超低滲油藏老井體積壓裂技術研究與應用

蘇良銀, 常 篤, 齊 銀, 黃 婷, 李向平, 達引朋

(1中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 2低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室)

超低滲油藏受儲層巖性致密和非達西滲流等因素影響，油井生產后產油量遞減快，側向井注水不見效，低產井大面積分布。目前國外采用注水井網開發進行重復改造的報道文獻較少，主要針對水平井采用補孔分段和籠統重復壓裂工藝為主[1-4]。國內主要針對天然微裂縫發育的致密油等非常規儲層進行了體積壓裂[5-7]，但改造后主要以能量衰竭式開發為主。針對超低滲水驅開發形成的低產井重復壓裂研究較少，前期主要以增加裂縫穿透比為主的重復壓裂措施進行治理。但受儲層巖性致密和地應力條件制約等影響，該工藝措施面臨規模增產難和含水上升快等矛盾。本文在充分結合儲層地質特征和開發現狀的基礎上明確了油藏剩余油分布特征，利用數值模擬手段進行了地應力變化研究和增產潛力分析，提出了適應性較強的以增加裂縫帶寬為主要目標的重復壓裂設計思路，形成了“全程多級暫堵+體積改造”工藝相結合的重復壓裂改造模式。現場應用300余口井，增油量是常規重復壓裂的2倍以上,為該類低產井治理提供了有效技術手段。

一、儲層開發現狀

1. 儲層地質特征

油藏埋藏深度2 000～3 000 m，儲層厚度10～30 m, 孔隙度為11%～12%，滲透率為0.3～0.4 mD，原始儲層壓力低16～19 MPa，開發難度大。儲層非均值性強，層內夾層多，滲透率變異系數(Vk)為0.65。區域研究及取心結果表明，天然微裂縫發育，密度0.76～1.08條/m。

2. 油藏開發現狀

油藏平均單井產量低，其中單井產量小于0.5 t/d的低產井占開井數比例為28%，嚴重影響了油田的整體開發水平。壓力測試及分析表明，油藏注采驅替系統建立緩慢，壓力保持水平低(89%)是導致低產井大面積分布的主要原因。后期采用大砂量重復壓裂工藝進行改造，措施后初期日增油不足1 t，且生產滿3個月產油量遞減40%，含水上升快，有效期短。

二、增產潛力評價

1. 儲層地應力變化研究

為了進一步明確老井重復壓裂裂縫延伸規律，針對典型井組進行了巖心試驗和數值模擬分析。巖心三軸壓縮試驗結果表明，在一定壓力條件下，隨著油水飽和度的增加，巖石力學參數也在變化。當油水飽和度每增長10%，巖石彈性模量減少0.68 GPa，泊松比增加0.01，抗拉強度減小0.20 MPa。

同時，針對典型井組進行數值模擬。如圖1所示，模擬反九點井網，井網井排距480×130 m，針對油藏深度2 150 m，有效厚度35.4 m，孔隙度9.5%，滲透率0.38 mD，原始地層壓力19.8 MPa，生產時間1～8年等油藏生產條件進行計算。模擬結果如圖1所示，地應力第1年影響范圍約為15 m，方向變化不大。 注采8年后，水平最大主應力呈現條帶狀分布，明顯影響范圍約為30 m。同時，隨著注采時間的延長，水平最大地應力方向發生一定變化，約為10°～30°，兩向應力差下降1 MPa，下降幅度小。因此重復壓裂裂縫延伸可能會發生一定的偏轉，但產生新縫所需要克服的水平兩向應力差值依然較大。

圖1 應力差隨生產時間變化圖

2. 重復改造增產潛力分析

計算表明，與其它低滲透油藏相比，超低滲油藏單井泄流面積是其0.5倍，泄流面積有待進一步提高[8]。近年來，針對超低滲油藏低產井，采用了增加裂縫穿透比等重復壓裂措施，雖然取得了一定效果，但依然面臨裂縫性見水和側向不見效等問題。為了進一步優化重復壓裂設計方法，研究了不同重復壓裂裂縫形態對開發效果的影響。在前述反九點模型的基礎上，設計了不同裂縫網絡模型對產量的影響效果。模型參數：裂縫半長150～250 m，單一縫寬0.025 m，裂縫滲透率10 D，裂縫網絡帶寬60～100 m。

如圖2模擬計算結果表明，單井產量隨裂縫帶長與帶寬的增加而增加。裂縫網絡越寬，措施后產油量增加越大，措施后穩產效果越好。

三、工藝技術研究

1. 體積壓裂裂縫參數優化

微地震監測結果表明，與普通重復壓裂相比，體積壓裂改造技術可以有效增加裂縫帶長和帶寬[9-11]。生產測試統計結果表明，大部分井措施后產油量遞減依然較快，證明形成的裂縫帶寬不足以建立起有效的油水井驅替系統。同時，隨著裂縫帶長的增加，油井見水風險增加，措施后易導致含水率上升。如圖3數值模擬結果表明，超低滲油藏帶寬增加40～60 m、帶長增加20～70 m，可提高采出程度3%～4%，開發5年的油井最優裂縫帶寬為80～100 m。因此在既有井網條件下，需要進一步提升裂縫凈壓力，開啟側向新縫，增加側向裂縫帶寬，提高裂縫復雜程度。

圖2 不同裂縫條件下的產油量對比圖

圖3 不同改造工藝模擬對比圖

綜合巖石力學條件和長期注采條件下的應力變化，現今儲層應力差與抗張強度之和約4.5～8.5 MPa。如圖4所示，通過該區域儲層巖石破壞條件研究表明，產生新縫增加裂縫帶寬所需克服的裂縫凈壓力值要求較高。裂縫內的凈壓力可以根據Notle(1991)年考慮端部效應和彈性斷裂力學條件下的凈壓力方程進行表征[12]。在一定的儲層條件下，提升裂縫凈力可控的施工條件主要為增加施工排量。因此，要實現5 MPa以上的裂縫縫內凈壓力，需要施工排量≥10 m3/min以上，這在現場實施過程中受到了井筒、設備、環境等多方面因素的制約。

(1)

式中：pNet—凈壓力，MPa；E—楊氏模量，MPa；H—裂縫高度，m；Q—施工排量，m3/min；μ—液體黏度，mPa·s；L—裂縫半長，m；pTip—裂縫尖端壓力，MPa。

因此，為了提升裂縫凈壓力，進一步增加裂縫帶寬，需要通過人工暫堵干預，才能形成復雜裂縫。

圖4 不同裂縫開啟所需凈壓力值

2. 全程多級暫堵技術

全程多級暫堵技術，即在壓裂過程中，加入多級暫堵劑致使縫內多次橋堵抑制裂縫帶長增長，同時升高縫內凈壓力開啟側向支縫并增加裂縫帶寬，最后進行體積壓裂技術，進一步提高裂縫復雜程度。

(1)暫堵時機優化。利用全三維壓裂軟件，對超低滲油藏典型井進行裂縫參數計算。如圖5計算結果表明，隨著壓裂時間的延長，動態縫寬不斷增加，要實現在設計裂縫縫長的基礎上，進行裂縫多級暫堵，優化在前置液前期加入暫堵劑(縫寬在0.5～0.7 cm)。如圖6所示，立足不同粒徑暫堵劑進入裂縫所需縫寬要求，按照粒徑大于縫寬1/3～2/3縫寬原則，優選配套相應的暫堵劑。結合區塊儲層特征要求，為提升暫堵效率，每種系列堵劑采用4種尺寸按照不同比例進行組合優化使用進一步提升暫堵效果。

圖5 不同排量條件下動態縫寬對比圖

圖6 堵劑進入裂縫的最小動態縫寬圖

(2)暫堵級數優化。考慮施工條件，每級暫堵劑從地面開始加入到完全進入裂縫內實現裂縫橋堵升壓,所需時間為10～15 min。結合每級之間隔離液和施工后滿足頂替要求，優化暫堵級數為2～3級。第一級在前置液階段加入，實現裂縫端部封堵；二級、三級在攜砂液階段加入，進一步提升裂縫凈壓力。

(3)配套技術參數。為了降低裂縫帶長，采用滑溜水、線性膠和交聯凍膠組合液體設計模式。前置液階段以開啟老縫為目的，前置液比例由20%↓10%，液體以滑溜水為主。攜砂液前段以暫堵升壓為目的，液體以線性膠為主，考慮暫堵劑攜帶性能即可。攜砂液后期以提高裂縫復雜程度為目的，液體采用交聯凍膠為主。

四、應用效果

在X超低滲油藏以補充地層能量、增加裂縫帶寬、提高驅替效果為目的進行重復壓裂試驗300余口井，措施前平均單井日產油0.7 t，措施后單井日產油提高到2.3 t，平均單井日增油1.5 t以上，是常規重復壓裂增產效果的2倍，且后期穩產效果較好，措施效果持續有效。裂縫壓力測試表明，縫內凈壓力上升6～8 MPa，實現了側向開啟新縫的條件。同時微地震監測結果證明，體積壓裂的裂縫帶寬由常規壓裂的60～80 m↑100 m實現了工藝目的。

五、結論與認識

(1)超低滲透油藏物性差，滲流阻力大，油藏壓力保持水平低，低產井大面積分布，采用常規的加大砂量重復壓裂方式不能實現儲層的有效動用。

(2)超低滲油藏開發時間短，儲層地應力變化較小，水平地應力呈帶狀分布，近井地帶兩向應力差下降僅1～3 MPa，影響范圍小。同時，重復壓裂通過增加裂縫帶寬，提高裂縫復雜程度可以增加措施后產油量，是有效動用剩余油和提高單井產量的關鍵。

(3)按照“增加裂縫帶寬”為主要目標的體積壓裂設計思路，形成了全程多級暫堵+體積改造相結合的重復壓裂技術模式。現場試驗表明，縫內凈壓力明顯上升，裂縫帶寬明顯增加，增產穩產效果顯著提高，為同類油藏開展低產井治理提供了技術思路。