黃陵油區(qū)低孔低滲儲(chǔ)層改造配套技術(shù)應(yīng)用及效果分析

陳 瑩

（延長(zhǎng)油田股份有限公司志丹采油廠，陜西延安 717500）

1 低孔低滲儲(chǔ)層特點(diǎn)及開發(fā)難點(diǎn)

1.1 低孔特低滲儲(chǔ)層

黃陵油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的孔隙度主要為5%～15%，平均孔隙度為 10.6%；滲透率為 0.05×10-3～0.80×10-3μm2，平均滲透率為 0.50×10-3μm2。油藏中部平均壓力為8.0 MPa，屬于典型的低孔、特低滲、低壓和低產(chǎn)油藏。巖性致密，物性差，地層壓力低，儲(chǔ)層滲流阻力大是制約該區(qū)改造效果的主要因素。

1.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)

黃陵油區(qū)長(zhǎng) 6油藏主要分布在濁積中扇水道砂體中，儲(chǔ)層巖性、物性、產(chǎn)狀、孔隙結(jié)構(gòu)在空間上的分布存在一定的差異，油水分異差，儲(chǔ)層單井控制泄流面積小。濁積扇水道變化較大，沉積后成巖作用改造強(qiáng)烈，儲(chǔ)層在宏觀、微觀上均表現(xiàn)出強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，普通的增產(chǎn)改造技術(shù)難以達(dá)到既定效果[1]。

1.3 儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育

研究區(qū)電成像測(cè)井顯示，長(zhǎng)6儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育且以高角度和垂直縫為主，分別占裂縫總數(shù)的65.96%和31.63%，傾角為80°～90°。裂縫長(zhǎng)度最長(zhǎng)可達(dá)7.4 m，平均為1.8 m，主要為0.3～2.1 m[2]。裂縫方向以近東西向?yàn)橹鳎浯螢楸睎|–南西向；區(qū)域內(nèi)裂縫分布穩(wěn)定，屬于區(qū)域構(gòu)造裂縫。裂縫的發(fā)育很大程度上增加了壓裂改造脫砂的可能性，經(jīng)常有早期脫砂的現(xiàn)象，甚至還出現(xiàn)井下鉆具遇卡等嚴(yán)重問題[3–5]。

1.4 穩(wěn)產(chǎn)效果差

研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層平均地層壓力僅為6.8 MPa，為超低滲低壓油層，平均單井穩(wěn)定日產(chǎn)量小于2.3 m3。新井投產(chǎn)初期產(chǎn)量遞減較快，產(chǎn)量平均月下降約10%，中后期含水上升快，采液采油指數(shù)下降快，油井穩(wěn)產(chǎn)難度大。

2 改造配套技術(shù)

2.1 多級(jí)加砂工藝技術(shù)

多級(jí)加砂壓裂是將設(shè)計(jì)的總砂量分多次泵入油層，第一級(jí)壓裂完畢后停泵，等待支撐劑沉降、裂縫閉合，然后進(jìn)行下一級(jí)壓裂，逐級(jí)鋪置，直至達(dá)到充分改造油層的目的。

多級(jí)加砂壓裂工藝技術(shù)的關(guān)鍵是注入級(jí)數(shù)、單級(jí)加砂規(guī)模、單級(jí)注入排量、注入間隔時(shí)間等參數(shù)的選擇[6–7]，本文根據(jù)研究區(qū)的儲(chǔ)層特性，采用二級(jí)注入。

在研究區(qū)實(shí)施6口井，試排產(chǎn)量比對(duì)比井日增油1.20 m3，具體參數(shù)見表1。分析研究區(qū)這幾口井的試排產(chǎn)量發(fā)現(xiàn)（圖1），改造后的產(chǎn)液量和改造油層厚度有較好的相關(guān)性，與壓后試排液量也有相關(guān)性。改造油層厚度大的井，長(zhǎng)6儲(chǔ)層采用多級(jí)加砂工藝改造時(shí)應(yīng)優(yōu)選油層厚度較大的油層段，建議厚度為20～25 m的油層段優(yōu)先改造。

表1 黃陵油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層多級(jí)加砂施工數(shù)據(jù)

圖1 試驗(yàn)井產(chǎn)液量與油層厚度的變化

2.2 暫堵壓裂技術(shù)

研究區(qū)主要利用暫堵劑的暫堵轉(zhuǎn)向作用，形成新的人工裂縫，以便溝通更多的天然裂縫，增大泄流面積，提高裂縫導(dǎo)流能力，進(jìn)而達(dá)到提高單井產(chǎn)量的目的（表2）。

分析正A井的壓裂施工曲線（圖2）表明，兩次加入暫堵劑時(shí)油壓都較大幅度上升。第1次加入暫堵劑后施工油壓從9.0 MPa上升到12.6 MPa，壓差達(dá)到 3.6 MPa；第 2次加入暫堵劑后油壓從 11.2 MPa上升至14.7 MPa，壓差達(dá)到3.5 MPa。兩次加入暫堵劑后施工壓力前后壓差均達(dá)到3.5 MPa，說明加入的暫堵劑使人工裂縫成功轉(zhuǎn)向。

2.3 采用多粒徑支撐劑組合加砂技術(shù)

多粒徑支撐劑組合加砂技術(shù)是把不同粒徑支撐劑的優(yōu)點(diǎn)結(jié)合起來，在裂縫復(fù)雜或狹窄的區(qū)域加入流動(dòng)性較好的小粒徑支撐劑，堵塞微裂縫，提高產(chǎn)建效益。本文對(duì)長(zhǎng)6儲(chǔ)層進(jìn)行多級(jí)加砂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采用陶粒+石英砂的組合加砂模式，小粒徑陶粒在天然裂縫與水力裂縫相交處形成橋塞，可控制壓裂液向天然裂縫的濾失[5]。淺層實(shí)施的10口井，試排產(chǎn)油量比對(duì)比井日增油1.25 m3，目前產(chǎn)液量比鄰井高1.55 m3，含水呈逐漸下降趨勢(shì)（表3）。

表2 黃陵油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層暫堵壓裂施工數(shù)據(jù)

圖2 正A井壓裂施工曲線

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析

針對(duì)黃陵油區(qū)低孔低滲，天然裂縫發(fā)育的儲(chǔ)層特征，試驗(yàn)了幾種配套措施，對(duì)比試驗(yàn)井和對(duì)比井可以看出，這三種配套措施比常規(guī)壓裂效果有所提高，其中暫堵壓裂和組合粒徑支撐劑工藝技術(shù)效果較為突出，分別比對(duì)比井平均日增油量提高1.90 m3和5.00 m3（圖3）。

表3 黃陵油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層組合加砂施工藝投產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖3 黃陵油區(qū)配套措施試采產(chǎn)量對(duì)比

壓裂層段油層平均每米厚度增油量是評(píng)價(jià)油層壓裂效果的標(biāo)準(zhǔn)[8–9]。對(duì)比參與試驗(yàn)井儲(chǔ)層參數(shù)可以看出（圖 4），配套措施試驗(yàn)的這些井儲(chǔ)層參數(shù)基本接近。在儲(chǔ)層條件基本相近的條件下，各種措施在每米壓裂油層厚度的基礎(chǔ)上計(jì)算出相應(yīng)的增油量顯示（圖 5），暫堵壓裂和組合粒徑支撐劑改造措施增油效果明顯。

圖4 不同改造措施儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)比

4 結(jié)論

圖5 三種措施后每米油層增加產(chǎn)油量對(duì)比

（1）黃陵油區(qū)天然裂縫發(fā)育的低孔低滲儲(chǔ)層，壓裂改造后形成更多的裂縫，構(gòu)成多縫網(wǎng)體系，能增加油藏體積。

（2）對(duì)黃陵油區(qū)長(zhǎng)6油層實(shí)施的配套改造措施，均有一定的增產(chǎn)效果，組合粒徑支撐劑和暫堵壓裂技術(shù)等增產(chǎn)效果較為明顯。多級(jí)加砂壓裂工藝對(duì)于油層厚度較大的井效果明顯，建議選擇厚度為20～25 m的油層段優(yōu)先改造。