摘　要：为了进一步提高鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井单井产量，对该气田致密砂岩储层开展了天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面的研究，进行了体积压裂试验。结合该气田致密砂岩储层特点，首先确定了苏里格气田水平井体积压裂的选井原则，在压裂技术措施上形成了以下工艺技术：研发大通径压裂管柱，满足大排量注入；采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网；组合粒径陶粒支撑主裂缝；段内多缝压裂进一步增加改造体积。同时建议排量在10m³／min以上时，压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式，支撑剂以40～70目和20～40目的组合粒径陶粒为主。2012年进行了l0口井的现场试验，平均天然气无阻流量达68.07×10⁴m³／d，取得了较好的增产效果。实践证明：上述工艺技术是提高该气田天然气单井产量的一种新的技术手段。

关键词：苏里格气田  致密砂岩  储集层  改造  体积压裂  缝网  效果

Volume fracturing and its practices in Sulige tight sandstone gas reservoi rs，Ordos Basin

Abstract：To further improve the yield of a single horizontal well in the Sulige Gas Field，Ordos Basin，a volume fracturing test and relevant studies were carried out of Sulige tight sandstone reservoirs，including natural micro fractures，rock brittleness，rock tensile strength，three dimensional stress and reservoir sensitivity．In combination with the properties of such reservoirs，principles of the horizontal well selection in this field were determined first．The following technologies were formulated based on fracturing measures：i)to make research and development of large drift diameter fracturing pipe columns to meet the need of injection in large displacement；ii)to use the fluid system with low viscosity and low damage to create a complicated fracture network；iii)to combine grain-sized ceramsite to support main fractures；and iv)to further increase the simulated volume through segmental multi-seam fracturing technology．Meanwhile，it is recommended tO use slick water and cross-linking fluid in combination as fracturing fluid and to mainly use 40-70 mesh and 20-40 mesh combined grain-sized ceramsite as proppant．Field tests in lo wells were carried out in 2012，the average open flow capacity of which reached up to 680，700 m³／d．Field practices show that this is a new technical means to improve the single-well production of horizontal wells in the Sulige Gas Field．

Key words：Sulige Gas Field，tight sandstone，reservoir stratum，transformation，volume fracturing，fracture network，effect

致密砂岩气藏具有低孔渗透、连通性差、自然产能低的特点，经济有效开发这类气藏需要在深化储层评价、掌握有效储层空间分布规律的基础上，采取针对性增产措施和特殊的钻井和完井方法。苏里格气田是致密砂岩气藏的代表之一，经过5年的开发实践，苏里格气田水平井开发技术不断配套完善，取得了很好的应用效果^[1]，为进一步提高苏里格气田水平井开发水平，开展体积压裂试验，提高储层整体改造程度、初始产量和最终采收率。

1　体积压裂机理

吴奇等人结合国外研究给出了“体积压裂”的定义及作用^[2]。通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体以及转向材料和技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推，尽最大可能增加改造体积。让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行渗流的有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率。

2　实现体积压裂的条件

储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础^[3-4]。大量研究及现场试验表明：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网。

天然裂缝发育状况及能否产生复杂缝网，是实现体积改造的前提条件^[5-6]。天然裂缝存在与否、方位、产状及数量直接影响到体积改造裂缝网络的形成，而天然裂缝中是否含有充填物对形成复杂缝网起着关键作用。无论天然裂缝是潜在缝或张开缝，或被胶结物充填，在压裂过程中，天然裂缝的开启所需要的缝内净压力与注入液体的黏度及排量密切相关。同时储层具弱水敏特征，有利于提高压裂液规模，扩大改造体积。

3　苏里格致密砂岩储层体积压裂可行性分析

通过对国外体积改造技术的调研，认为储层岩石的脆性特征、天然微裂缝发育及分布情况以及三向应力、储层矿物成分和储层敏感性是实现“体积压裂”的基础条件。

3．1　天然微裂缝发育

对于体积压裂，天然微裂缝可以降低分支裂缝的形成所需要净压力。天然微裂缝性储层是天然微裂缝张开形成的力学条件，在施工过程中，裂缝内的净压力在数值上至少大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和。

从大量岩心观察表明，苏里格气田主要发育高角度裂缝、垂直裂缝。同时广泛分布的低角度斜层理在一定程度上也有利于网状缝的形成。在显微镜下可见到微裂缝及破裂缝。从成像测井资料来看，发育有一定量的天然裂缝，就苏东X井而言(图1)，盒8段发育天然裂缝l7条，平均0.068条／m；山l段共发育天然裂缝23条，平均0.276条／m。总体来说，苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝部分发育。

3．2　岩石硅质含量高，脆性系数高

富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，沉积物源研究表明，山西一石盒子期，盆地北部存在两大物源区，西部为中元古界富石英物源区；东部为太古界相对贫石英物源区。受物源控制，区带间岩石类型存在明显差异。苏里格气田由两到东石英含量依次减少，岩屑含量依次增加。从石英含量来看，西区和中区石英含量相对较高，有利于实现体积压裂(表1)。

与北美页岩气相比，苏里格气田主力层20块岩心做岩石力学实验，单轴抗压强度都在20MPa以上，抗拉强度基本在3～9MPa之间，盒8段杨氏模量17760～3917 MPa；泊松比0.21，山l段杨氏模量23860～33350MPa；泊松比0.25，泊松比较低。

应力一应变分析评价认为苏里格气田盒8段岩石破坏前应变1.0％～l.5％，脆性特征明显。

根据测井结果评价砂岩脆性指数，测井评价认为苏里格气田砂岩脆性指数范围为40～65(表2)。

3．3　岩石抗张强度与三向应力

苏里格致密砂岩储层测试水平应力差为7.7MPa，计算抗张强度4.1～6.08MPa，平均为4.91MPa，储隔层应力差为4.3～6.49MPa，裂缝延伸净压力设计在4.5～13.7MPa．

4　苏里格气田体积压裂实践

4．1　选井原则

通过对体积压裂机理和实现体积压裂条件的分析，结合苏里格致密砂岩储层特点，认为苏里格气田水平井体积压裂选取应遵循以下原则：①苏里格气田中区盒8下亚段叠置砂体发育且石英含量高，是体积压裂的首选区带，②避开水区且试验井目的层段上下无明显水层；③目前气价条件下体积压裂改造气层厚度大于6m；④砂体厚度大且隔夹层厚度小于1m，采用体积压裂可有效提高动用程度；⑤体积压裂尽量在含石英砂岩高的储层中开展。

4．2　技术措施

根据体积压裂实现条件，针对致密气藏以“提高净压力，开启和支撑次生裂缝”为关键点，在脆性指数、微裂隙发育程度、三向应力场、抗张抗剪切强度研究基础上，在苏里格气田有针对性地展开体积压裂实践。

4．2．1研发大通径压裂管柱，满足大排量注入

前期Æ88.9mm裸眼封隔器分段压裂工艺施工排量小于4.5m³／rain，无法满足大排量“体积压裂”改造需求，为此积极攻克技术难点，研发了适合于体积压裂的Æll4.3mm大通径分段压裂管柱，具备分压23段的能力^[7]。现场最大排量达到11.0m³／min，最高应用10段，单段最大加砂l21.3m³，单井最大加砂1005.5m³。

4．2．2采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网

当液体类型为牛顿流体时，压裂液黏度越小，缝内压力变化越小，压力传导越远，能沟通更多的天然裂缝，且易使微裂缝产生错位和滑移，有效地增加缝网的波及面积，而小粒径支撑剂则更易进入到细小的裂缝中起到支撑作用，也会提高裂缝导流能力。

由于致密砂岩储层特点和体积压裂入地液量巨大的特点，要求压裂液要具有较低伤害、高返排能力的特点。在压裂的不同阶段分别采用滑溜水^[8]、低浓度胍胶基液和交联胍胶作为工作液，具有较低伤害、低黏度的特点，同时采用了高性能的助排剂和黏度稳定剂，达到了强化排液的目的(表3)。

4．2．3组合粒径陶粒支撑主裂缝

在前置液阶段先采用大排量注入滑溜水，开启和支撑天然微裂缝；在前置液后期和开始加砂时采用胍胶基液作为工作液，加入40～70目支撑剂，扩大天然裂缝开启程度；在高砂比阶段大排量注入交联胍胶和20～40目支撑剂，达到支撑主裂缝，提高主裂缝导流能力的目的(表4)。

4．2．4段内多缝压裂进一步增加改造体积

段内多缝体积压裂可以有效动用不同渗透率级别层段，在储层中形成一定程度的复杂缝网，进一步增加改造体积，从而提高单井产量和采收率^[9-10]。具体做法是在水平井裸眼完井条件下一次性下入水平井裸眼分段压裂管柱，段内加暂堵剂实现段内多缝，逐级投球打开滑套并封堵下层油管，实现水平井裸眼段多级多段压裂改造规模(图2)。

4．3　现场应用

2012年在苏里格气田致密砂岩储层水平井共采用体积压裂10口，最大改造段数l0段，最大排量llm³／min，单井最大加砂量l055.5m³，最大入地液量12877.3m³，平均无阻流量68.07×10⁴m³／d，中区、西区与相同区块水平井采用常规压裂相比，无阻流量明显增加，取得了较好改造效果，东区H井由于钻遇砂体厚度大、薄隔层发育，通过体积压裂，增加了纵向沟通体积，也取得了好的效果(表5)，而I井、J井由于钻遇砂体厚度薄、储层岩屑含量高、孔喉细微，储层敏感性强，改造效果不理想。

5　结论与认识

1)对苏里格致密砂岩储层天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面进行了研究，认为有开展体积压裂的物质基础和实现条件。

2)结合苏里格致密砂岩储层特点，通过对体积压裂机理和实现体积压裂条件的分析，提出了苏格气田水平井体积压裂选井原则。

3)针对苏里格致密砂岩气藏，可以采用水平井大通径分级体积压裂技术，基本特点为：大液量、大排量、大砂量、低黏度、段内多缝。建议排量在10m³／min以上，压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式，支撑剂以40～70目和20～40目的组合粒径陶粒为主。

4)现场试验l0口，平均无阻流量68.07×10⁴m³／d，与相同区块水平井相比，取得了较好改造效果。

参考文献

[1]何光怀，李进步，王继平，等．苏里格气田开发技术新进展及展望[J]．天然气工业，2011，31(2)：12-16．

HE Guanghuai，LI Jinbu，WANG Jiping，et al．New progress and outlook of development technologies in the Sulige Gas Field[J]．Natural Gas Industry，20ll，3l(2)：l2-l6．

[2]吴奇，胥云，王腾飞，等．增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J]．天然气工业，2011，31(4)：7-12．

WU Qi，XU Yun，WANG Tengfei，et al．The revolution of reservoir stimulation：An introduction of volume fracturing[J]．Natural Gas Industry，2011，31(4)：7-12．

[3]吴奇，胥云，刘玉章，等．美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示[J]．石油钻采工艺，2011，33(2)：l-7．

WU Qi，XU Yun，LIU Yuzhang，et al．The current situation of stimulated reservoir volume for shale in U．S．and its inspiration tO China[J]．Oil Drilling&Production Technology，2011，33(2)：l-7．

[4]陈作，薛承瑾，蒋廷学，等．页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议[J]．天然气工业，2010，30(10)：30-32．

CHEN Zuo，XUE Chengjin，JIANG Tingxue，et al．Proposals for the application of fracturing by stimulated reservoir volume(SRV)in shale gas wells in China[J]．Natural Gas Industry，2010，30(10)：30-32．

[5]林森虎，邹才能.美国致密油开发现状及启示[K].岩性油气藏，2011，23(4)：25-30,

　　LIN Senhu,ZOU Caineng.Status quo of tight oil exploitation in the United States and its implication[J].Lithologic Reservoirs,2011,23(4)：25-30.

[6]李宪文，张矿生，樊凤玲，等.鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究与试验[J].石油天然气学报：江汉石油学院学报，2013，35(3)：142-147．

LI Xianwen，ZHANG Kuangsheng，FAN Fengling，et al．Study and experiment on volumetric fracturing in low pressure tight formation of Ordos Basin[J]．Journal of Oil and Gas Technology-Journal of Jianghan Petroleum Institute．2013，35(3)：142-147．

[7]滕春明，杜泽宏，施凌丽，等．水平井裸眼封隔器多级分段压裂技术在苏75区块的应用[J]．钻采工艺，2012，35(6)：31-33，40．

TENG Chunming，DU Zehong，SHI Lingli，et al．Application of open hole packer multistage fracturing technology in horizontal well of 75 block[J]．Drilling&Production Technology，2012，35(6)：31-33，40．

[8]王晓东，赵振峰．鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验[J]．石油钻采工艺，2012，34(5)：80-83．

WANG Xiaodong，ZHAO Zhenfeng．Mixing water fracturing technology for tight oil reservoir in Ordos Basin[J]．Oil Drilling＆Production Technology，2012，34(5)：80-83．

[9]雷群，胥云，蒋廷学，等．用于提高低一特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J]．石油学报，2009，30(2)：237-241．

LEI Qun，XU Yun，JIANG Tingxue，et al．Fracture net work fracturing technique for improving post-fracturing performance of low permeability reservoirs[J]．Acta Petrolei Sinica，2009，30(2)：237-241．

[10]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，2013，35(1)：1-9.

ZHAO Jinzhou,REN Lan,HU Yongquan.Controlling factors of hydraulic fractures extending into network in shale formations[J].Journal of Soutwest Petroleum University:Science&Technology Edition,2013,35(1):1-9.

本文作者：李进步  白建文  朱李安  贾建鹏  祖凯  韩红旭

作者单位：低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

  中困石油长庆油田公司苏里格气田研究中心

  中国石油长庆油田公司工程监督处