鄂尔多斯盆地杭锦旗区块下石盒子组储层资源量大，分布稳定，埋深2 600.00～3 200.00 m，岩性主要为岩屑石英砂岩与岩屑砂岩，石英平均含量66.7%，岩屑平均含量22.3%，杨氏模量28.0～31.0 GPa，渗透率主要为0.9～1.7 mD，孔隙度主要为9.3%～11.3%，属于典型的低孔低渗透气藏^[1]。2010年以来，杭锦旗区块先后开展了管外封隔器预置管柱多级分段压裂、连续油管拖动压裂和泵送桥塞分段压裂等多种水平井分段压裂技术试验，取得了一定的开发效果，但随着开发规模不断增大及有利储集区逐渐减少，受储隔层多期叠置及沉积环境的制约，单靠增大缝长已经无法达到提高增产效果的目的^[2]。

笔者针对杭锦旗区块储层改造过程中存在的问题，在借鉴鄂尔多斯盆地其他致密砂岩储层改造经验的基础上^[3–5]，开展了杭锦旗区块储层岩性及天然裂缝发育特征研究，通过计算目标区的储层脆性指数及微裂缝发育特征再认识，按照“体积压裂”理念^[6–7]，分析了混合水体积压裂的可行性，优化了施工参数及施工规模，并进行了混合水体积压裂技术现场应用，取得了较好的储层改造效果。

1.   混合水体积压裂效果影响因素分析

混合水体积压裂技术主要是针对天然裂缝发育、岩石脆性指数较高的致密储层，采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的压裂液进行交替压裂作业，在形成复杂支缝及高导流主缝的同时开启天然裂缝并形成有效支撑，实现对储层的三维“立体改造”。其增产机理是：采用“大排量+低砂比+大液量压裂液体系”的施工方式，开启天然裂缝，使裂缝壁面产生剪切滑移、错断，形成“自撑”式支撑，使人工裂缝与储层天然裂缝相结合并贯穿整个油气藏的缝网系统，从而提高单井产量^[8]。

国内外相关文献调研结果表明，混合水压裂过程中影响微网络裂缝形成的主要因素为岩石脆性指数、天然裂缝发育程度及水平应力差异。因此，为了提高混合水体积压裂工艺的针对性及应用效果，需要对目标区的工程地质特征进行针对性分析。

1.1   岩石脆性指数

在对杭锦旗区块盒1储层不同井段元素录井数据反演的全岩矿物组分进行分析的基础上，计算了盒1储层不同井段岩样的脆性指数，得到了其矿物种类和含量，结果见表1。

表  1  X井盒1储层部分井段全岩矿物组分及脆性指数计算结果

Table  1.  Calculation results of the whole rock mineral composition and brittleness index of partial borehole section in He 1 reservoir of Well X

井深/m	元素含量，%							矿物含量反演计算结果，%			脆性指数，%
	Na	Mg	Al	Si	P	Co		石英	黏土	碳酸盐岩
2 905.00	1.104	0.553	2.436	34.120	0.064	1.695		27.256	25.945	1.781	52.8
2 912.00	0.263	0.454	2.200	33.557	0.076	1.726		28.726	25.772	3.764	55.7
2 921.00	0.864	0.463	1.727	37.158	0.094	2.158		44.095	13.387		76.7
2 925.00	1.585	0.845	7.693	21.972	0.138	7.016		42.617	20.415	0.354	67.7

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研究发现：杭锦旗区块盒1储层脆性指数较高，大部分大于50%，少部分大于70%，说明储层岩石大部分具有明显的脆性特征，甚至显示为强脆性特征。根据岩石力学脆性与裂缝形态关系，若采用混合水体积压裂技术进储层改造，其储层岩石脆性指数在50.0%左右才能形成微裂缝网络^[9]。因此，目标区盒1储层在压裂改造过程中主缝形成及延伸的同时易于形成错断、滑移和剪切分支缝，具有形成缝网的脆性条件。

1.2   水平主应力差

水平主应力差的大小影响着裂缝形态^[10]。杭锦旗区块盒1储层埋深2 950.00~3 200.00 m，最小水平主应力梯度为0.017~0.018 MPa/m，最大水平主应力梯度为0.019~0.022 MPa/m，水平最大、最小主应力差6.7~11.5 MPa（见表2），说明目标区盒1储层在一定程度上具有形成复杂缝网的可能性，但需要做好地质研究，加强井区选井选层工作；同时部分储隔层应力差较小（2.8~3.5 MPa），而要形成复杂的缝网，实现对储层的深度改造，还需要具备一个条件——施工过程中缝内净压力能够克服储隔层的应力差，实现裂缝纵向穿层。采用FracproPT压裂模拟软件分析压裂后净压力，可知施工过程中单层缝内瞬间净压力可达5.0~6.0 MPa，说明盒1储层具备裂缝穿层的地质条件。

表  2  盒1储层工程地质参数

Table  2.  The engineering geological parameters of He 1 reservoir

岩性	杨氏模量/GPa	泊松比	最小水平主应力梯度/ （MPa∙m–1）	最大水平主应力梯度/ （MPa∙m–1）	储隔层应力差/ MPa	水平最大、最小主应力差/ MPa
砂岩	28.2~30.3	0.20~0.21	0.017~0.018	0.019~0.022	2.8~3.5	6.7~11.6
泥岩	22.8~25.5	0.24~0.26	0.018~0.020	0.021~0.024

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1.3   天然裂缝发育特征

天然裂缝发育程度及其产状对复杂裂缝网络的形成有重要影响，前期研究结果表明^[11–16]：天然裂缝与人工裂缝夹角小于30°时，无论水平应力差多大，裂缝都将张开，有利于缝网的形成；天然裂缝与人工裂缝夹角在30°~60°时，若水平应力差小则裂缝张开，有利于缝网的形成，若水平应力差大则裂缝不张开，不利于缝网的形成；天然裂缝与人工裂缝夹角大于60°时，无论水平应力差多大，裂缝都难以张开。由成像测井分析结果可知：杭锦旗区块石盒子组天然裂缝较为发育，盒1段裂缝类型以高导流缝为主（见表3），裂缝倾角和走向变化较大，具备一定的形成缝网的能力。

表  3  目标区气井水平段成像测井裂缝解释结果

Table  3.  Image logging fractures interpretation results of horizontal section in gas wells in the target area

深度/m	裂缝类型	倾角/（°）	走向/（°）
3 751.51	高导流缝	55.66	353.20
3 756.67	高导流缝	54.31	328.10
3 769.84	高导流缝	59.77	194.90
3 798.88	高导流缝	68.69	205.10
3 805.43	高导流缝	55.63	11.77
3 809.63	高导流缝	39.15	346.70
3 810.76	高导流缝	58.07	31.32
3 824.81	高导流缝	83.13	354.50
3 978.55	高导流缝	72.23	179.40
4 137.44	高导流缝	64.15	169.90

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1.4   混合水压裂的储层适应性

杭锦旗区块储层非均质性强、纵向结构发育类型多样、气水关系复杂，裂缝控制难度大。为此，需要分析不同储层地质特征、储层物性和气水关系组合特征，针对储层纵向砂体厚度比较大、隔夹层比较薄和地质解释水层不发育的储层，研究实施混合水压裂的地质因素，包括岩石脆性指数、天然裂缝发育程度及目的层水平应力差，避免盲目进行压裂施工作业造成气井压裂过程中沟通水层，导致气井高产液低产气。

2.   混合水体积压裂关键技术

2.1   压裂液体系优选

混合水体积压裂入地液量大，如果压裂液体系选择不合适，容易对地层造成严重的伤害，因此对压裂液体系的性能要求较高。结合鄂尔多斯盆地杭锦旗区块的储层特征，采用FracproPT压裂模拟软件，模拟了相同规模、不同施工液体组合条件下的裂缝参数、导流能力等，验证不同液体体系及注入方式下支撑剂的铺置剖面形态，优选出用于混合水体积压裂的压裂液体系。模拟方案：方案1，150 m³交联液造缝（25%前置液）+450 m³交联液携砂+交联液顶替；方案2，150 m³活性水造缝+450 m³活性水低砂比携砂+活性水顶替；方案3，120 m³活性水造缝+170 m³线性胶低砂比携砂+310 m³交联液高砂比携砂+活性水顶替；方案4，120 m³交联液造缝+290 m³交联液携砂+190 m³活性水指进（携砂液与活性水交替注入），施工排量5~7 m³/min。每段入地液量600 m³左右，依据压裂液类型及实际泵注程序设计支撑剂浓度，试验结果见表4。

表  4  相同施工规模条件下不同压裂方案的压裂效果模拟结果

Table  4.  Simulation comparison of fracturing parameters under different fracturing schemes and the same scale

压裂方案	裂缝长度/m	支撑缝长度/m	裂缝总高度/m	支撑缝高度/m	支撑剂浓度/（kg∙m–2）	无因次导流能力
方案1	209.20	206.80	40.20	39.72	15.66	12.31
方案2	245.10	245.10	64.80	64.08	1.93	1.58
方案3	247.50	247.50	63.96	63.84	4.19	4.53
方案4	238.70	235.70	58.20	57.48	5.71	5.66

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由表4可知：采用方案3的压裂液体系形成的裂缝长度及裂缝高度均较方案1大幅增加，和方案2采用活性水压裂后的支撑缝长和支撑缝高也基本相当。

滑溜水具有黏度低（样品平均黏度8.56 mPa∙s）、界面张力低、易返排和对储层伤害低的特性，同时还能开启并沟通更多的天然裂缝，有利于实现储层体积压裂，因此采用滑溜水作为施工前置液。但滑溜水携砂性能有限，不能满足高砂比携砂的要求，为保证施工安全，采用黏度较高的线性胶交联液作为携砂液（线性胶黏度平均值64.3 mPa∙s）。优化后的混合水体积压裂液配方：滑溜水为0.15%HPG+1.00%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.50%起泡剂+0.20%助排剂+0.20%Na₂CO₃，线性胶交联液配方为0.45%HPG+1.00%防膨剂+0.05%杀菌剂+0.50%起泡剂+0.20%助排剂+0.20%Na₂CO₃。

2.2   施工排量及施工规模优化

杭锦旗区块盒1段致密砂岩储层埋深2 985.00~3 015.00 m，储层段砂体厚度30.00 m，渗透率0.103 mD，孔隙度7.3%，垂向应力77.5 MPa，弹性模量28.2 GPa，泊松比0.2，断裂韧性2.05 MPa∙m^1/2，利用FracproPT压裂软件模拟不同施工规模（200，300，400，600，800和1 000 m³）及施工排量（2，4，6，8，10和12 m³/min）条件下的裂缝参数（见表5），验证不同施工参数对裂缝形态的影响（见图1和图2）。

表  5  不同施工规模及排量下裂缝参数模拟结果

Table  5.  Simulation results of fracture parameters under different fracturing scales and flowrates

排量/ （m3∙min–1）	不同施工规模下的裂缝高度/m							不同施工规模下的裂缝长度/m
	200 m3	300 m3	400 m3	600 m3	800 m3	1 000 m3		200 m3	300 m3	400 m3	600 m3	800 m3	1 000 m3
2	22.16	31.47	35.39	40.29	50.59	54.26		68.38	69.90	97.33	73.33	80.19	86.29
4	22.62	32.67	36.35	43.21	49.58	53.26		83.31	97.79	114.17	82.17	85.22	87.50
6	24.56	33.38	38.29	46.13	52.25	54.95		103.58	116.92	122.63	96.72	95.58	96.34
8	25.00	34.80	40.44	48.28	56.13	60.05		135.28	134.14	122.33	127.28	118.14	114.71
10	26.42	36.47	44.07	51.18	60.00	64.16		163.17	132.69	121.26	154.02	143.36	136.50
12	28.09	37.16	52.35	60.20	65.10	68.04		172.01	137.34	120.57	178.86	162.10	157.15

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图  2  不同施工规模及排量对裂缝长度的影响

Figure  2.  The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture length

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图  1  不同施工规模及排量对裂缝高度的影响

Figure  1.  The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture height

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模拟结果表明：随着施工排量的增大，缝高呈逐渐增大趋势，而缝长在施工规模较小、施工排量为6 m³/min时达到拐点，在施工规模较大、施工排量为8 m³/min时达到拐点，为了达到既充分改造储层又经济高效的目的，优化施工排量为7.0 m³/min，施工规模为600~800 m³。

3.   现场应用

3.1   总体应用效果

杭锦旗区块致密气藏储层采用常规水平井分段压裂工艺进行压裂时效果较差，产量较低，达不到快速投产、建产的目的。因此，在充分的地质评价及室内攻关研究基础上，为了充分改造目的层上、下砂体，采用混合水压裂设计思路，利用高黏液造主缝，低黏液扩缝指进，再用高黏液携砂增加导流能力，尽量沟通纵向气层，扩大储层改造体积，并在杭锦旗区块5口井完成了41段的混合水体积压裂（见表6），其中4口井的无阻流量大于9.0×10⁴ m³/d，平均无阻流量达到15.95×10⁴ m³/d，取得了较好的增产效果。只有JPH–D井由于地质原因导致实钻水平段长度仅为600.00 m，钻遇具有全烃显示的砂岩总长度为326.00 m，占比较低，且最高全烃净增值8.70%，水平段加权全烃净增值4.28%，显示较差，因此压裂后效果不理想。

表  6  5口井的混合水体积压裂现场试验效果

Table  6.  Field test results of volumetric fracturing with mixed water in 5 wells

井号	层位	工艺	压裂段数	入地液量/m3	加砂量/m3	排量/（m3∙min–1）	油压/MPa	返排率，%	无阻流量/（104m3∙d–1）
JPH–A	盒1	裸眼封隔器+连续油管	8	3 110.4	346.8	4.1~4.6	15.2	30.16	18.68
JPH–B	盒1	固井+连续油管	8	2 892.8	361.3	2.0~4.6	15.6	85.60	10.56
JPH–C	盒2	投球滑套	9	5 427.4	457.5	6.0~7.0	14.6	40.58	25.11
JPH–D	盒1	投球滑套	5	2 915.2	304.4	5.9~6.1	3.2	111.99	1.92
JPH–E	盒1	投球滑套	11	4 997.9	568.5	5.9~6.0	13.8	52.24	9.47

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3.2   典型井例

JPH–A井是杭锦旗区块一口开发井，目的层为盒1层，实钻水平段总长度为1 200.00 m，钻遇砂岩总长度为1 054.00 m，占水平段总长度的87.83%；水平段钻遇砂体厚度20.00 m；钻遇具有全烃显示的砂岩总长度为702.00 m，占水平段总长度的68.5%；水平段最高全烃净增值41.17%，水平段加权全烃净增值16.87%，体积压裂的地质基础较好。该井目的层盒1–2层、盒1–1层测井解释为含气层、气层，上覆盒1–3层、盒1–4层测井解释为含气层，目的层与盒1–3层和盒1–4层之间隔层厚度8.00 m左右；下伏的山2–2层测井解释为含气层，目的层与山2–2层之间存在厚约7.00 m的泥岩隔层，具有一定的遮挡效果。因此，在进行混合水体积压裂技术适应性评价的基础上，开展了混合水体积压裂现场试验，并对压裂后的压降测试曲线进行了G函数分析（结果见图3）。

图  3  JPH–A井压裂后测试曲线G函数分析结果

Figure  3.  Analysis results of G-function test data after fracturing in Well JPH-A

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分析结果表明：压裂施工过程中不仅压开了人工裂缝，而且开启了一部分原来闭合的天然裂缝，形成了较为复杂的裂缝系统。压裂泵注结束后，随着压裂液不断向地层中滤失，裂缝内的净压力逐渐下降，开启的裂缝又逐渐闭合，29.7 min后裂缝完全闭合（见图3，该闭合时间由软件模拟获取）。

4.   结论与建议

1）针对杭锦旗区块部分储层跨度大、脆性矿物发育脆性指数高、天然微裂缝较为发育的特点，采用混合水压裂技术，可以有效提高主裂缝渗透率，增加微裂缝的复杂程度，扩大储层泄气体积，提高单井产量。

2）现场应用效果表明，纵向砂体厚度比较大、泥质隔夹层比较薄或无隔层且地质解释上下水层不发育的储层，可以应用混合水体积压裂技术进行储层改造，能够取得较好的效果。

3）混合水压裂液体系具有较低的黏度，现场配液大样测试显示黏度小于9 mPa∙s，有利于在前置液造缝过程中形成复杂缝网。

4）混合水体积压裂技术对储层纵向上的改造较为充分，而杭锦旗部分区块气水关系较为复杂，因此建议加强选井选层工作，避免气井压裂改造过程中沟通水层导致高产液低产气。