頁巖油定向井重復(fù)改造技術(shù)優(yōu)化研究

李凱凱，楊凱瀾，韋 文，安 然，楊 帆，張 通，鄭艷芬，景忠峰

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

1 XAB 區(qū)塊概況

1.1 地質(zhì)特征

XAB 區(qū)沉積環(huán)境主要為湖泊-三角洲前緣亞相，自生自儲、分布穩(wěn)定、儲量大，主力含油層系為三疊系長72層，油層厚14.8 m（油層9.8 m，差油層5.0 m），油層連片性好，控制含油面積200 km2，地質(zhì)儲量1.0×108t。儲層孔隙度平均為8.9 %，滲透率平均0.17 mD，屬低孔-特低孔、致密儲層，層間非均質(zhì)性強(qiáng)[1-3]。定向井區(qū)域油藏平均埋深2 223 m，原始地層壓力16.9 MPa，儲層壓力系數(shù)為0.75 MPa/100m～0.85 MPa/100m，自然能量不足。野外露頭、取心觀察等資料表明地層天然微裂縫發(fā)育，以東西向裂縫為主，發(fā)育北東45°，人工裂縫方位為NE75°左右。儲層巖石類型以巖屑長石砂巖為主，其中長72儲層石英含量26.1 %，長石含量42.4 %，巖屑含量15.9 %，其他成分占1.9 %，脆性成分比例較高，總體上表現(xiàn)為弱親水-親水（見表1）。

1.2 開發(fā)特征

XAB 區(qū)域自2010 年共投入了六套（五種）定向井開發(fā)井網(wǎng)，在生產(chǎn)過程中呈現(xiàn)出單井產(chǎn)量低與縫網(wǎng)系統(tǒng)復(fù)雜等特點(diǎn)[4]。定向井單井產(chǎn)量低，累產(chǎn)油少，低產(chǎn)低效井比例高，0.5 t 以下182 口，占比49 %（見圖1、圖2）。

裂縫發(fā)育，縫網(wǎng)系統(tǒng)復(fù)雜，天然裂縫以東西向裂縫為主，天然裂縫與人工裂縫形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)，易形成水驅(qū)優(yōu)勢通道，動態(tài)表現(xiàn)為多方向性見水、井間干擾大，五套井網(wǎng)水驅(qū)效果均較差[5]。

1.3 開發(fā)現(xiàn)狀

全區(qū)油井開井625 口，日產(chǎn)油水平600 t，綜合含水58.9 %，單井產(chǎn)能1.0 t，動液面1 781 m。2020 年1～3 月自然遞減2.1 %（剔除轉(zhuǎn)采井自然遞減9.6 %），含水上升率-2.1 %，壓力保持水平低（37.6 %）。

表1 HJS 地區(qū)長7 段巖心樣品潤濕性試驗(yàn)分析結(jié)果

圖1 定向井單井日產(chǎn)油和累產(chǎn)油對比柱狀圖

圖2 定向井單井日產(chǎn)油分類圖

2 歷年實(shí)施情況及認(rèn)識

2.1 前期實(shí)施工作量及效果

近年來，積極探索XAB 頁巖油開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)模式，不斷完善頁巖油開發(fā)技術(shù)體系，2012-2018 年在定向井區(qū)共實(shí)施各類重復(fù)措施379 井次，先后試驗(yàn)了常規(guī)壓裂、體積壓裂、吞吐、空氣泡沫驅(qū)等工藝，基本確定了以體積壓裂為主的措施方式（見圖3）。

2.1.1 體積壓裂 2014-2015 年共實(shí)施體積壓裂259口，對比前期體積壓裂與常規(guī)壓裂井生產(chǎn)曲線，措施后二者遞減規(guī)律基本相同，初期體積壓裂日產(chǎn)油3.6 t（常規(guī)1.5 t），生產(chǎn)兩年后體積壓裂日產(chǎn)油保持1.0 t（常規(guī)壓裂0.5 t），體積壓裂能大幅提高單井產(chǎn)量，階段累產(chǎn)油是常規(guī)壓裂2 倍以上，增油效果顯著（見圖4、圖5）。

圖3 歷年措施工作量及方式對比圖

圖4 XAB 定向井常規(guī)壓裂與體積壓裂日產(chǎn)油對比

2.1.2 快速吞吐 定向井實(shí)施體積壓裂后，產(chǎn)能遞減較快，2015-2017 年開展快速注水吞吐試驗(yàn)，實(shí)施94井次，有效率為79.8 %，平均有效期205 d，單井增油169 t，單井費(fèi)用65 萬元，效果及效益較差。11 口井嘗試少量砂吞吐（8 m3～10 m3），效果優(yōu)于常規(guī)吞吐，二次吞吐效果變差（見表2）。

2.1.3 空氣泡沫驅(qū) 為緩解水驅(qū)矛盾，2013 年4 月在區(qū)塊北部AX-1 井組開展泡沫驅(qū)試驗(yàn)，累計注入泡沫3 631 m3，空氣7 824 m3，井組整體含水由61.8 %下降到21.5 %，單井產(chǎn)能由0.55 t 上升到0.88 t，對應(yīng)5 口油井均不同程度見效，平均有效期298 d，井組累增油659 t，增油控水效果明顯，改為常規(guī)注水后含水上升失效。

圖5 XAB 定向井常規(guī)壓裂與體積壓裂累產(chǎn)油對比

表2 XAB 不同輪次及吞吐方式措施效果統(tǒng)計

2.1.4 CO2吞吐 為補(bǔ)充地層能量，提升致密油的開發(fā)效果，2017 年在定向井區(qū)實(shí)施CO2吞吐試驗(yàn)1 口。注入壓力10.0 MPa，注入速率3.0 t/h，累注入362.4 t。本井初期日增油0.42 t，有效僅13 d，鄰井13 口井見氣（CO2含量超3 %），鄰井最高日增油6.8 t，有效期僅112 d，累增油350 t。因裂縫發(fā)育，氣竄嚴(yán)重，未進(jìn)行前置調(diào)驅(qū)，無法形成密閉燜井空間，能量未能充分有效利用，效果一般。

2.2 取得主要認(rèn)識

2.2.1 體積壓裂能有效解放致密油儲層 體積壓裂后，裂縫長、寬、高增加，流動半徑增大，有效增大了泄油體積，提高動用程度。較常規(guī)壓裂，A0 體積壓裂后，整個儲層改造體積（SRV）擴(kuò)大4.7 倍，同時二級暫堵，加暫堵劑800 kg，有助于抑制縫長（僅增加1.2 倍），增加縫寬（增加2.3 倍），盡最大可能動用側(cè)向剩余油。

2.2.2 體積壓裂能提高局部地層壓力 通過增大入地液量、壓裂后不返排燜井?dāng)U壓等“非注水方式”，補(bǔ)充地層能量，本井及鄰井地層壓力上升（見表3）。

2.2.3 體積壓裂能重構(gòu)滲流場 通過體積壓裂，使油水兩相滲流規(guī)律發(fā)生了改變；高含水油井（見水井）含水大幅下降，注水井轉(zhuǎn)采后含水大幅下降，且與區(qū)塊新井相當(dāng)；體積壓裂后，儲層裂縫特征更明顯，出現(xiàn)裂縫與基質(zhì)間的串流現(xiàn)象，地層壓力上升，促進(jìn)了滲吸置換作用。

2.2.4 壓前補(bǔ)能+提高改造強(qiáng)度是提高致密油穩(wěn)產(chǎn)能力的關(guān)鍵 分兩批進(jìn)行試驗(yàn)探索，在第一批基礎(chǔ)上加大措施規(guī)模，大幅增加入地液量，拉齊同期對比，第二批日產(chǎn)液保持平穩(wěn)、液面高，穩(wěn)產(chǎn)效果較好，生產(chǎn)20 d第二批日產(chǎn)油已超第一批（見圖6）。

2.2.5 體積壓裂有較好的經(jīng)濟(jì)效益 2014-2015 年壓裂轉(zhuǎn)采井生產(chǎn)1 402 d 后，平均單井累產(chǎn)油1 283 t，目前單井產(chǎn)能0.54 t/d，6 個月即實(shí)現(xiàn)效益增油。按油價60 美元/桶、單井措施費(fèi)用80 萬元、噸油成本637 元計算，考慮前期實(shí)施井遞減規(guī)律，2019 年轉(zhuǎn)采井生產(chǎn)3.3～5.6 個月即可實(shí)現(xiàn)盈利。

表3 XAB 區(qū)體積壓裂井對應(yīng)鄰井壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)對比表

圖6 2019 年轉(zhuǎn)采井分批次日產(chǎn)油拉齊曲線

3 重復(fù)改造工藝參數(shù)優(yōu)化

3.1 支撐劑優(yōu)化

室內(nèi)評價試驗(yàn)證明，在達(dá)到一定鋪置濃度下，石英砂可以滿足致密油（閉合應(yīng)力30 MPa）對裂縫導(dǎo)流能力的需求。

通過轉(zhuǎn)采井效果對比（支撐劑量70 m3～80 m3），陶粒效果早期比石英砂好，但生產(chǎn)滿一年，單井日產(chǎn)油相當(dāng)，陶粒單井累增油570 t，石英砂單井累增油535 t，整體效果相近。石英砂單井降低費(fèi)用25 萬元，整體而言石英砂支撐劑能達(dá)到預(yù)期效果，且費(fèi)用較低，已全面替代陶粒（見圖7）。

圖7 2014-2015 年體積壓裂轉(zhuǎn)采井不同支撐劑日產(chǎn)油拉齊對比曲線

3.2 加砂量優(yōu)化

入地液量一定的條件下，加大砂量措施效果提升顯著，以2019 年措施井為例，當(dāng)年生產(chǎn)天數(shù)相近，加大加砂規(guī)模，有助于提高穩(wěn)產(chǎn)水平，生產(chǎn)滿300 d，單井日增油高0.33 t，累增油高100 t（見圖8）。

加大支撐劑數(shù)量，有助于支撐更多裂縫開啟，保持滲流通道，提高穩(wěn)產(chǎn)水平。體積壓裂改造井，尤其是泥質(zhì)含量較高井，應(yīng)適當(dāng)提高加砂規(guī)模。

圖8 2019 年不同加砂量效果對比（入地液1 600 m3）

3.3 入地液量優(yōu)化

在一定范圍內(nèi)入地液量與措施增油效果呈正相關(guān)性：（1）注水量越大，增油效果越好。注水量＞20 000 m3，增油效果明顯較好，注水量＜10 000 m3井增油效果明顯較差。（2）單井滯留液量＞1 500 m3井效果較好；年底單井增油在1.5 t 以上井占比75 %。（3）入地液量1 500 m3轉(zhuǎn)采井較入地液量600 m3井穩(wěn)產(chǎn)效果更好，高產(chǎn)持續(xù)時間更長，生產(chǎn)滿一年，單井日增油高0.4 t，累增油高108 t。為提高穩(wěn)產(chǎn)水平，應(yīng)適當(dāng)加大入地液量規(guī)模，綜合考慮優(yōu)化為1 500 m3左右。

3.4 施工排量優(yōu)化

排量越大，改造強(qiáng)度越大，生產(chǎn)滿一年后日產(chǎn)油和累增油越高。排量由6 m3/min 提高到8 m3/min，生產(chǎn)滿一年，日產(chǎn)油高0.36 t，累增油提高69 t，效果較好。由于油井或注水井生產(chǎn)時間較長，為保護(hù)套管，一般不進(jìn)行光套管壓裂，整體排量一般很難超過8 m3/min。為提高措施效果，應(yīng)在井口及套管等限壓范圍內(nèi)盡可能提高措施排量。

3.5 壓裂工藝組合優(yōu)化

體積壓裂過程中加入暫堵劑能大大提高儲層改造體積，相同排量下，加入暫堵劑，當(dāng)年單井累增油增加120 t，年底單井日增油高0.2 t；多級加入能使縫網(wǎng)更加復(fù)雜，增產(chǎn)效果顯著提高。目前體積壓裂改造井一般加入二級以上，暫堵劑800 kg 以上（見圖9）。

圖9 不同暫堵級數(shù)下效果對比（排量6.0 m3/min）

3.6 泵注程序及液體類型優(yōu)化

排量過大時，暫堵劑不易起到封堵作用，不易形成新縫，因此在加入暫堵劑時，降低排量，使暫堵劑起到封堵作用后，再提高排量，使裂縫強(qiáng)制轉(zhuǎn)向，確保形成復(fù)雜縫網(wǎng)。同時前置液用活性水或滑溜水代替，效果保持平穩(wěn)，單井費(fèi)用降低5.6 萬元或2.5 萬元。

3.7 燜井時間優(yōu)化

頁巖油具有低孔、滲流能力差的特征，同時屬于弱親水-親水儲層，注水井壓裂轉(zhuǎn)采在補(bǔ)充能量、滲吸排驅(qū)兩方面均能發(fā)揮作用，理論上燜井時間越長，壓裂液向基質(zhì)滲流越充分，實(shí)現(xiàn)基質(zhì)內(nèi)油水置換，開抽后排液期越短。（1）結(jié)合2019 年實(shí)施49 口井?dāng)?shù)據(jù)，燜井時間越長，排液時間越短，有效期內(nèi)增油越好；（2）入地液小于800 m3時，燜井時間15 d～20 d（根據(jù)壓力變化情況）；（3）入地液1 500 m3～1 800 m3后，燜井時間延長至20 d 以上（根據(jù)壓力變化情況）。

4 下步建議

4.1 二次體積壓裂需控制實(shí)施

XAB 定向井已基本完成一輪體積壓裂，隨著地層能量持續(xù)下降，單井日產(chǎn)油逐漸降低，目前單井產(chǎn)能僅0.6 t，采出程度僅5.08 %，2019 年優(yōu)選3 口油井進(jìn)行二次體積壓裂試驗(yàn)，單井加砂80 m3，排量7 m3/min～8 m3/min，單井入地液量1 500 m3。二次壓裂參數(shù)與第一次相當(dāng)，含水普遍較高，生產(chǎn)9 個月，較第一次含水高17 %，日增油低0.3 t，累增油低110 t；整體效果比第一次差。在地層虧空較大的條件下，大部分壓裂液及支撐劑只是充填原裂縫，新的儲層改造體積較少，增油效果難保障。

4.2 可以繼續(xù)試驗(yàn)連片蓄能壓裂

目前XAB 區(qū)已基本完成一次體積壓裂，二次壓裂要開啟新裂縫達(dá)到預(yù)期效果，理論需更大規(guī)模的改造強(qiáng)度，但存在費(fèi)用高、效益難保障等問題；實(shí)踐證明蓄能壓裂可通過提高地層壓力，用較小壓裂規(guī)模，即可實(shí)現(xiàn)一次壓裂有效改造體積，達(dá)到提質(zhì)增效目的。

轉(zhuǎn)注井A8 二次體積壓裂效果較好，該井2014 年體積壓裂，效果一般，含水較高，2016 年轉(zhuǎn)注，2019 年二次體積壓裂前已注水1.6×104m3，周邊油井未見水，能量保存較好，壓裂后效果較好。以及2019 年在XAB邊部優(yōu)選3 口邊部低產(chǎn)水平井，實(shí)施補(bǔ)能+段間加密布縫+原層復(fù)壓連片蓄能壓裂，持續(xù)探索水平井提單產(chǎn)技術(shù)。平均單井加砂1 280 m3，單井滯留液量2.2×104m3，目前單井日增油8.5 t（初期前三個月平均單井日產(chǎn)油8.7 t），增油效果較好。因此蓄能壓裂能有效提高單井產(chǎn)量，延長有效期，同時降低單井費(fèi)用，是目前頁巖油二次改造提質(zhì)增效有效手段。

4.3 泡沫驅(qū)試驗(yàn)

在低油價下，二次體積壓裂費(fèi)用高，效益難保障，蓄能壓裂也難以規(guī)模推廣。2013 年在XAB 區(qū)A9 井組試驗(yàn)空氣泡沫驅(qū)，累計注入泡沫3 631 m3，注入空氣7 824 m3，井組整體單井產(chǎn)能由0.55 t 上升到0.88 t，相對于其他井組單井產(chǎn)能0.39 t，有明顯提高，對應(yīng)5 口油井均不同程度見效，井組高含水得到控制，平均含水由61.8 %下降到21.5 %，平均有效期298 d，井組累增油659 t。XAB 區(qū)目前人工縫網(wǎng)非常發(fā)育，剩余油豐富，泡沫驅(qū)或許可以成為一種較好的增產(chǎn)方式。