鄂爾多斯盆地侏羅系底水油藏控水壓裂工藝研究

王琪譞 閆治東 楊震 張峰 劉博峰

摘要： 鄂爾多斯盆地XX區塊侏羅系油藏砂體厚度大、底水發育、油水界面模糊，壓后出水風險高。為有效控制縫高，降低含水，通過分析生產數據、裂縫高度監測、軟件模擬優化等手段開展底水油藏控水壓裂工藝及施工參數研究，形成了底水油藏差異化設計模板，并取得較好的應用效果，壓后平均含水由以前的55%，降到41%左右，控水效果顯著。

關鍵詞： 底水油藏;壓裂縫高;控水壓裂;差異化設計

XX區塊侏羅系延安組，油層厚度差異大，砂體分布區域小，連片性差。儲層滲透率集中分布在4-6mD，孔隙度平均10%，屬于低孔、低滲油藏。油水層間隔層薄，儲隔層間應力差小，起不到遮擋作用，在改造過程中易壓開水層，造成油井水淹或含水較高。本文重點從儲層物性、油層厚度、油水關系著手，對儲層精細分類，通過壓裂、生產大數據統計分析，優化壓裂工藝及施工參數，提出針對性差異化設計方案，提高了侏羅系底水油藏改造效果。

1前期壓裂工藝局限性

侏羅系開發初期主要采用“三小一低”（小液量、小排量、小砂量、低砂比）控水壓裂工藝。從施工情況和壓后效果看，該工藝對有應力遮擋、底水發育、物性差的薄油層，僅控水，無增油作用;對無明顯含水、巖性較純的厚油層有效;而對無應力遮擋、底部明顯含水的較薄油層，壓后含水普遍較高。分析認為，籠統改造工藝針對性差，是導致壓后效果差異較大的主要原因。

2壓裂工藝參數優化

2.1 儲層精細分類

根據儲層物性、油層厚度、油水關系、隔層應力及電測數據，將儲層精細劃分為3大類：Ⅰ類，底部含水油層，砂體厚度大，底部電阻<8Ωm，且負差異特征明顯，油層與底水直接接觸，儲隔層應力差小，無應力遮擋;Ⅱ類，層內含水油層，不可避免壓后出水，油層電阻<8Ωm，且負差異特征明顯，油層與水層無明顯界限，測井解釋多為油水同層，無有效遮擋的泥巖層;Ⅲ類，無明顯含水油層，一種是整套儲層電阻>8Ωm，呈正差異，無含水特征;另一種是有底水特征，但儲隔層應力差較大，能夠起到有效遮擋的底水油層。

2.2 隔層應力校正

應用裂縫監測結果不斷修正隔層應力梯度，擬合縫高，并對比不同工藝類型、施工規模對縫高擴展的影響。得出隔層應力梯度為0.0175MPa/m，儲隔層應力差為7.5-7.8MPa。

2.3 含水相關性分析

整體來看，儲層厚度和電阻率是影響壓后含水的主要因素，前期壓裂工藝對層厚>10m非層內含水的油層控水效果明顯，層厚<10m底水特征明顯的油層反之。

2.3.1Ⅰ類：底部明顯含水，層厚>10m的油層，前期改造工藝有較好的控水效果。該類油層施工排量低于1.5m3/min，液量低于100 m3，壓后含水42%，達到有效控水的目的;層厚<10m的油層，施工排量和用液強度是壓后高含水的主要因素，此類油層施工排量控制在1.2m3/min、用液強度不超過13m3/m。

2.3.2Ⅱ類：層內含水油水層，層厚<10m，控水難度大;層厚>10m，含水普遍較高，該類油層厚度與壓后含水有一定的正相關性，加砂強度和用液強度偏大是此類壓后高含水的主要因素。

2.3.3Ⅲ類：厚度>10m，控水難度不大，可根據目的層厚度調整施工參數，以達到控水目的;厚度<10m，壓后含水40%，且前期工藝參數對含水無明顯影響，但液量和加砂量與壓后產液量有一定的正相關性，應適當增大施工規模。

2.4 縫高影響因素分析

2.4.1 地應力對縫高的影響

X井隔層應力梯度0.0175MPa/m，儲隔層應力差7.5MPa，監測縫高9.0m，有效遮擋。以隔層平均厚度3.0m，施工液量130m3、排量1.5m3/min為例，縫高隨儲隔層應力差增大而快速降低，當應力差值<6MPa時，縫高容易失控。因此，在目前施工參數下，純泥巖隔層厚度>3m、應力差>6MPa，即可形成有效遮擋，控制縫高，降低壓后出水風險。

2.4.2 工藝及參數對縫高的影響

在裂縫擴展模型校正的基礎上，模擬不同液體類型、施工參數對縫高延伸程度的影響，明確影響因素。

（1）凍膠壓裂參數

凍膠壓裂縫高隨排量和液量增加而增大。只適用于有底水且層厚>10m的油層或無明顯含水的油層，優選施工排量1.2-1.5m3/min，液量100-120m3。

（2）線性膠壓裂參數

低粘線性膠壓裂縫高比凍膠壓裂小。對有底水且層厚<10m的油層，為有效控制縫高，同時考慮縫寬要求，優選施工排量1.0-1.2m3/min，施工液量90m3以下。對于層內含水油層，以解除近井污染為主，施工排量1.2 m3/min以下、砂量3m3以內，液量70m3左右。

3現場應用情況

現場應用60余井次，壓后單井日產液6.8m3，平均日產油3.4t，綜合含水41%;相比前期工藝，控水效果顯著。

X1屬于Ⅱ類儲層，解釋油層厚度9.1m、電阻6.9Ωm、層內含水特征明顯。該井立足于線性膠解堵壓裂，依據差異化設計模板，施工排量1.2m3/min、液量60m3、砂量2m3，壓后穩定日產液7.2 m3、產油4.8t、含水33%，達到增油控水的目的。

4認識與結論

（1）統計分析和模擬優化結果表明，對于無應力遮擋的儲層，施工排量及液量是影響縫高的主要因素，其次是液體性能。

（2）存在應力遮擋的儲層，在液量130m3、排量1.2-1.5m3/min壓裂規模下，隔層厚度>3m、應力差>6MPa，即可形成有效遮擋。

（3）相同條件下，凍膠壓裂縫高明顯大，且10m是凍膠縫高控制的極限。因此，凍膠壓裂適用于底部含水層厚>10m和無明顯含水的儲層;對于無明顯含水的厚油層，壓裂規模與壓后產能呈正相關性，可根據層厚適當增大施工規模，以獲取更高產能。

參考文獻：

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