對應精細控制壓裂技術在低滲透油藏薄差油層的應用

于海山

中國石油大慶油田有限責任公司第八采油廠 （黑龍江 大慶 163318）

經過30余年高效高速開發，油田開采的主力油層已經進入中高含水期，薄差油層成為油田重要的產能挖潛對象。壓裂作為改善油層滲流條件的重要增產技術，對薄差油層的開發提供了有效的技術支持[1-8]。但是，受到低滲透油藏砂體發育差、薄互層多、連續性差、孔隙度低、滲透率低、非均質性強、注采關系不完善等因素影響，壓后增油少、收效時間短，重復壓裂效果不理想。因此，針對低滲透油藏薄差油層有效動用難題，探索應用了油水井對應精細控制壓裂技術，將改造方式由單井點常規壓裂轉變為油水井組同時對應層位壓裂改造，通過加大施工規模形成大穿透比裂縫，間接縮小井距，建立有效驅替壓差，取得了較好的壓后效果，實現薄差層長期有效動用的目的，為低滲透油藏薄差油層開發提供了技術參考。

研究區域屬大慶長垣外圍的低滲透油田范圍，主要開采低豐度薄互葡萄花油層和特低滲透扶余油層。區域內油氣儲層主要為三角洲分流平原亞相和前緣亞相的沉積砂體，受區域沉積環境控制，含油砂體以分流河道砂和水下分流河道砂為主，薄差油層多為窄小河道砂、復合河道砂、分流河道間小片薄層砂和透鏡狀砂體，具有薄砂薄泥互層、含鈣隔層發育、砂體連續性差、非均質性強等特征；受區域斷層及巖性變化控制，主要發育構造巖性油藏。油藏開發方面，原油開采具有井深、油稠、凝固點高、含蠟量高等特點。由于油田開發井網間距大，對薄差油層砂體控制程度低，使部分油水井間距大、砂體連通性差，薄差油層注采關系往往不夠完善，水驅效果不夠理想。

1 對應精細控制壓裂技術

1.1 對應精細控制壓裂技術原理

針對薄差油層發育特點，對未動用及動用效果差的薄差層應用油水井對應精細控制壓裂技術，將壓裂方式由常規油井單井點壓裂轉變為油水井組對應壓裂，將壓裂對象由單卡段多層籠統壓裂轉變為單砂體對應精細控制壓裂改造。并將裂縫形式由常規單縫延伸轉變為樹枝狀裂縫系統，將壓裂砂量由常規固定用量轉變為單砂體壓裂工藝個性化用量，將壓裂液由常規胍膠壓裂液轉變為全液態締合壓裂液，以減少對低滲透薄差油層的傷害，達到提升壓裂效果的目的。

1.2 對應精細控制壓裂選井選層

通過對預實施壓裂井組的井史、措施、監測、井況、油藏描述、井振解釋、數值模擬、測井解釋等資料分析，明晰井組生產動態變化、歷史措施、壓力狀態、井身狀況、連通類型、構造特征、動用狀況、油水分布情況，建立了薄差油層油水井壓裂井組及挖潛層位的優選標準（表1）。同時根據井組油層發育及連通狀況確定壓裂時機，對全井薄差層層數比例大于80%、厚度比例大于60%的油井，在投產初期實施對應壓裂；對全井薄差層層數比例50%～80%，厚度比例30%～50%的油井，在投產后2年左右實施壓裂，此時地層儲量和能量較高，為較長增長期提供保證；對全井薄差層層數比例小于50%，厚度比例20%～40%的油井，跟蹤生產動態，選取最佳壓裂時機進行壓裂。按照選井選層標準，將目的層精細劃分成若干個與水井壓裂層位，逐個小層進行個性化設計，以提高油層剖面薄差小層的動用程度。

表1 薄差油層壓裂措施選井選層標準表

1.3 對應精細控制壓裂工藝優選

1.3.1 壓裂方法優選

根據選井選層結果，找準油水井砂體連通層位對應關系，在對油藏、井、層特點取得再認識基礎上，將現有成熟工藝與創新技術試驗相結合，將改造對象由雙封單卡多層段籠統壓裂轉變為單砂體個性化壓裂改造，形成適合薄差油層條件、不同井型井況條件下的壓裂改造工藝體系研究確立了6種剩余油挖潛方向的壓裂工藝方法（表2），有效解決了薄差油層開發的平面矛盾及層間矛盾。

表2 薄差油層壓裂工藝優選

1.3.2 壓裂管柱優選

根據壓裂井井況，壓裂層位及壓裂層數設計，優選適合井況特點的工藝管柱（表3），實現壓裂設計。

表3 薄差油層壓裂管柱優選

1.4 對應精細控制壓裂規模優化

1.4.1 裂縫參數優化

結合薄差油層特點，通過建立不同裂縫參數與措施后投入產出比的對應數值模型，對裂縫參數進行合理優化，并模擬了措施井采出程度與穿透比關系曲線，確定了最佳的裂縫穿透比，將油井穿透比由優化前的35%提高到45%，縫長由優化前的105 m提高到135 m，在技術效果上形成了大穿透比裂縫體系；將水井從一定程度控制壓裂規模，進而控制含水及提高驅動效果，由優化前的40%降低到35%，縫長由優化前的120 m降低到105 m，使施工規模與裂縫穿透半徑取得最大化效益，同時完善了薄差油層注采關系，提升了改造效果。

1.4.2 施工砂量優化

將裂縫縫長設計結合井距和油層類別設計加砂量（表4），以滿足不同條件砂體的個性化特征。

表4 施工砂量優化設計表

1.4.3 施工排量優化

隨著施工排量的增加，裂縫幾何尺寸增大，縫高延伸加快，所以結合井況地質條件設計了針對性的施工排量（表5）。并且，對隔層厚度較小的井，為防止竄槽，降低施工排量；對于壓裂層段內夾層小且小層較多的壓裂井，為盡可能壓開多個層段，增大施工排量。

表5 施工排量優化設計表

1.5 對應精細控制壓裂材料優選

1.5.1 壓裂液優選

低滲透油藏薄差油層存在油層深、井筒摩阻大、地層壓力系數低的特征，壓裂液返排率較低，常規壓裂工藝采用的胍膠壓裂液不溶于水，低返排率不僅污染地層，而且削減壓裂效果。所以，為保證薄差油層壓裂效果，需要應用無需返排、不污染地層的清潔壓裂液進行施工。針對薄差油層對應精細控制壓裂技術應用清潔壓裂液技術，采用全液態締合壓裂液體系，由稠化劑、輔劑兩種液體組成，通過分子間的締合作用形成超分子聚集體，由這些超分子聚集體相互結合形成布滿整個溶液空間的三維網狀結構，從而使溶液成為典型的結構流體，具備大大提高有效黏度-黏彈性、抗剪切降解、高有效黏度低磨阻-剪切稀釋性等特點，滿足壓裂施工的需求，減少地層傷害[9-10]。

1.5.2 支撐劑優選

以預期獲得的壓裂效果所需要的裂縫導流能力為根據，結合地層條件、工程條件以及對支撐劑的室內試驗結果，選擇適用的支撐劑（表6）。針對高含水井，采用覆膜砂壓裂，同時為防止壓裂后支撐劑回流，增強縫口的導流能力，對有效厚度4 m以上尾追樹脂陶粒。

表6 薄差油層壓裂支撐劑優選

2 應用效果分析

針對低滲透油田的薄差油層，應用對應精細控制壓裂技術試驗8個井組，其中實施油井壓裂8口、水井壓裂8口。采取措施后，油井平均單井日增油3.1 t，增油強度 1.1 t/(d·m)，平均有效期達到 266 d（表7）。

Y6井于2015年11月投產，壓裂前生產狀況較差，采油強度只有0.2 t/(d·m)。為了發揮該井潛能，2017年3月對該井全井壓裂，初期與壓裂前對比，日增液2.9 t，日增油1.8 t。與之連通的水井S6井延遲對應壓裂，在Y6井壓后1個月實施對應壓裂，壓前該水井油泵壓持平完不成配注，吸水指數僅為0.05 m3/(d·MPa)，壓后注水壓力降至16.5 MPa，順利完成配注。此時，油井Y6井增油效果更好，日增液5.3 t，日增油4.2 t，采油強度1.37 t/（d·m），累計增油821.4 t。由此可見，同一井組內油水井同時壓裂，油井增油效果更加顯著。

Y2井于2015年10月投產，壓裂前生產狀況較差。2017年1月，對油井Y2井及水井S2井同時進行了對應壓裂，取得了較好效果。S2井壓裂后，日注水量增加5 m3，視吸水指數提高至0.66 m3/(d·MPa)。Y2井壓裂后，日產液增加6.5 t，日產油增加4.6 t，綜合含水下降25.0%，動液面穩定，累積增油963 t。從數據統計分析，同一井組中的油水井同時壓裂，及時補充了地下能量，壓裂效果更好。

表7 對應精細控制壓裂技術應用效果統計表

見油時間方面，因全液態壓裂液體系無殘渣、濾失遠，破膠液有驅油作用，見油時間較應用胍膠壓裂液井晚3 d左右，初期日增油較對比井少0.3 t，15 d后驅油效果顯現，較應用胍膠井稍低，后期產油、產液穩定。

3 結論

1）對于薄差油層砂體發育差、注采不完善的實際情況，實施針對性的油水井對應精細控制壓裂技術，平均單井日增油3.1 t，增油強度1.1 t/(d·m)。

2）應用全液態壓裂液體系，見油時間較應用胍膠壓裂液井晚3 d左右，初期日增油較對比井少0.3 t，15 d后驅油效果顯現，較應用胍膠井稍低，后期產油、產液穩定。

3）對應即系控制壓裂技術針對薄差油層改造，從壓裂改造方式、改造對象、裂縫形式、壓裂砂量等方面轉變思路，形成適用于低滲透油藏薄差油層的壓裂改造技術，取得了較好的試驗效果，對改善動用較差或未動用的薄差油層具有一定借鑒作用。