吉兰泰潜山油藏位于河套盆地吉兰泰凹陷庆格勒图潜山构造带，是受多条断层夹持的断块山，呈“北高南低、西高东低”的构造态势，潜山顶面相对较缓，倾角为11°，主要目的层为太古界地层。变质岩储层油气显示纵向上主要分布于潜山顶，整体表现为顶油底水的块状油气藏特征。

吉兰泰潜山储层岩性为以片麻岩、角闪岩类为主的变质岩。岩心矿物成分中石英含量30.8%~33.9%、钠长石含量36.4%~37.5%、黏土矿物含量8%~9.4%，以伊利石和高岭石为主。岩心润湿角37°~44°，表现为中等偏弱亲水性。

变质岩基质渗透率极低，平均值为0.006×10⁻³ μm²，平均孔隙度为4.29%，属于特低孔、特低渗储层；储层喉道半径小，平均喉道半径3.4 μm，平均孔隙半径123 μm，储层分选差，分选系数0.711，非均质性强，均质系数0.109。地层温度较低(29.4 ℃/629.04 m)，地层压力系数0.87~0.91，平均地层压力系数0.9，属于正常偏低压力、温度系统。

储层测井成像显示，天然裂缝倾角范围集中在40°~80°，呈高角度特征发育。根据裂缝发育程度分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层，非均质性较强。变质岩储集空间和流体渗流通道依靠天然裂缝，改造关键是沟通天然裂缝，为油气流动建立高效通道，但存在压裂沟通底水的风险。

三轴岩石力学实验显示，岩石受天然裂缝影响，力学参数差异较大，抗压强度34.5~228.7 MPa，泊松比0.11~0.27，弹性模量10.43~55.6 GPa。潜山变质岩储层具有典型的线弹性和明显弹塑性特征，基质压开难度大。潜山变质岩储层为裂缝性储层，岩石力学参数为裂缝性储层典型特征，呈现“两低一高”特点，即在裂缝发育层段，表现为低弹性模量、低抗压强度、高泊松比。

根据Kaiser效应，即岩石后期所受载荷在没有达到其曾经历过的最大载荷之前，几乎不产生声发射，而一旦超过最大载荷，声发射便再度大量出现。利用地应力实验装置测定ZK-1岩心，垂向主应力14.27 MPa，最小水平主应力18.92 MPa，最大水平主应力25.69 MPa，最小水平主应力高于垂向应力，理论上储层基质若破裂会产生水平缝，针对天然裂缝发育特征，裂缝形态需进一步判断。

吉兰泰油田变质岩储层发育有高角度天然裂缝，较常规基质储层，人工裂缝受地应力、天然裂缝形态双重影响，其中地应力影响基质起裂的方向，天然裂缝角度影响天然裂缝张开的难易。需综合考虑两者，其最小值决定水力裂缝形态，即压开基质或张开天然裂缝。

变质岩储层基质致密、强度大，由于天然裂缝的存在，裂缝更易张开，影响裂缝形态，同时高角度裂缝发育易形成垂直裂缝。基于Kaiser测试结果分析裂缝形态，以最小水平主应力梯度0.034 MPa/m为基准计算，判断不同天然裂缝角度下天然裂缝张开所需应力值。结果显示，在天然裂缝发育的条件下，沿天然裂缝张开所需应力值小于水平缝或垂直缝所需应力值(图1)，即优先张开天然裂缝。

图  1  不同天然裂缝角度与其张开所需应力的关系

Figure 1.  Stress required for fracture opening vs. natural fracture angle

基于施工压力分析裂缝形态，统计压裂层段前期施工井底压力和上覆地应力数据，典型井段施工压力小于上覆地应力(图2)，不具备压开水平缝的条件。部分井天然裂缝发育状况不好，当天然裂缝填砂饱和后，缝内憋压存在压开小段水平裂缝、旁通天然裂缝的可能性。

图  2  上覆地应力与施工压力对比

Figure 2.  Treatment pressure vs. overburden pressure

基于裂缝监测结果分析裂缝形态。储层若形成水平裂缝，裂缝俯视图多呈现近似圆形。吉兰泰变质岩储层前期压裂井裂缝监测表明，裂缝俯视图整体呈现细条状(图3)，表现为典型的垂直裂缝形态。

图  3  JHZK4裂缝俯视图形态

Figure 3.  Top view of the morphology of the JHZK4 fracture

综合Kaiser测试应力、施工压力及裂缝监测分析结果，在天然裂缝发育的条件下，优先压开天然裂缝。在天然裂缝呈一定角度时，会形成天然裂缝与垂直裂缝交错的复杂裂缝，整体以垂向裂缝为主。

缝网延伸的主方向受天然裂缝走向和水平最大主应力方向控制，通过地震数据解释区域地应力方向的分布：地应力总体方向为北东向，在应力集中释放区地应力方向为近东西向，在断层附近地应力方向由东西向向北东向偏转(图4)。

图  4  地震数据解释地应力方向

Figure 4.  In-situ stress direction interpreted from seismic data

对比了前期压裂井的井温测试曲线和阵列声波曲线，裂缝高度延伸与天然裂缝纵向发育深度一致，对于天然裂缝不发育的隔层也能够阻止裂缝的延伸，因此裂缝纵向上受天然裂缝发育程度控制。

吉兰泰油田变质岩储层基质致密，压开难度大。天然裂缝呈高角度发育，裂缝纵向延伸受天然裂发育程度控制，大规模体积改造缝高不易控制，存在沟通底水风险。储层平面非均质性强，地应力分布复杂，依靠段内自然吸液实现均匀改造难度大。近井地带的地质甜点认识不清，存在无效改造段，不利于大规模效益开发。储层由于埋藏浅，温度较低，现有常规可溶桥塞在低温条件下溶解性能差，增加了井筒处理成本。

储层发育有高角度天然裂缝，缝高延伸一旦沟通油藏底水，易导致含水快速上升形成暴性水淹，不利于油藏开发^[4-5]，避水高度成为该类油藏压裂实施及开采的关键参数之一。分析变质岩潜山直井层位，底水深度分布范围为690~730 m。根据储层地质参数，建立基于Warren-Root模型的天然裂缝双孔双渗底水油藏模型，模拟不同避水高度下压裂缝网的生产特征(图5、图6)，优化避水高度。结果显示：裂缝距底水越近，越容易出现早期见水；底水对生产起到了一定能量补充作用，距离底水超过一定距离后，产量开始下降。综合考虑含水上升和底水能量，油井底部位、下部层段压裂段极限避水高度60~80 m，最佳避水高度100~120 m，可实现控制压后含水上升的目的。

图  5  不同避水高度下含水率随生产时间的变化

Figure 5.  Water cut vs. production time in cases of different heights of water avoidance

图  6  不同避水高度下单井累产对比

Figure 6.  Cumulative production of wells vs. height of water avoidance

目前水平井压裂工艺主要有投球分压工艺、双封拖动分压工艺、水力喷射多级多段压裂工艺、套管滑套多级压裂工艺等^[6]，各类压裂工艺具有不同技术适用性。结合吉兰泰潜山变质岩储层特征及水平井井身结构，从施工排量、分簇射孔、分级段数、压后井筒概况及作业时效等多方面对比分析(表1)，优选“泵送桥塞+多簇射孔”分段压裂工艺，具有“下入+坐封+射孔”一体化、作业效率高等优势，能够配合大排量、大规模体积压裂技术的快速实施。

常用压裂桥塞分为快钻桥塞、大通径桥塞和可溶桥塞3类^[7-8]。吉兰泰潜山变质岩储层压后要快速建产，要求压后全通径，优选可溶桥塞。但目前常规可溶桥塞溶解温度较高，无法满足浅层低温改造需求。根据储层温度、井筒内流体矿化度及原油黏度，细化不同条件下桥塞可溶材料选用原则以及胶筒溶解试验，优化桥塞结构(单卡或双卡大通径)，形成了低温可溶桥塞序列产品，可承压70 MPa，具有低温可溶、无需钻磨、压后全通径、施工风险低等多方面的优势。在25 ℃条件下对低温可溶桥塞进行72 h和120 h溶解试验，溶解后为无强度颗粒或泥状物，能满足现场工程需求。

前期试验采用限流法体积压裂工艺，控制射孔数提高单孔进液量，导致孔眼摩阻大，施工压力偏高；同时采用60°相位角射孔方式，由于储层埋藏浅，闭合压力小，水平段顶部射孔段存在出砂风险。为改善压裂施工效果及降低出砂风险，对射孔方案进一步优化，通过提高射孔孔数，适当降低孔眼摩阻，避开顶部120°射孔，减少出砂风险。

吉兰泰潜山变质岩储层非均质性强，需配合暂堵工艺保证段内每簇的均匀起裂，实现体积压裂^[9-11]。结合现场压裂需求，以封堵效率高、可有效实现暂堵为原则，优选了水溶性暂堵剂体系，形成了层间、层内暂堵工艺。暂堵剂密度1.15~1.35 g/cm³，暂堵球密度0.8~1.60 g/cm³，承压强度70 MPa，有效封堵时间不小于1 h，完全溶解时间小于72 h，水不溶物含量不大于0.5%，其具有抗压强度高、封堵效率高、降解可控等技术优势。层内暂堵以3~5 mm暂堵颗粒、1~3 mm暂堵颗粒、20~60目暂堵粉末为主。层间暂堵以13~15 mm暂堵球为主，保证每簇均匀拓展。

变质岩储层改造以沟通天然裂缝网络为核心，通过优化改造模式和工艺参数，实现增加天然裂缝沟通范围和缝网复杂程度的改造目标。

基于地质工程一体化压裂设计，段数、簇数是水平井体积压裂关键参数，直接影响压裂效果及成本投入^[12-13]。不合理的段簇设计既无法发挥优质改造段的潜力，又增大单井投入产出比。由于变质岩储层非均质性强，科学识别地质-工程甜点参数尤为重要，采用远探测声波成像技术，精细刻画近井地带的裂缝分布及发育情况，提高压裂工艺针对性。在2019—2020年压裂试验基础上转变改造观念，结合远探测处理结果，由“多段多簇”改造模式转变为“少段多簇”改造模式，即减少压裂段数、提高段内簇数。一是充分挖掘优质甜点段，配合暂堵工艺实现体积改造；二是在保障压后产能基础上，降低压裂成本，实现了降本增效。水平井平均改造段数由7.7段(2020年)降低为5.7段(2022年)，单段簇数由3.5簇(2020年)增加为4.7簇(2022年)。

每条裂缝起裂均会在裂缝周围产生诱导应力场，不同簇间距对周围诱导应力产生的大小和影响范围都不同。基于弹性力学，模拟不同簇间距的应力变化。模拟显示：减小簇间距能够在平面局部出现应力反转区，簇间距优化为20~30 m，可保证簇间及两侧出现的应力反转区面积最大(图7)，强化裂缝缝网在平面上的转向，实现了扩大改造体积及提高裂缝沟通能力的目的。

图  7  不同簇间距应力反转区面积对比

Figure 7.  Comparison of stress reversal areas among different cluster spacing

依据吉华1区块储层基础参数，建立水平井压裂模型。以产量为目标，随着半缝长增大，产量提高，当半缝长超过130 m后，产能增长速率变缓，最优裂缝半长120~130 m (图8)。由于裂缝纵向上受天然裂缝发育程度控制，结合储层特征和测井数据，缝高控制在30~40 m最佳。

图  8  不同裂缝半长时压裂井产量变化

Figure 8.  Fractured well production vs. fracture half-length

利用压裂模拟软件优化施工排量、施工规模等关键参数(图9、图10)。随施工排量增加，缝长逐渐增加，当施工排量增至12 m³/min时，缝长增加幅度变小，最优排量为10~12 m³/min。支撑剂规模80~90 m³，半缝长为120 m左右，与裂缝参数模拟结果一致。优化后平均单井砂量由1 056 m³降至427 m³，平均单井液量由14 642 m³降至7 208 m³，达到了压裂提效降本的目的。

图  9  裂缝半缝长随施工排量的变化

Figure 9.  Fracture half-length vs. pump rate

图  10  裂缝半缝长随支撑剂用量的变化

Figure 10.  Fracture half-length vs. injected proppants

为提高压裂施工效率，采用了在线压裂液体系，可实现即配即用。但储层埋藏深度在400~650 m左右，储层温度低于30℃，常规压裂液破胶剂用量大，破胶困难，影响返排效率，易造成二次伤害，为此初步筛选了3种不同类型的破胶剂，并开展了0.5%稠化剂、0.05%破胶剂、20~30 ℃条件下的破胶实验(表2)。实验结果表明，氧化剂类效果最佳。

吉兰泰潜山变质岩储层压裂改造技术历经4个阶段的攻关研究，储层改造思路由“打碎储层基质”向“沟通天然裂缝网络”转变，发挥天然裂缝储集、渗流的优势，形成了“定向射孔、少段多簇、暂堵转向”水平井主体改造技术序列，充分沟通了天然裂缝，实现了缝网体积改造。

吉华D井完钻井深1 307 m (垂深620 m)，压裂水平段长798 m (垂深396~614 m)，根据远探测结果设计实施5段26簇压裂，压裂段指端距底水103 m，设计排量8.0~12.0 m³/min，砂量360.0 m³。施工排量整体稳定在10.0~12.5 m³/min，施工过程中压力最高20.92 MPa，累计入井液量5056 m³，支撑剂360 m³，见图11。

图  11  吉华D井第2段施工曲线

Figure 11.  Treatment curves of the 2nd fracturing stage, Well Jihua-D

吉华D井采用地面密集台阵能量扫描四维影像压裂裂缝监测技术，裂缝监测改造体积440.56万m³，裂缝缝长240~290 m，缝高30~40 m，实现了规模体积改造目标。截至2022年6月底共投产349 d，最高日产液24.6 t/d，日产油21.6 t/d，目前日产液17.7 t/d，日产油17.2 t/d，含水2.8%，累产油超5 300 t，增产效果非常显著。

吉兰泰潜山变质岩储层水平井压裂技术在吉华1区块进行了规模应用，2021年9月进行了水平井压裂会战，共完成13口井，压裂改造74段361簇，累计用液8.42万m³，累计加砂5 377 m³，实现规模体积改造目标。压后初期投产平均日产油18 t/d，较2020年同期压裂井日产油提升48%，截至2022年6月底累产液超2.66万t，累产油超2.45万t。

(1)基于储层地质参数，建立了天然裂缝双孔双渗底水油藏模型，分析了不同避水高度下含水率、单井累产量，模拟显示：压裂裂缝距底水越近，见水时机越早，含水上升越快；避水高度大于120 m后产量下降。综合考虑含水上升和底水能量，优选最佳避水高度100~120 m，实现控水增油。

(2)优选了“泵送桥塞+多簇射孔”压裂工艺。为解决常规可溶桥塞无法适用于浅层低温油藏，优选了桥塞可溶材料，在25 ℃条件下溶解后为无强度颗粒或泥状物，形成了低温可溶桥塞产品。通过采用提高孔数、避开顶部120°的射孔方案，降低了孔眼摩阻，减少了出砂风险。

(3)利用远探测声波成像分析水平段近井地带的裂缝分布及发育情况，优选地质-工程甜点，转变改造思路，形成了“少段多簇”压裂模式，提升甜点改造针对性，同时实现了降本提效，可为同类储层压裂改造提供借鉴。