縫內轉向壓裂工藝技術在姬塬油田老井改造中的應用及評價

陳志剛，楊 富，陶榮德，張旭升

（1.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田蘇里格氣田開發分公司，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田培訓中心，陜西西安 710021）

長慶姬塬油田屬于典型的“三低”低滲透巖性油藏，所謂的“井井有油，不壓裂不出油”特征，油井投產前需要進行壓裂改造，隨著油田開發進入中后期，由于裂縫失效、地層堵塞、壓力下降等原因導致裂縫導流能力下降，油井單井產量也逐步降低，油田老區穩產難度越來越大。因此必須有針對性的選擇有潛力的生產井進行重復改造，提高單井產能；另一方面注入水沿著裂縫方向突進，部分老井含水上升快，如果采取常規的延長老裂縫的常規壓裂對油層進行改造，將難以取到預期效果。

1 增產技術現狀

老油田重復壓裂技術成為降低油田遞減速度，夯實油田穩產的主要穩產措施之一，近年來主要開展了重復壓裂、酸化、爆燃等老油田常規增產措施工藝技術，取得了較好的效果，壓裂酸化類增油約占總措施增油量的50%以上；常規的重復壓裂存在的主要問題：隨著措施次數的增加，壓裂后增產幅度小，中高含水油井措施后含水上升、產量遞減速度快、有效期短，常規的重復壓裂僅在加砂量和施工排量上達到或略超過初次壓裂的規模，只是將原有的老裂縫加以疏通，很難起到較好重復改造效果[1-4]。縫內轉向壓裂是通過在加砂過程中加入暫堵劑，產生新的支裂縫或溝通天然微裂縫，新老裂縫同時生產，總體上增加裂縫泄油面積，進一步發揮單井控制而未被動用的產能，解決非均質油藏高滲帶過快見水，提高油井措施效果，完善儲層改造配套工藝具有重要意義。

2 轉向壓裂工藝思路

縫內轉向壓裂技術是重復壓裂加砂過程中[5-7]，在混砂池中加入可溶性暫堵劑，混入攜砂液中，攜帶暫堵劑和支撐劑的攜砂液通過壓裂車泵入地層，應用化學暫堵劑使流體在地層中發生轉向，遵循流體向最小阻力方向流動原則，轉向機顆粒進入地層中的裂縫或高滲透層，使裂縫或高滲透層產生橋堵，在壓裂中可以暫堵老縫，形成高于裂縫破裂壓裂的壓力值，產生新的支裂縫或溝通天然微裂縫，新老裂縫同時生產（見圖1，圖2），壓裂結束后，縫內轉向劑被油溶解，總體上增加裂縫泄油面積，提高單井產量。

圖1 常規重復壓裂示意圖

圖2 縫內轉向重復壓裂示意圖

3 措施選井及方案設計

3.1 選井選層

縫內轉向壓裂只要針對于生產時間較長的油藏開發老井，其近井地帶以及老裂縫控制區域開采程度高，但在裂縫控制區域外還存在低動用、未動用剩余油區域，采取此項增產技術可增大裂縫轉向半徑，使其延伸至剩余油區，增加單井產量，延長老井開采周期。

經過前期調研分析和近幾年現場試驗對比分析，可總結出以下適合縫內暫堵改造技術選井條件：

（1）有較好的水驅條件，區域井網完善，注采層位對應，水驅雙向或多向受效，生產動態顯示有注水見效跡象的井。

（2）油井所處油藏能量保持水平較高，即有充足的能量基礎，地層壓力保持在原始地層壓力的85%以上。

（3）單井在初次壓裂時有過高產史，且控制足夠的剩余可采儲量，面積大，儲量豐度高，但采出程度低于15%，初次改造不夠規模的油井、前次壓裂的裂縫已失效的油井，或由于施工原因造成前次壓裂失敗的油井。

（4）儲層存在微裂縫，儲層上下有明顯的遮擋層（縱向上應力差大于平面內應力差），阻礙裂縫上下延伸，平面內應力差值較小，水平地應力差小于10 MPa，迫使裂縫在平面內轉向。

3.2 方案設計

3.2.1 暫堵劑優選 目前，裂縫轉向暫堵劑主要有懸浮型堵劑、地下交聯型堵劑和地面顆粒型堵劑，根據現場試驗效果，懸浮型堵劑受紊流等作用影響，難以形成較大的壓差阻力；地下交聯堵劑由于交聯不均勻，不易達到強度要求；地面顆粒型堵劑在現場試驗中效果良好。按照化學性質分主要有油溶性暫堵劑和水溶性暫堵劑，暫堵劑進入裂縫后會發生一定的塑性變形，與支撐劑相互包裹與橋接，逐漸下沉堆積，當達到一定平衡高度和封堵距離時，會產生暫堵壓力差，開啟新裂縫（見表1）。

3.2.2 主要工藝參數設計 根據前期對國內外相關資料調研和現場暫堵壓裂后效果資料分析，優化區塊縫內轉向壓裂基本工藝參數。

（1）加砂量：由于壓力波動過程高壓持續時間短，支裂縫內鋪砂濃度很低，絕大部分砂量都鋪置在主裂縫內，考慮到主裂縫附近多個支裂縫的存在，使壓裂液的濾失速度和濾失量比常規壓裂明顯增加，造成壓裂主裂縫長度明顯縮短，因此，縫內轉向壓裂砂量選擇可以考慮在常規壓裂規模的基礎上增加5 m3～10 m3砂量進行設計和施工，加砂量控制在20 m3～45 m3。

（2）砂比：加入暫堵劑前壓裂過程主要以提高縫內支撐劑充填程度為目的，為給暫堵劑在裂縫內的作用效果提供有利條件，在不出現施工壓力寬幅震蕩（震蕩幅度達到1 MPa以上）或壓力爬坡的情況下，采取逐級提高砂比，砂比提高的幅度和速度以不出現砂堵為原則，提高砂比的幅度應以5%左右為宜，保證裂縫內鋪砂濃度達到5.0 kg/m2～7.0 kg/m2，平均砂比在30%～40%，滿足壓后增產的需要。

（3）排量：主裂縫延伸階段采用適度排量造長縫的原則，排量確定為1.6 m3/min～2.0 m3/min；暫堵升壓階段，排量確定在1.8 m3/min～2.2 m3/min；同時為了不破壞升壓段塞的橋堵效果，要求排量提高過程中要逐級緩慢的提高。

（4）暫堵劑加入量及加入速度：由于儲層地質特征不同，加入暫堵劑后升壓幅度各不相同，根據對以往進行的暫堵壓裂井的分析，制定了合理的暫堵劑加入量和加入速度，采取一級和二級暫堵，暫堵劑用量應控制在300 kg～450 kg，加入速度不小于45 kg/min～90 kg/min。

4 現場應用效果

近三年，共實施老井縫內暫堵壓裂70口，措施有效率94.3%，平均單井日增油1.4 t，平均單井產量較措施前增產2.2倍，綜合含水下降14%，取得了較好的控水增油效果（見表2）。

4.1 縫內轉向工藝分析

由現場壓裂施工曲線看出，轉向劑加入后有明顯的壓力提示，對施工的縫內轉向壓裂井壓力上升幅度數據統計，壓力提升一般在2.0 MPa～8.0 MPa，平均壓力上升3.5 MPa，證明縫內轉向得到了實現（見圖3，圖4）。由圖4知，壓力上升幅度大于2.5 MPa，增油效果相對較好，顯示了該工藝技術在該區塊具有較強的適應性和針對性。

表1 油水井用暫堵劑主要性能指標

表2 近三年縫內暫堵壓裂措施效果統計表

4.2 區塊實施效果分析

元66油藏為縫內暫堵壓裂主要試驗區塊，共計實施22口井，施工成功率93.5%，措施后平均單井日增油1.25 t，相較于同區塊常規重復壓裂平均單井日增油0.95 t，提高了0.30 t（見表3）。

4.3 典型井例分析

（1）x75-99井：生產層位長6，于2008年加砂壓裂后投產，初期日產液7.56 m3，日產油5.69 t，含水10.4%，2017年1月產量下降，日產液0.81 m3，日產油0.55 t，功圖顯示供液不足，實施縫內轉向壓裂加砂25 m3，兩級暫堵方式共加入暫堵劑480 kg，排量1.6 m3/min，平均砂比28%，入地液160 m3，壓裂施工曲線（見圖5）。措施后日產液由0.81 m3上升到5.02 m3，日產油量由0.55 t上升到3.46 t，日增油2.91 t，措施效果顯著。

圖3 縫內轉向壓裂施工圖

圖4 壓力上升幅度與日增油關系圖

表3 元66油藏縫內暫堵壓裂措施效果對比統計表

由x75-99壓裂施工監測曲線圖看，長6層實施縫內轉向壓裂過程中，分兩次加入暫堵劑后，壓力分別上升6 MPa和4 MPa，施工壓力升高提升了裂縫內凈壓力，促使裂縫轉向產生新裂縫；兩次壓力上升后，壓力保持在22 MPa～24 MPa持續10 min之久，說明暫堵劑進入地層后起到較好的橋堵作用。

（2）J52-8井：生產層位長8，于2010年加砂35 m3壓裂后投產，初期日產液3.41 m3，日產油2.53 t，含水11.7%，2017年9月該井日產液0.70 m3，日產油0.54 t，含水22.8%，實施縫內轉向壓裂，加砂35 m3，兩級暫堵方式共加入暫堵劑520 kg，排量2.4 m3/min，平均砂比28.8%，入地液 198 m3，壓裂施工曲線（見圖6），措施后日產液由0.70 m3上升到3.16 m3，日產油量由0.54 t上升到1.76 t，日增油1.22 t，措施效果顯著。

由J52-8壓裂施工監測曲線圖看，長8層實施兩級暫堵壓裂，壓力分別上升4 MPa和3 MPa，長8層地層壓力施工壓力達到34 MPa，新裂縫開啟。截止12月31日日產液2.31 m3，日產油量 1.16 t，日增油0.62 t，存在問題初期產量較高，后期產量下降較快，穩產期偏短。

圖5 x75-99井壓裂監測曲線圖

圖6 J52-8井壓裂監測曲線圖

綜合分析有以下原因：（1）該區塊長8層長期注水受效差，地層壓力保持水平偏低，2017年該井關井測壓14.7 MPa，壓力保持水平86.0%，壓力保持水平是影響措施后效果的決定性因素；（2）該區儲層物性差，平均滲透率0.16 mD，孔隙度7.9%，儲層改造難度較大，由施工曲線看出裂縫轉向后新裂縫延長有限，新開啟的裂縫溝通的儲層相對長4+5、長6層較少，裂縫導流能力偏低，側向的動用程度偏低。長8儲層之前試驗酸化等小措施效果一般，目前來看縫內轉向壓裂是長8儲層改造有效增產手段。

5 結論與認識

（1）縫內轉向壓裂技術較常規壓裂有明顯的增油控水效果，單井日增油1.4 t，較措施前增產2.2倍，相較于常規壓裂單井日增油提高了0.30 t，平均綜合含水下降14%，取得了較好的控水增油效果，具有很好的針對性和適應性，是老油田開發一項關鍵穩產技術。

（2）壓力為油田開發的靈魂，物質基礎和能量保障是決定措施增油量的主要因素，在選井時應優選地層能量充足（壓力保持水平85%以上）的油井，其次要考慮天然微裂縫發育、較低的水平主應力差值、良好的儲隔層遮擋等因素。

（3）總體來看，長4+5、長6的縫內轉向壓裂效果好于長8層。縫內轉向壓裂效果受新裂縫延伸長度影響較大，壓力上升幅度和增加升壓時長是提升改造效果的關鍵，壓力上升幅度大于3.0 MPa，增油效果相對較好。

（4）堅持“一井一方案”差異化管理是提高增油效果的關鍵，主向井、側向井、高含水井、加密井等油井，對主裂縫和支裂縫長度要求明顯不同，必須結合單井實際，采取針對性措施方案。

（5）研究和探索暫堵劑類型、投加量和堵劑投加時機，是進一步提升縫內轉向壓裂控水增油效果的關鍵。