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摘要：尕斯库勒N1下段油藏纵向上发育多期砂体，其中坝砂厚度大，横向延展好，叠合连片，油层的分布明显受砂体展布影响，局部受岩性、物性控制，整体表现为构造背景下的岩性油藏。油井受储层物性影响，供液能力差，自然投产产量低，需要通过压裂改造提高地层供液能力，进而提高单井产量。水平井具有泄油面积大、压降小的优势，但不经过分段压裂改造仍不能取得较好的经济效益，转变开发方式实施水平井体积压裂先导性试验提高开发效益、实现储量动用是迫在眉睫。
关键词：尕斯库勒N1下段油藏，水平井，体积压裂，先导性试验
作者简介：付颖，本科，1984年生，工程师，现从事油气田开发方面的研究。
1、油藏特征
尕斯库勒油田为一较完整的断背斜油藏，北部受Ⅱ号断层及油砂山断层控制，西翼受Ⅻ断层影响。Ⅺ-Ⅻ油组纵向上发育多期砂体，其中坝砂厚度大，横向延展好，叠合连片，油层的分布明显受砂体展布影响，局部受岩性、物性控制，整体表现为构造背景下的岩性油藏。油层纵向主要集中分布于Ⅺ、Ⅻ油组上段。油层分布井段长，厚度薄，单井油层累计厚度1.3m-50.2m，具有纵向叠置，整体连片的特点。受不同期次的砂体叠置的影响，储层非均质性较强，油层沿构造轴部方向展布，两翼向低部位斜坡方向逐步减少.平面上，南区、中区油层较发育，北区油层变少。南区油层集中分在Ⅺ、Ⅻ上油组，且构造西翼油层厚度较大，具有扩展潜力;北区油层主要分布在XI砂组，局部富集。
整体N1下段油藏Ⅺ-Ⅻ油组为构造背景下的岩性油藏，油层分布在2284m-2931m，平均埋深2607m，驱动类型为边水驱动和弹性驱动，含油高度647m，油藏中部海拔314m，油层厚度0.4m-6.3m。
2、水平井体积压裂需求
地层原油粘度4.089mPa.s;平均渗透率0.6mD，平均孔隙度10.1%，流度λ=k/μ=0.147MD/mPa·s。储集空间中裂缝仅0.43%，天然裂缝不发育，根据岩性成份三角图，脆性矿物含量在60%以上。尕斯库勒N1下段油藏四区域四参数图版中位于强需求成网区，需要进行大规模水平井体积压裂改造。
3、可压性评估
体积压裂可行性论证方法有：结构弱面、脆性指数和应力条件等3种判别方法。在储层地质评价的基础上，对尕斯库勒N1下段进行体积压裂可行性论证。
①结构弱面条件判别
天然裂缝是诱导复杂网络裂缝延伸的主因，天然裂缝越发育越容易形成复杂的缝网。储层研究证明尕斯库勒N1下段储层天然裂缝不发育，说明储层结构弱面不够发育，不利于形成裂缝网络。
②岩矿条件判别
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。国内外研究证明，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。结合岩石矿物成分分析结果，脆性矿物超过60%，有利于形成裂缝网络。
③脆性指数判别
国内外研究认为，一般情况下，脆性指数高于40%时，容易形成复杂缝网。尕斯库勒N1下段储层计算脆性指数40-45%，推断裂缝延伸模式应为缝网与多裂缝过渡。
④力学条件判别
一般认为当水平主应力差小于10MPa，水力裂缝沿天然裂缝延伸;当水平应力差越小，越容易出现复杂的分支多裂缝。基于岩心实验和地应力剖面分析，尕斯库勒N1下段的水平主应力差11-14MPa，不利于形成复杂人工裂缝网络。
⑤体积压裂可行性结论
通过上述研究，综合判断尕斯库勒N1下段裂缝形态处于多裂缝-缝网过渡的区域，具备形成缝网延伸模式的体积改造条件。
4、压裂工艺选择
4.1 裂缝参数优化
应用Wellwhize模拟软件模拟不同裂缝参数下所对应的产量，对缝长、缝高、导流能力等裂缝参数进行优化。
4.2 施工参数优化
应用FracproPT 压裂软件，结合裂缝参数需求，分别对施工排量、施工液量、加砂量进行优化。
4.3 压裂液优化
根据尕斯库勒N1下段储层温度90℃左右，综合考虑粘土矿物含量较高（21.29%），通过室内实验，优选有机+无机双防膨，形成满足现场施工需求的0.3%低浓度胍胶压裂液体系。
4.4 支撑剂优化
根据储层埋深在2600m左右，计算地层闭合压力在40MPa左右，通过对支撑剂导流能力评价结果，优选采用组合支撑剂，70-140目优选低成本的石英砂，40-70目优选低密高强陶粒，30-50目优选中密高强陶粒作为支撑剂。
5、现场实施情况及效果
为探索尕斯库勒N1下段高效开发模式，采用“缝控体积压裂”理念，开展了该区首口水平井B井进行体积压裂先导试验，目的层段为Ⅻ-11小层，分四段进行压裂。
5.1设计情况
B井水平段長度405m，完钻井深3013m，套管完井。根据该区储层特性，采用缝控体积压裂思路，提高裂缝对储层控制程度，大排量、大规模压裂增大裂缝复杂程度、补充地层能量，提高储层改造体积和压后效果，施工采用水力泵送可溶桥塞多段多簇压裂工艺。结合地质资料和井间关系优选4段22簇进行改造，每段4-6簇，每簇射孔0.7-1m。利用FracproPT软件模拟计算，结合水力裂缝优化结果，单段压裂液量1100-1400m3，单段砂量70-80m3。每段3簇，液量1500m3，砂量74方;每段4簇，液量1700m3，砂量80方。
5.2现场实施情况
B井于2020年8月压裂施工4段，施工排量10-12方/分，施工总液量5508.4方（其中酸液20方），总砂量390.5方，最高施工压力64.60MPa，最高砂比35.00%，平均砂比19.08%。
5.3压后效果分析
截至2021年04月，B井最高日产油22.72吨，平均日产油12.3吨，累计产油2681.13吨。目前下泵生产，日产液8.6方，日产油8.31吨，含水率3.4%，措施效果有待进一步跟踪评价。
青海油田钻采工艺研究院，甘肃 敦煌 736202
青海油田监督监理公司，甘肃 敦煌 736202
关键词：尕斯库勒N1下段油藏，水平井，体积压裂，先导性试验
作者简介：付颖，本科，1984年生，工程师，现从事油气田开发方面的研究。
1、油藏特征
尕斯库勒油田为一较完整的断背斜油藏，北部受Ⅱ号断层及油砂山断层控制，西翼受Ⅻ断层影响。Ⅺ-Ⅻ油组纵向上发育多期砂体，其中坝砂厚度大，横向延展好，叠合连片，油层的分布明显受砂体展布影响，局部受岩性、物性控制，整体表现为构造背景下的岩性油藏。油层纵向主要集中分布于Ⅺ、Ⅻ油组上段。油层分布井段长，厚度薄，单井油层累计厚度1.3m-50.2m，具有纵向叠置，整体连片的特点。受不同期次的砂体叠置的影响，储层非均质性较强，油层沿构造轴部方向展布，两翼向低部位斜坡方向逐步减少.平面上，南区、中区油层较发育，北区油层变少。南区油层集中分在Ⅺ、Ⅻ上油组，且构造西翼油层厚度较大，具有扩展潜力;北区油层主要分布在XI砂组，局部富集。
整体N1下段油藏Ⅺ-Ⅻ油组为构造背景下的岩性油藏，油层分布在2284m-2931m，平均埋深2607m，驱动类型为边水驱动和弹性驱动，含油高度647m，油藏中部海拔314m，油层厚度0.4m-6.3m。
2、水平井体积压裂需求
地层原油粘度4.089mPa.s;平均渗透率0.6mD，平均孔隙度10.1%，流度λ=k/μ=0.147MD/mPa·s。储集空间中裂缝仅0.43%，天然裂缝不发育，根据岩性成份三角图，脆性矿物含量在60%以上。尕斯库勒N1下段油藏四区域四参数图版中位于强需求成网区，需要进行大规模水平井体积压裂改造。
3、可压性评估
体积压裂可行性论证方法有：结构弱面、脆性指数和应力条件等3种判别方法。在储层地质评价的基础上，对尕斯库勒N1下段进行体积压裂可行性论证。
①结构弱面条件判别
天然裂缝是诱导复杂网络裂缝延伸的主因，天然裂缝越发育越容易形成复杂的缝网。储层研究证明尕斯库勒N1下段储层天然裂缝不发育，说明储层结构弱面不够发育，不利于形成裂缝网络。
②岩矿条件判别
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。国内外研究证明，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。结合岩石矿物成分分析结果，脆性矿物超过60%，有利于形成裂缝网络。
③脆性指数判别
国内外研究认为，一般情况下，脆性指数高于40%时，容易形成复杂缝网。尕斯库勒N1下段储层计算脆性指数40-45%，推断裂缝延伸模式应为缝网与多裂缝过渡。
④力学条件判别
一般认为当水平主应力差小于10MPa，水力裂缝沿天然裂缝延伸;当水平应力差越小，越容易出现复杂的分支多裂缝。基于岩心实验和地应力剖面分析，尕斯库勒N1下段的水平主应力差11-14MPa，不利于形成复杂人工裂缝网络。
⑤体积压裂可行性结论
通过上述研究，综合判断尕斯库勒N1下段裂缝形态处于多裂缝-缝网过渡的区域，具备形成缝网延伸模式的体积改造条件。
4、压裂工艺选择
4.1 裂缝参数优化
应用Wellwhize模拟软件模拟不同裂缝参数下所对应的产量，对缝长、缝高、导流能力等裂缝参数进行优化。
4.2 施工参数优化
应用FracproPT 压裂软件，结合裂缝参数需求，分别对施工排量、施工液量、加砂量进行优化。
4.3 压裂液优化
根据尕斯库勒N1下段储层温度90℃左右，综合考虑粘土矿物含量较高（21.29%），通过室内实验，优选有机+无机双防膨，形成满足现场施工需求的0.3%低浓度胍胶压裂液体系。
4.4 支撑剂优化
根据储层埋深在2600m左右，计算地层闭合压力在40MPa左右，通过对支撑剂导流能力评价结果，优选采用组合支撑剂，70-140目优选低成本的石英砂，40-70目优选低密高强陶粒，30-50目优选中密高强陶粒作为支撑剂。
5、现场实施情况及效果
为探索尕斯库勒N1下段高效开发模式，采用“缝控体积压裂”理念，开展了该区首口水平井B井进行体积压裂先导试验，目的层段为Ⅻ-11小层，分四段进行压裂。
5.1设计情况
B井水平段長度405m，完钻井深3013m，套管完井。根据该区储层特性，采用缝控体积压裂思路，提高裂缝对储层控制程度，大排量、大规模压裂增大裂缝复杂程度、补充地层能量，提高储层改造体积和压后效果，施工采用水力泵送可溶桥塞多段多簇压裂工艺。结合地质资料和井间关系优选4段22簇进行改造，每段4-6簇，每簇射孔0.7-1m。利用FracproPT软件模拟计算，结合水力裂缝优化结果，单段压裂液量1100-1400m3，单段砂量70-80m3。每段3簇，液量1500m3，砂量74方;每段4簇，液量1700m3，砂量80方。
5.2现场实施情况
B井于2020年8月压裂施工4段，施工排量10-12方/分，施工总液量5508.4方（其中酸液20方），总砂量390.5方，最高施工压力64.60MPa，最高砂比35.00%，平均砂比19.08%。
5.3压后效果分析
截至2021年04月，B井最高日产油22.72吨，平均日产油12.3吨，累计产油2681.13吨。目前下泵生产，日产液8.6方，日产油8.31吨，含水率3.4%，措施效果有待进一步跟踪评价。
青海油田钻采工艺研究院，甘肃 敦煌 736202
青海油田监督监理公司，甘肃 敦煌 736202