胡154 區塊混合水壓裂效果研究

羅 棟，胡 剛，劉 冰，楊 靖

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

近幾年胡尖山油田主力開采層位向長2 以下致密油藏發展，油層物性變差，措施增產難度逐年加大。2013 年措施緊扣油田公司以體積壓裂理念為指導的“油井重復壓裂年”活動主題，解放思想，優選推廣成熟工藝，大膽創新，不斷對重復壓裂工藝進行深入研究，從對原有裂縫重復改造到擴大縫網系統的體積壓裂，工藝技術不斷完善，改造效果持續提高。

1 混合水壓裂技術特點

混合水壓裂實現了對儲層的立體改造，能混合水壓裂夠增大泄油面積，提高儲量動用程度，有效提高了儲層平面及剖面上儲量動用程度。

圖1 形成高滲透率泄流體積

圖2 混合水壓裂平均帶長240 m，帶寬80 m～130 m，縫高30 m～50 m

混合水壓裂后，能夠改善滲流狀況，建立有效驅替壓力系統，促使油井見效滲流狀況變好，滲透率、壓力恢復速度提高2～3 倍。

滲透率提高，啟動壓力梯度降低，近井地帶壓力損失減小，有利于有效驅替壓力系統的建立，研究表明，滲透率提高2 倍，油井極限流動半徑可增加20 m。

2 實施效果及認識

該區塊油井總井數：650 口油井開井數576 口，日產油水平832 t，單井產能1.55 t/d，綜合含水47.5 %，采油速度0.47 %，采出程度2.78 %，動液面1 612 m，注水井總井215 口，日注水平：5 251 m3，單井日注：27 m3，月注采比：2.90。通過近幾年精細分層注水，地層壓力逐步恢復，地層壓力15.1 MPa，保持水平97.4%；地層壓力分布整體趨于均勻。該區整體水驅均勻，局部存在多方向見水。2014 年水驅控制程度93.9 %；水驅儲量動用程度為73.2 %。

2013 年在該區塊開展混合水壓裂試驗，取得了較好的效果。采用“大排量、大液量、低砂比”和“低粘液體”的思路，通過不同液體類型、多段塞注入，達到形成復雜縫網、擴大改造體積的目的。

主要工藝技術：混合水壓裂、暫堵轉向+混合水體積壓裂等。

表1 混合水壓裂前后液面恢復測壓數據對比表

圖3 模擬油測啟動壓力梯度與氣測滲透率關系圖

圖4 注采井間壓力分布示意圖

圖5 油井極限流動半徑與滲透率關系曲線

圖6 混合水壓裂選井原則

表2 混合水壓裂技術思路

壓裂液：采用滑溜水+基液+交聯液交替注入。

支撐劑：采用70/100 目、40/60 目小粒徑石英砂填充支縫、20/40 目石英砂填充主裂縫，通過多段塞組合注入形成復雜裂縫。

施工參數：加砂量35 m3～50 m3，施工排量6.0 m3/min～8.0 m3/min，砂比≥15 %，入地液量300 m3～400 m3。

2.1 實施效果

胡154 區混合水壓裂實施15 口，平均加砂42.8 m3，排量6.7 m3/min，砂比17.2 %，入地液量452.4 m3；目前單井平均日增油2.6 t，單井累增油826.9 t，投入產出比1:2.71（常規壓裂1:2.42）。

圖7 2013 年胡154 區塊混合水壓裂效果圖

圖8 胡154 區塊混合水壓裂實施效果對比圖

表3 2013 年混合水體積壓裂井實施效果統計表

表3 2013 年混合水體積壓裂井實施效果統計表（續表）

圖9 胡154 區塊混合水壓裂與常規壓裂井生產曲線

圖10 胡154 區塊含水上升井甲型水驅曲線

圖11 胡154 區塊含水上升井含水-采出程度關系曲線

混合水體積壓裂主要在胡154 區實施，共實施15口，有效13 口，有效井平均單井日增油3.18 t，是常規措施的4.3 倍，平均單井累增油304.5 t，提單產效果顯著。該類井分布胡154 區塊大部分開發單元（西北部、東南部除外），中部、北部油層物性相對較好，油層厚度，巖石脆性高，無明顯底水，地層壓力保持水平較高，地質條件符合混合水壓裂工藝選井條件。

2.2 取得的認識

（1）與同區塊常規壓裂相比，混合水壓裂井日增油顯著增加，但含水上升約10 %。

（2）胡154 區塊人工裂縫復雜，措施控水難度大。該區長期注水開發致使最大主應力方向發生改變，人工裂縫更為復雜，裂縫展布難以預測，見水風險大。

（3）東北部物性差，壓力保持水平低，實施效果差。2013 年東北部實施3 口井，1 口水淹，2 口產量低于2.0 t，效果差。

（4） 改造規模與效果相關性強。當入地液在300.0 m3～450.0 m3單井日增油大于2.0 t、累增油大于600 t 的井數比例最大；入地液量大于450 m3含水上升大于15%的油井比例增大，效果差。

（5）油層厚度大于15 m 增油效果好。油層厚度與單井日增油、單井累增油正相關，當油層厚度大于15 m，單井日增油大于2.0 t，累增油大于700 t 的井數明顯增加。

（6）縫端暫堵壓裂工藝適應性更好。縫端暫堵壓裂試驗井有效期內平均單井日增油2.56 （t常規混合水壓裂2.36 t），目前平均單井日增油1.97 （t常規混合水壓裂1.82 t），平均單井累增油979.3 （t常規混合水壓裂717.9 t）。

3 總結

通過已實施的混合水壓裂井效果及動態監測數據得出以下幾點認識：

表4 胡154 區塊選井選層標準優化

（1）能量是措施效果的保證，混合水壓裂應選取地層能量充足的井，壓力保持水平在85 %～120 %，同時措施前必須進行本井測壓，不能用鄰井壓力做參考。

（2）油藏邊部井物性差，邊底水發育，不能進行混合水壓裂。

（3）胡154 區通過多年注水開發，地應力發生改變，下步應加強人工裂縫監測工作，進一步認識人工裂縫方位，指導后期參數優化。

（4）該區整體水驅均勻，壓力保持水平高（97.4 %），開發效果較好，應適當控制混合水壓裂措施工作量。

（5）該區長期注水開發導致地應力發生改變，混合水壓裂縫網復雜，措施后易見注入水。需控制措施規模，該區混合水壓裂改造入地液量應控制在450.0 m3以內，排量控制在4.0 m3/min～6.0 m3/min。