低滲透儲層混合水重復壓裂選井條件研究

張曉明，王建峰，王永剛，周尚龍，楊建民，沈光輝，劉軍，喻曉林

（中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安710021）

低滲透儲層混合水重復壓裂選井條件研究

張曉明，王建峰，王永剛，周尚龍，楊建民，沈光輝，劉軍，喻曉林

（中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安710021）

油井重復壓裂是低滲透油田保持穩產的一項重要工作。由于常規水力壓裂規模小，壓裂液返排效率低，導致油井重復壓裂增產潛力有限。混合水重復壓裂技術是在常規水力壓裂的基礎上，利用“滑溜水+基液+交聯液”代替普通胍膠壓裂液，用陶粒代替普通石英砂，通過油溶性控縫暫堵劑堵塞原壓裂縫，再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比對原射孔段進行二次壓裂。通過姬塬地區長8油藏16口井混合水重復壓裂實驗證明，由于解決了常規水力壓裂規模小和返排率的問題，油井增產效果達到了常規水力壓裂的3倍；選井時，需優先選擇油層厚度大、儲層物性好、壓力保持水平高、注水長期不見效的井網側向井，盡量避免混合水重復壓裂規模大導致與注水井溝通水淹。

長慶低滲透；混合水；重復壓裂；選井條件

長慶低滲透儲層指滲透率小于50×10-3μm2的儲層［1］，油層一般具有低壓、低孔、低滲透的特點，必須經過水力壓裂才有產能。而且隨著開發時間的延長，原有壓裂裂縫會因支撐劑破碎、壓實及嵌入巖石等原因，致使裂縫導流能力下降，甚至失效［2-4］，造成油井產量下降。目前解決的主要方法一般是采取重復壓裂，但是由于低滲透儲層滲透率低的特點和常規重復壓裂規模小、壓裂液返排率低的特點，油層改造程度不夠，儲層易受污染，常規水力重復壓裂往往效果不佳，措施增產和措施有效期都受到限制。2010年以來，長慶油田借鑒美國頁巖氣開發經驗，先后在三疊系長8、長7以及長4+5等低滲、特低滲透油藏新井儲層改造中應用混合水體積壓裂，效果明顯［5-9］。2014年借鑒新井油層混合水壓裂改造經驗，在姬塬地區長8油藏選擇了16口老井進行混合水重復壓裂實驗，由于選井分別位于油藏的不同位置，油層物性、壓力保持水平存在差異，實驗井中12口油井取得了明顯的效果，4口井措施無效。

1 混合水重復壓裂技術

混合水重復壓裂是在常規水力壓裂的基礎上，利用“滑溜水+基液+交聯液”代替普通胍膠壓裂液，用陶粒代替普通石英砂，通過油溶性控縫暫堵劑堵塞原壓裂縫，再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比對原射孔段進行壓裂。通過滑溜水與凍膠的交替注入，提高壓裂縫內凈壓力，開啟天然裂縫，最大限度的實現壓裂縫與天然裂縫溝通，形成天然裂縫面剪切錯斷自撐和人工裂縫鋪砂支撐的立體網格系統，擴大了油層泄油面積，從而達到提高產量的目的。

該技術的特點是“三大兩小”，即大液量、大砂量、高排量，低密度支撐劑、低砂比。大液量和大砂量有助于提高儲層改造體積；高排量有助于提高縫內凈壓力，從而使天然裂縫開啟并延伸；低粘度壓裂液摩阻低、導壓性能好，有助于開啟微裂縫，且傷害小；小粒徑支撐劑使微裂縫得到填充，能夠提高微裂縫導流能力，最終形成儲層立體改造的目的。

2 選井條件研究

2.1 儲層地質特征

由15口井巖心物性分析資料可知，姬塬地區長8儲層礦物成分主要是巖屑質長石砂巖，其中石英平均含量為28.2%，長石平均含量為29.3%，巖屑平均含量為23.9%，儲層填隙物含量為14.4%。儲層孔隙以發育原生粒間孔和粒間溶孔為主，次為長石粒內溶孔和鑄模孔，平均孔徑71 μm。儲層平均孔隙度11.03%，平均滲透率0.72×10-3μm2，屬于超-特低滲透儲層。油層自然產能低，需壓裂后才有產能。

根據野外露頭和巖心資料觀察，姬塬地區長8儲層發育北西-南東向和北東-南西的兩組主裂縫和大量的微裂縫（開度小于50 μm的裂縫），微裂縫發育對儲層孔隙度貢獻不大，但對滲透率的影響較大。研究證明［10］，微裂縫發育的儲層比微裂縫不發育的儲層滲透率大很多，有時甚至達到10倍以上。正是由于微裂縫的發育，姬塬地區長8油層經壓裂后的產液能力才能得到很大的提升。

2.2 油田開發特征

姬塬地區長8油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，為典型的巖性油藏，油藏范圍受巖性、物性雙重控制。該油藏2007年開始投入開發，井網采取菱形反九點面積注采井網，開發方式為超前注水開發，即注水井超前注水三個月后，待地層壓力保持水平達到原始地層壓力的110%～120%時，油井開始投入開發。截止目前，該油藏共有油井135口，單井日產油1.41 t，綜合含水36%；注水井43口，井均日注20 m3。油藏月注采比2.30，累計注采比2.03，地質儲量采油速度1.32%，地質儲量采出程度3.98%，壓力保持水平53%～89%。

2.3 混合水重復壓裂實驗

本次混合水重復壓裂實驗在姬塬地區長8油藏共選井16口（見表1），采用油溶性暫堵劑裂縫暫堵加“滑溜水+基液+交聯液”混合壓裂，支撐劑采用20～40目（視密度2.94 g/cm3）和40～70目（視密度3.22 g/cm3）低密度陶粒。根據油層厚度和儲層物性，分別加低密度陶粒45 m3～60 m3，砂比13.1%～17.3%，排量6 m3/min～10 m3/min，入地液量404 m3～497 m3。

表1 姬塬地區長8混合水壓裂實驗措施井儲層物性及壓裂參數表

從16口實驗井措施增油效果來看（見表2），其中12口井取得了明顯的效果，初期井均增油4.39 t，為同期該區常規水力壓裂增油量的3倍，有效井占總實驗井數的75%；4口井措施無效（單井日增油小于0.5 t），占總實驗井數的25%。

2.4 實驗效果分析

從壓裂前后的對比數據可以看出，12口有效井混合水重復壓裂前后日產液、日產油均明顯上升，動液面上升，沉沒度增加，含水基本穩定，措施有效期最長已達6個月，且16口井目前增油仍然有效，措施效果較好。

4口無效井重復壓裂前后液量、油量均無明顯變化或變化較小，措施無效。從壓裂前地層壓力分布來

看，4口無效井均位于油藏邊部，與有效的12口井相比，油層厚度薄，儲層物性差，注水見效差，地層壓力保持水平低，平均壓力保持水平僅為60%，而有效的12口井壓力保持水平達89%。

表2 姬塬長8油藏油井混合水重復壓裂效果表

無效井中F55-47井無對應注水井，2010年投產后一直為自然能量開發，F47-58、F44-69、F57-55雖有對應注水井，但對應的F46-57、F44-69、F56-55注水井由于地層致密，長期欠注，能量保持水平相對較差。

從措施費用看，根據長慶油田測算，混合水壓裂與常規壓裂相比，由于壓裂規模大，作業費、壓裂液費及壓裂作業費有所增加，平均單井費用比常規水力壓裂高1/3左右，而單井增油量約是常規水力壓裂的3倍，綜合認為，本次試驗取得了成功。

2.5 選井條件研究

從姬塬地區長8油藏混合水重復壓裂實驗結果來看，混合水重復壓裂能夠較大幅度增加油井產量，且措施有效期長，可作為低滲透-特低滲透油層措施增產的一項重要技術。

從措施有效井和無效井的儲層物性、壓力保持水平、油藏位置對比分析可以看出，位于油藏邊部及壓力保持水平較差的位置，混合水重復壓裂效果均較差，主要為措施前后液量變化不大，因此為了確保措施效果，混合水重復壓裂選井應優先選擇油藏中部及地層壓力保持較高的區域，具體為：

（1）油層厚度大，連通性好，展布穩定；（2）儲層物性相對較好，非均質性相對較弱；（3）壓力保持水平高，能量基礎穩定；（4）單井產量相對較低，具備增產空間；（5）選擇無明顯水淹區的、注水長期不見效的側向井，盡量避免混合水重復壓裂規模大導致與注水井溝通水淹。

3 結論

（1）混合水重復壓裂由于采用了大液量、大砂量、大排量，低密度支撐劑、低砂比“三大兩小”壓裂技術，壓裂規模大、壓裂液返排率高，較大幅度增加了低滲透儲層滲流能力，有效的提高了低滲透油藏的措施增產效果，可作為低滲透油藏措施增產的一項重要技術。

（2）為確保低滲透油層重復壓裂效果，混合水重復壓裂應優先選擇油層厚度大、儲層物性好、壓力保持水平高、注水長期不見效的油藏中部井網側向井，盡量避免混合水重復壓裂規模大導致油井與注水井溝通水淹。

［1］王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油藏開發［M］.北京：石油工業出版社，2007.

［2］（美）J.L.吉德利（Johnl L.Gidley），蔣闐，等.水力壓裂技術新發展［M］.北京：石油工業出版社，1995.

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.012

TE357.12

A

1673-5285（2015）08-0045-04

2015－05-15

張曉明，男（1977-），漢族，工程師，學士學位，主要從事油田開發管理工作，郵箱：zxiaom_cq@petrochina.com.cn。