国外学者认为，储层渗透率小于1.0 mD的油藏属于致密油藏，近年来该类油藏在国外已成功开发^[1]。鄂尔多斯盆地S地区长6油层组油藏即属于该类油藏，且资源十分丰富，但由于储层致密，非均质性强，开发难度大，目前储量动用程度低，开发潜力巨大。

致密油藏必须采取压裂才能获得工业油流，而通过常规压裂获得的单一主缝很难达到增产效果^[2-4]。因此，鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏的开发可借鉴国外致密油以及国内超低渗区块成功改造的体积压裂技术^[5-7]。虽然现有的压裂改造已打破了前期开发试验中定向井平均单井日产油量不到1.5 t的尴尬局面，但是如何保证在储层被充分改造的前提下，进一步降低改造成本、简化工艺流程，则需要对致密砂岩油藏的改造工艺技术进行研究。本次研究采用体积压裂并配套低摩阻、低成本及配液环节简化的可回收稠化水压裂液体系，作为鄂尔多斯盆地长6油层组致密砂岩油藏压裂的适配工艺技术，可为致密油藏的有效开发提供依据。

鄂尔多斯盆地S地区长6油层组油藏主要为半深湖背景下的砂质碎屑流和浊流沉积，砂体总体呈北西—南东向展布。该油层组岩性复杂，粒度较细，以细砂岩为主：碎屑质量分数为83.36%，其中石英质量分数为41.75%，长石质量分数为20.29%，岩屑及其他矿物质量分数之和为21.32%；填隙物成分以水云母和铁方解石为主，质量分数为16.64%。

研究区长6油层组储层物性差，平均孔隙度为9.4%，平均渗透率为0.19 mD，高孔、高渗带不发育。由图 1和表 1可看出，长6油层组孔隙类型以长石溶孔和粒间孔为主，面孔率低，仅有1.53%。通过压汞资料分析可知，该油层组属低孔-微喉型孔喉结构，排驱压力较高，喉道中值半径较小（表 2）。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 鄂尔多斯盆地S地区铸体薄片 Fig. 1 Cast thin sections of S area in Ordos Basin

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地S地区长6油层组孔隙类型 Table 1 Pore types of Chang 6 reservoir in S area of Ordos Basin % 粒间孔 晶间孔 微裂隙 长石溶孔 面孔率 0.51 0.02 0.01 0.99 1.53

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地S地区长6油层组孔隙类型 Table 1 Pore types of Chang 6 reservoir in S area of Ordos Basin

表 2(Table 2)

表 2 鄂尔多斯盆地S地区长6油层组储层孔隙结构参数 Table 2 Pore structure parameters of Chang 6 reservoir in S area of Ordos Basin 排驱压力/MPa 中值压力/MPa 中值半径/μm 分选系数 变异系数 最大进汞饱和度/% 退汞效率/% 3.42 9.18 0.08 0.92 0.09 68.55 23.67

下载CSV 表 2 鄂尔多斯盆地S地区长6油层组储层孔隙结构参数 Table 2 Pore structure parameters of Chang 6 reservoir in S area of Ordos Basin

研究区长6油层组天然裂缝较为发育，裂缝的存在可以提高储层的孔隙度和渗透率，也可以增强储层的非均质性，尤其对致密储层内的流体流动影响较大。对长6油层组61口井岩心的天然裂缝进行定量描述，结果显示该油层组天然裂缝的裂缝密度达1.18条/m，裂缝走向以北东东向为主，方位角平均为75°左右（图 2）。本次研究认为，通过较大的净压力可以使天然裂缝开启，有利于形成缝网系统。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 鄂尔多斯盆地S地区长6油层组裂缝走向玫瑰花图 Fig. 2 Rosette azimuth diagram of fracture strike of Chang 6 reservoir in S area of Ordos Basin

研究区长6油层组储层主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，具明显的高石英、低长石特征。根据脆性指数的表征参数，该油层组具有较高的脆性指数。脆性特征是表征形成复杂缝网难易程度的关键参数，对体积压裂优化设计具有指导意义。由图 3可知，研究区长6油层组脆性指数与裂缝密度具有明显的正相关关系，进一步验证了脆性指数对于体积压裂改造的积极性。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 鄂尔多斯盆地S地区长6油层组脆性指数与裂缝密度关系 Fig. 3 Relationship between brittleness index and fracture density of Chang 6 reservoir in S area of Ordos Basin

“大排量、低砂比、大液量及低黏度压裂液体系”的体积压裂理念突破了传统的增产机理，通过开启天然裂缝，使裂缝壁产生剪切滑移和错断，形成“自撑”式支撑，最终形成人工裂缝与储层天然裂缝相结合并贯穿整个油层组的缝网系统^[8]。体积压裂将传统的提高人工裂缝泄流面积的储层改造方向转变为扩大裂缝网络与油藏的接触体积，从而达到提高单井产量的目的^[9]。

美国巴肯致密油的开发主要采用体积压裂，形成了有利的缝网系统并取得了较好的效果^[9-11]。分析认为：①在致密储层中，体积压裂会形成与其相适应的低导流能力的缝网；②在脆性指数较高的储层中，岩石越坚硬，越容易发生剪切破裂而形成具有一定导流能力的剪切缝和节理；③储层中天然裂缝越密集，体积压裂会将裂缝之间沟通得越彻底；④裂缝在两向地应力差较小的储层中更有利于发生弯曲和转向而形成较丰富的支裂缝^[12-14]。

鄂尔多斯盆地S地区长6油层组储层特征和巴肯油藏非常相似^[15]。借鉴巴肯油页岩的改造经验，从体积压裂理念出发，采用多缝压裂和水压裂等技术，并选用大液量、大排量及低砂比等施工参数，形成了人工裂缝与天然裂缝匹配的缝网系统，最终实现了增大井底泄流体积和提高单井产量的目标。

鄂尔多斯盆地S地区长6油层组致密砂岩油藏具备开展体积压裂的条件，为实现较好的改造效果，对稠化水压裂液体系和常规胍胶液体系进行了对比。目前国内外体积压裂施工液体主要采用滑溜水压裂液，但滑溜水压裂液存在材料成本高、配液时间长、压裂液黏度低、携砂性能差及压裂施工砂比提高幅度低等不足。可回收稠化水压裂液的配制无需专用设备，可采用常规压裂设备直接混配并连续施工，具有携砂性能高、井筒摩阻低、配液环节简化及综合成本低等优势。

将压裂液体系的携砂能力提高，可有效减小压裂施工砂堵机率，且可降低施工风险。本次研究以长6油层组储层改造常用的0.425~0.850 mm石英砂为例，对比了在稠化水压裂液体系和胍胶压裂液体系中的沉降速率，结果表明，在相同浓度下，石英砂在稠化水压裂液体系中的沉降速率是在胍胶压裂液体系中的65%左右（图 4），因此稠化水压裂液体系的携砂能力要远高于胍胶压裂液体系。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 石英砂在不同压裂液体系中的沉降速率 Fig. 4 Sedimentation rate of quartz sand in different fracturing fluid systems

可回收稠化水压裂液所采用的稠化剂无需交联剂，遇水即可使水体稠化。在室温25 ℃，水温18 ℃的条件下，稠化剂遇水40 s所达到的黏度即可携砂，60 s后黏度稳定（表 3），在现场施工中，稠化剂与水可直接注入井内进行压裂；胍胶压裂液需现场配液，且周期长达10 h。因此，可回收稠化水压裂液体系在施工中可节约配液时间，简化作业流程。

表 3(Table 3)

表 3 稠化水压裂液在不同时间的黏度 Table 3 Viscosity of thickened water fracturing fluid at different times 时间/s 黏度（/ mPa·s） 20 102 40 186 60 205 80 207

下载CSV 表 3 稠化水压裂液在不同时间的黏度 Table 3 Viscosity of thickened water fracturing fluid at different times

可回收稠化水压裂液体系的井筒摩阻比胍胶压裂液体系低20%~40%，可降低施工压力，30%的地面泵功率及主压车的功率消耗、柴油消耗、安全风险、施工操作成本等，同时还可以增加压裂管柱的使用寿命。在同一区块，对钻具结构相同、喷点位置接近且施工排量相同的邻井进行对比，发现可回收稠化水压裂的施工压力要低于胍胶压裂的施工压力（表 4），因此，具有连续混配型的可回收稠化水压裂液体系更适合研究区的体积压裂改造。

表 4(Table 4)

表 4 不同压裂液井筒摩阻计算结果 Table 4 Wellbore friction calculation results in different fracturing fluids 压裂液及钻具类型 施工段 喷射压力/MPa 排量/（m3·min-1） 施工压力/MPa 停泵压力/MPa （造缝压力+井筒摩阻）/MPa 单位摩阻/ MPa·m-1 油管 套管 C15-3（稠化水）双喷钻具 1 41.6 2.2 3.0 27.6 11.5 16.1 5.8 2 44.2 2.4 3.0 30.5 11.4 19.1 7.0 3 47.4 2.4 3.0 33.2 14.0 19.2 7.2 4 39.7 2.4 3.0 29.1 13.5 15.6 6.1 5 26.3 2.4 3.0 25.3 12.9 12.4 4.9 平均 39.8 2.4 3.0 29.1 12.7 16.5 6.2 C16-3（稠化水）双喷钻具 1 52.0 2.4 3.0 38.4 12.8 25.6 8.0 2 36.8 2.4 3.0 38.0 14.8 23.2 8.0 3 35.9 2.2 3.0 39.8 15.0 24.8 9.0 4 45.3 2.2 3.0 34.6 15.0 19.6 7.6 5 38.4 2.4 3.0 32.9 14.5 18.4 7.6 平均 41.7 2.3 3.0 36.7 14.4 22.3 8.0 C15-2（胍胶）双喷钻具 1 48.3 2.2 3.0 35.2 14.2 21.0 7.4 2 47.8 2.4 3.0 37.8 14.0 23.8 8.7 3 46.7 2.4 3.0 34.1 14.0 20.1 7.6 4 45.8 2.4 3.0 34.9 13.6 21.3 8.3 5 45.0 2.4 3.0 33.5 12.9 20.6 8.2 平均 46.7 2.4 3.0 35.1 13.7 21.4 8.0 C54-19（胍胶）双喷钻具 1 43.2 2.4 3.0 51.2 15.7 35.5 11.2 2 41.7 2.4 3.0 46.2 17.8 28.4 9.8 3 44.1 2.2 3.0 50.5 14.3 36.2 13.1 4 45.5 2.4 3.0 49.6 13.2 36.4 14.3 5 47.5 2.4 3.0 54.3 16.7 37.6 15.5 平均 44.4 2.4 3.0 50.4 15.5 34.8 12.8

下载CSV 表 4 不同压裂液井筒摩阻计算结果 Table 4 Wellbore friction calculation results in different fracturing fluids

对S地区试验区块22口井进行了可回收稠化水体积压裂的现场应用，平均单井压裂9段，单段加砂47.9 m³，排量6.1 m³/min，液量507 m³，初期单井日产油9.1 t，含水21.0%，开发效果好（图 5），且单井试油周期相对于传统胍胶压裂缩短了2~3 d，降低了单井改造成本。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 鄂尔多斯盆地S地区稠化水压裂井生产曲线 Fig. 5 Production curve of thickened water fracturing wells in S area of Ordos Basin

（1）研究区长6油层组属于典型的致密砂岩储层，脆性指数高，天然微裂缝发育，脆性指数与裂缝密度呈正相关关系。

（2）可回收稠化水压裂液体系具有携砂性能高、井筒摩阻低、配液环节简化及综合成本低等特点，适合于研究区长6油层组的体积压裂改造。

（3）采用体积压裂并配套可回收稠化水压裂液体系进行现场试验，取得了较好的效果，形成了一套适用于长6油层组致密砂岩油藏压裂的配套工艺技术。