姬塬油田寬帶壓裂工藝技術研究與應用

巨江濤，張進科，張青鋒

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

姬塬油田屬于典型的低滲、低壓、低豐度油田，普遍采用壓裂投產和注水開發。隨著生產時間的延長，部分井有效導流能力與開發井網、儲層滲流能力適配性變差，大量剩余油分布于人工裂縫兩側，難以得到動用，造成油井單井產量和最終采收率低。為了恢復或提高低產井產量，常采取常規加砂壓裂、前置酸壓裂、酸化解堵等老井重復改造措施，平均單井增油量＜1.0 t/d，說明常規重復改造難以動用裂縫側向剩余油。近年來，國內各大油田在致密砂巖等難動用儲層方面開展了體積壓裂技術攻關，初步取得了較好的增產效果。為了進一步提高重復改造效果[1]，本廠對羅1 長8、黃3 長8等典型儲層特征和開發特征進行分析，借鑒“體積壓裂”理念，提出并試驗了以擴大側向改造體積為目標的老井寬帶壓裂技術，并取得較好的試驗效果。

1 寬帶壓裂可行性研究

1.1 動態應力場研究結果

隨著注采的進行，開發區域的地應力場出現高低應力分區、剩余油主要集中在高應力區。在重復壓裂時，利用微裂縫發育特征、優化工藝措施，使裂縫延伸至高地應力區，形成復雜裂縫是提高單井產量的關鍵（見圖1、圖2）。

脆性指數與天然裂縫[2]：姬塬長8 油藏脆性指數為39～52，天然裂縫發育密度達到了0.76 條/米，具備形成復雜縫網的先天條件。

圖1 高低應力區及剩余油示意圖

圖2 重復壓裂裂縫延伸的5 種可能路徑

地應力與裂縫轉向：姬塬長8 油藏的水平兩向應力差2.07 MPa～6.2 MPa，平均值為3.8 MPa。較低的水平兩向應力差會使裂縫轉向半徑增大，促使裂縫沿垂直于初次裂縫的方向延伸，從而產生新裂縫，增加裂縫帶寬。

1.2 寬帶體積壓裂增產潛力研究

近年來，圍繞體積壓裂產生的裂縫形態[3]，國內外從露頭特征、取心描述、成像測井、微地震監測等方面開展了大量的綜合性研究。目前主流的有三種認識：（1）早期為形象闡述體積壓裂“打碎”儲層的增產機理，將裂縫形態描述為類似玻璃打碎后的形態，裂縫形態復雜，此類裂縫在北美Barnett 油田，由于其水平兩向應力接近，天然裂縫高度發育，井下微地震監測顯示體積壓裂形成了復雜的裂縫網絡；（2）Cipolla 提出利用網格平板模型刻畫不同裂縫形態的研究方法，與油藏數值模擬結合，計算不同裂縫形態與產量關系，此類裂縫形態在數值模擬中普遍采用，但是受儲層非均質性、天然裂縫發育情況，不同儲層計算的產量差異較大；（3）認為水力壓裂初期主裂縫沿最大主應力方向擴展，高凈壓力作用下天然裂縫張開，與主縫交錯延伸，形成以長縫為主縫+次生裂縫為支縫的復雜裂縫系統[4-6]。

本文采取上述的第三種裂縫形態認識，結合超低滲透油藏的開發地質特征，老井寬帶體積壓裂技術思路是：以初次人工裂縫為主縫，重復壓裂開啟的天然裂縫和新的人工裂縫為支縫形成復雜裂縫網絡，增加重復改造裂縫帶寬，動用側向剩余油，從而提高油井產能（見圖3）。

圖3 初次壓裂人工裂縫（a）與寬帶體積壓裂裂縫（b）示意圖

重復壓裂裂縫帶寬過大時，容易引起水淹，裂縫帶寬較小，則難以克服啟動壓力梯度，難以突破初次壓裂極限泄油半徑，對油井產能增加效果較差，因此對于重復壓裂，裂縫帶寬的范圍確定顯得尤為重要，本文以超低滲油藏B 區塊X 井組為例，開展寬帶壓裂增產潛力研究。

1.2.1 初次人工裂縫泄流面積確定最小帶寬 超低滲透油藏低孔低滲以及存在啟動壓力梯度，其初次壓裂極限泄油面積受限，難以建立有效的驅替系統。通過體積重復壓裂可以降低滲流阻力，使壓力降突破初次壓裂極限泄油半徑，提高產能，從而確定重復壓裂最小帶寬。

由于超低滲透油藏極限泄油面積較小，油井主要依賴于壓裂裂縫增大泄油面積，泄油面積呈橢圓狀，且壓裂裂縫半長、生產壓差、滲透率、啟動壓力梯度對橢圓形態起到重要影響，因此基于上述參數，設計不同裂縫帶寬，研究帶寬參數對泄油半徑的影響，建立了不同儲層滲透率下裂縫帶寬與泄油面積的關系圖版（見圖4）。

在給定的工作制度下，泄油橢圓長軸受地層滲透率及裂縫縫長影響，泄油橢圓短軸受裂縫帶寬及地層滲透率的影響。當裂縫帶寬較小時，泄油短軸長基本不變，裂縫帶寬增加到一定值，使得泄油半徑增加幅度變大。因此，考慮以此拐點處的帶寬作為重復壓裂最小帶寬。

1.2.2 含水率和累增油最佳匹配確定最大帶寬 重復壓裂增加裂縫帶寬可以充分動用側向剩余油，但是裂縫帶寬過大，會溝通水驅前緣，容易導致油井含水率上升過快，因此基于動用側向剩余油和避免溝通水驅前緣雙重因素考慮，求得措施后含水上升幅度與累計產油量的最優匹配值，就可確定重復壓裂裂縫最大帶寬（見圖5）。

圖4 不同儲層滲透率下裂縫帶寬與極限泄油半徑的關系圖

圖5 G127-160 井不同帶寬的累產油、含水關系圖

帶寬越大，產油量越高，相應含水率越低，但綜合含水率與累增油對比分析可以看出，裂縫帶寬存在一個拐點，一旦裂縫帶寬超過該點對應數值，會有含水率陡增或累增油陡降的趨勢，該點所對應的裂縫帶寬即為合理復壓最大帶寬（見圖6）。

基于上述方法對B 區塊研究井組油井的最小帶寬和最大帶寬進行了模擬計算，結果表明合理帶寬與滲透率具有密切關系，隨著滲透率的增大，最小帶寬增大，而最大帶寬減小，該井組平均最小帶寬13 m，平均最大帶寬為46 m，由此確定該井組合理帶寬范圍為13 m～46 m（見表1）。

1.3 地應力場數值模擬

圖6 G127-160 井最終含水率、累增油與裂縫帶寬關系圖

表1 B 區塊研究井組研究井重復壓裂帶寬范圍統計表

在注水和生產過程中，地層中的流體流動同時壓力發生變化，會使得地層變形，主要體現在水平兩個主應力的變化上，地層的地應力發生變化后，會改變地層滲流參數，如滲透率、孔隙度、壓縮系數等，進而影響流體的流動規律。這就需要分別建立滲流場和應力場的有限元方程，通過兩場的迭代來達到耦合的目的。在地層流動模型建立方面，基本借鑒了傳統油藏模擬中油水兩相流動的理論框架，滲流模型采用有限差分法求解，用于模擬計算每個時步的各相壓力、飽和度分布以及各開采動態指標，應力模型采用有限元法求解，用于計算每個時步的位移、應變和有效應力分布。

研究井組為一個典型菱形反九點井組，井排距480 m×130 m，油井產量數值來源于實際生產數據，將不同時期油井產量平均化后認為是該油井一天的產量。通過油藏模擬程序得到該井網在不同注采階段的孔壓變化情況，再使用模擬軟件進行應力場計算，得到該井網注采一定時間后的應力場分布，主要包括水平應力差的平面和剖面分布特征（見圖7）。

圖7 注采8 年后水平應力差平面分布圖

由圖7 可見，注采8 年后，油井周圍水平應力差呈帶狀分布，低應力區和高應力區相間分布，由于物性影響，個別油井含水率較高，地層壓力較大，水平應力差降低較少（見圖8）。

隨著注采的進行，初次改造裂縫兩側的水平應力差逐年下降，下降范圍為1.5 MPa～2 MPa，側向影響半徑約為15 m。經過長期的注采，儲層內應力場出現條帶狀分布，可以劃分出具有代表性的三個條帶：低壓力、低應力條帶，高含油飽和度條帶，高壓力、高應力條帶。其中，低壓力、低應力條帶為人工裂縫存在區域，含油量較低，高壓力、高應力條帶為水井所在條帶，含油量較低，中間高含油條帶地應力較高，而低應力條帶范圍較小（15 m），為了增加裂縫帶寬，動用中間高含油帶的剩余油，就要使重復壓裂裂縫突破低應力區，進入較高應力區。

1.4 形成側向新縫技術條件研究

本次研究在實驗室條件下開展物模實驗研究低應力區向高應力區擴展的可行性以及人工裂縫由低應力區擴展至高應力區的條件。在實驗室條件下采用不同配比的灰水泥、白水泥和砂預制材料A 和材料B，分別模擬高應力區與低應力區，試件分為三層，底層與頂層施加相同的地應力，中間層施加較小地應力，呈現出底層與頂層為高應力區、中間層為低應力區。實驗考慮應力差、排量、壓裂方式三個因素對裂縫側向延伸的影響，在相同應力差和排量下進行了常規壓裂和暫堵壓裂物模實驗。實驗表明，當高應力區應力差為5 MPa、低應力區應力差為3 MPa 時，常規壓裂（試件1）形成的裂縫在低地應力層擴展，未能實現由低應力區向高應力區擴展，而暫堵壓裂（試件2）形成的裂縫實現了由低應力區向高應力區擴展（見表2）。

表2 物模實驗參數及結果匯總表

圖8 水平應力差隨注采變化剖面圖

圖9 裂縫帶寬增加動用剩余油和改善水驅示意圖

圖10 動態多級暫堵示意圖

由表2 物理模擬實驗可知，對于平均水平兩向應力差為5.0 MPa 的B 區塊而言，裂縫要從近井地帶的低應力區延伸到剩余油富集的高應力區，通過常規壓裂是難以實現的，需要借助暫堵技術，控制裂縫延初次裂縫延伸，提高縫內凈壓力，才能使裂縫從低應力區向高應力區擴展。

2 超低滲透油藏寬帶壓裂技術研究

通過優化縫端、縫內暫堵時機，評價篩選關鍵堵劑材料，初步定型了老井動態多級暫堵寬帶壓裂工藝技術，形成了不同類型油藏寬帶壓裂參數體系，實現增加裂縫與基質接觸面積，縮小驅替壓差為目的（見圖9）。

2.1 暫堵方式研究

以“控制裂縫帶長、增加裂縫帶寬”為目標，優化暫堵時機和暫堵劑粒徑，形成了縫端、縫內動態暫堵工藝，提升縫內凈壓力3 MPa 以上。

封端暫堵：控制裂縫帶長。暫堵時機：壓力響應（P延伸平穩）；暫堵工藝：多期暫堵疊加+提升排量；堵劑類型：液體堵劑+組合粒徑堵劑。

縫內暫堵：提升縫內凈壓力。暫堵時機：縫內凈壓力≤Δσ；堵劑類型：低密度堵劑（粒徑：4 mm）；暫堵劑用量：隨著施工排量的增加而減少，暫堵劑用量125 kg～200 kg（見圖10、圖11）。

圖11 不同排量下暫堵劑用量優化圖

2.2 施工參數

通過優化工藝參數，提升縫內凈壓力2 MPa～3 MPa以上，滿足開啟側向新縫凈壓力5 MPa 以上技術條件。主壓裂階段排量3.0 m3/min～6.0 m3/min，凈壓力達到2 MPa～3 MPa。根據井下微地震監測結果標定，以裂縫穿透比0.9，優化主壓裂入地液量為400 m3～750 m3（菱形反九點：480 m×130 m）（見圖12、圖13）。

根據超低滲透油藏壓力保持水平，優化工藝技術和參數體系，形成了縫內動態暫堵寬帶壓裂技術和兩種工藝模式（見表3）。

圖12 不同儲層厚度下凈壓力與施工排量關系曲線

圖13 相同縫長、縫高條件下入地液量與帶寬標定關系圖

表3 超低滲透油藏寬帶壓裂改造技術表

2.3 液體堵劑和低密度暫堵劑材料研究

按照動態縫寬3 mm～4 mm 裂縫端部封堵要求，創新研發了液體堵劑ZH-1：實驗表明，液體堵劑與支撐劑在裂縫內固結，30 min 后壓力升高20 MPa。在相同排量、液體條件下，現場泵注堵劑后升壓5.0 MPa 以上。將壓差液體堵劑擠注進入裂縫深部，在孔隙-裂縫界面壓差下固結，封堵裂縫端部（見表4）。

為滿足縫內暫堵需求，研發了低密度、高強度、可降解堵劑KDD-2。以聚乳酸（羥基丙酸）為主要原料，單顆粒承壓＞40 MPa；添加淀粉等輔料，降低暫堵劑密度，真密度1.0 g/cm3～1.2 g/cm3；60 ℃清水或地層水中，一周降解后無殘渣（見表5）。

表4 壓差式液體堵劑封堵效果對比表（中心管填砂）

表5 KDD-2 暫堵劑與國內外暫堵劑性能對比表

按照主壓裂階段動態縫寬6 mm 進行實驗，暫堵劑均能夠運移至裂縫內部產生橋堵，低密度暫堵劑暫堵升壓可達到15 MPa，滿足縫內升壓3 MPa 要求（見圖14）。

圖14 巖板模擬縫內暫堵升壓結果圖（裂縫寬度6 mm，注入速度60 mL/min）

3 現場實驗效果

3.1 整體實驗效果

2019 年寬帶壓裂現場實驗19 口，措施有效率89.5 %，初期單井日增油2.2 t，目前單井日增油0.9 t，平均有效期150 d（持續有效），累計增油3 304 t。

3.2 羅1 長8 油藏實驗效果

區域井組實施油水井雙向治理，開展水井增注轉注、調驅及低產井集中治理，實施寬帶壓裂16 口井，措施后產量達到投產初期水平，較常規措施井提高0.3 t～0.4 t 以上，區域采油速度：由0.61 上升到0.63，區域水驅效果改善，預測采收率提高3.0 %（見圖15～圖17）。

3.3 微地震監測結果

寬帶壓裂與常規壓裂裂縫監測結果（可對比井4口），寬帶壓裂平均縫寬145.5 m，縫高24.5 m（常規壓裂縫寬58.0 m，逢高20.6 m），寬帶壓裂形成的裂縫寬度大幅增加（由58.0 m 上升到145.5 m）。

典型井地200-49 井：“液體堵劑+固體暫堵劑+提升排量”實現高凈壓力施工，暫堵階段壓力提高13 MPa，微地震測試結果顯示，壓力升高的同時裂縫側向微地震事件點明顯增多。

4 結論與認識

圖15 羅1 區地189-36 井組水驅特征曲線

圖16 羅1 區地190-39 井組水驅特征曲線

圖17 羅1 區寬帶壓裂實施區域水驅特征曲線

（1）姬塬長8 油藏可以通過縫內動態暫堵寬帶壓裂技術，產生側向新縫、增加裂縫帶寬，達到挖潛裂縫側向剩余油的目的。

（2）對比常規壓裂，寬帶壓裂形成的裂縫寬度大幅增加（由58.0 m 上升到145.5 m），初期平均單井日增油提高1.0 t。

（3）建立有效驅替系統，提高能量保持水平，是保證寬帶壓裂措施效果，延長措施有效期的基礎。