂产生水平裂缝.

3.2

针对具体注水井网和地层流体特性，开展了水平缝裂缝参数优化研究，初步确定最佳的裂缝穿透比为0.15~0.2，裂缝导流能力为40~50 dc·cm.

3.3

开展了短宽缝 (高砂比、脱砂) 压裂工艺现场试验，施工2口井，工艺成功率100%，在减小施工规模情况下，压后平均初期月产油113吨，高于周围井普通压裂施工效果.

3.4

实践证明短宽缝 (高砂比、脱砂) 压裂工艺适用于油田的压裂开发，可以达到控制裂缝非均匀延伸的目的.

致谢 感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！