頁巖油效益增產技術研究與探索

李凱凱，馮松林，陳世棟，安 然

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710018）

1 油藏開發概況及重復壓裂實施情況

1.1 油藏地質概況

A 區沉積環境主要為湖泊-三角洲前緣亞相[1-3]，自生自儲、分布穩定、儲量大，主力含油層系為三疊系長X 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480 km2，地質儲量2.2×108t。儲層孔隙度平均為8.9%，滲透率平均0.12 mD，屬低孔-特低孔、致密儲層，層間非均質性強。油藏平均埋深2 223 m，原始地層壓力16.9 MPa，儲層壓力系數為0.75～0.85，溶解氣油比75.4 m3/t，在同類油藏中處于較低水平，自然能量嚴重不足，且該區天然微裂縫相對發育，早期注水開發油井見水比例高，常規注水開發難以形成有效水驅，無法通過注水有效提高地層壓力，地層能量持續下降，開發效果逐年變差。

1.2 油藏開發現狀

初期油井普遍進行了大規模體積壓裂[4]，產量相對較高，但后期該油藏無有效能量補充，目前主要依靠自然能量開發，整體呈現“四低”的開發狀態：區塊平均壓力保持水平僅37.6%；全區塊采油速度和采出程度分別為0.30%、2.63%。

整體上A 區頁巖油低產井比例很高，其中定向井開井402 口，日產油小于0.4 t 井占比36.8%，水平井開井224 口，日產油小于1.0 t 井占比36.6%。

1.3 重復壓裂實施情況

1.3.1 定向井多輪次體積壓裂 2021 年在該區西部優選22 口定向井實施大規模蓄能重復體積壓裂，壓前平均單井注水補能2 100 m3，單井加砂100 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，單井入地液量1 870 m3，單井費用91.3 萬元，措施后單井初期日增油僅達到1.3 t，目前平均生產5 個月，單井日增油0.9 t，預計全年單井累增油194 t，投入產出比僅能達到1:0.47。

A 區定向井于2010 年開始投入開發，目前已普遍進行1～2 次大規模體積壓裂，前期實施效果較好，本次大規模蓄能體積壓裂為第三次大型壓裂，但該區前期壓裂已形成復雜縫網，壓裂過程鄰井竄通嚴重，儲層有效改造體積小，每進行一次體積壓裂，同期對比油井綜合含水就上升一個臺階（見圖1），說明剩余油有效動用難度越來越大，現有技術條件下多輪次體積壓裂單井增油提升幅度有限，已難以實現效益增產。

圖1 22 口井三次體積壓裂后含水隨生產時間變化關系曲線

1.3.2 水平井重復壓裂 A 區水平井平均水平段長855 m，初期改造單井入地液量為3 000～7 000 m3，投產初期平均單井日產油11.7 t，但整體入地液量相對較小，遞減快，第一年自然遞減達到50%～60%，目前單井產量2.37 t，采出程度僅1.93%，剩余油豐富，近幾年通過試驗水平井大規模蓄能體積壓裂措施提高單井產量[5]，取得一定成效。

其中2019 年優選3 口相鄰邊部低產水平井實施壓前注水補能+段間加密布縫+原層重復壓裂的連片蓄能體積壓裂工藝，平均單井改造10.3 段，單段加砂120～150 m3，施工排量7.0～8.0 m3/min，單段入地液量1 500～1 800 m3，單井費用1 308 萬元，單井日產油由1.2 t 大幅提高至11.2 t，但后期液量下降快、遞減大，目前生產616 d，單井日增油2.7 t，單井累增油2 480 t，預計有效期內單井增油3 600 t，投入產出比1:0.79，無法實現效益開發。

2020 年通過優化壓前注水補能液量、優化壓裂液體系和提升工具性能等手段持續降本增效，在單段壓裂參數相較2019 年實施井提升20%的基礎上，單段措施費用降至100 萬元，共實施8 口，單井均采用段間加密補孔體積壓裂5 段改造方式，初期單井日增油6.0 t，目前生產270 d，單井日增油4.0 t，單井累增油875 t，但在注水補能和壓裂過程中有42%的鄰近油井見水，共損失油量1 380 t，影響較大。

整體上大規模蓄能體積壓裂能大幅提高水平井單井產量，但整體費用高，單段措施費用超過100 萬元，施工周期長，平均占井時間6～7 個月，鄰井影響大，效益水平低，現階段難以規模推廣。

2 影響油井正常產能的主要因素

2.1 結蠟情況

A 區原油組分中C18以上飽和烷烴占比達到33.6%～43.7%，C23～C27等硬蠟比例占到石蠟總質量的88.4%，而有天然防蠟劑之稱的膠質、瀝青質比例卻僅4.6%，導致該區原油易結蠟且析蠟點溫度較高（26 ℃），整體結蠟比例高達51.6%，平均結蠟周期僅102 d，且后期油井普遍放壓生產，油層脫氣嚴重，近幾年原油物性測試顯示該區原油密度和黏度逐漸增高（見表1），說明地層原油中重質組分占比升高，地層流體滲流阻力增加。

表1 A 區油藏近幾年原油測試物性

2.2 結垢情況

A 區注入水或壓裂、修井用水為洛河層水，水型為MgCl2型，富含SO42-，該區地層水為CaCl2型，富含Ba2+、Sr2+等離子，兩者配伍性很差，混合后極易生成BaSO4、SrSO4等酸不溶垢（見表2），造成地層孔隙堵塞，該區油井結垢井比例高達59.9%，平均結垢周期121 d，遠超全廠平均水平。

表2 A 區注入水及地層水主要離子成分對比

各種因素導致A 區長X 油層普遍存在有機和無機堵塞，通過該區垢樣分析，該區垢型主要為有機和無機混合垢，其中垢樣中有機組分占比14.9%，酸溶性無機組分占比15.6%，不溶組分占比69.6%，對依靠自然能量開發的油藏影響較大，影響油井正常生產（見表3）。

表3 A 區垢樣組分

2.3 水平井井筒問題

該區水平井井筒長期未處理、井筒狀況復雜，2015-2020 年共實施各類水平井措施45 口，其中井筒處理困難井38 口，放棄處理5 口，共額外產生磨鉆、刮削、套銑等各類工序205 次，同時由于水平井初期壓裂改造規模相對較大，單井加砂量400～1 200 m3，溶解氣油比相對較高，造成部分水平井在生產過程中存在出砂影響，近幾年共實施沖砂措施8 口，其中6 口存在出砂現象，平均單井出砂1.7 m3。

水平井井筒出砂、結垢等因素嚴重影響已壓裂段簇產能貢獻，根據水平井吸水和產液剖面測試統計分析，其中不產液/微產液段簇占比高達72%，僅有28%的射孔段簇正常產液。據統計日產液小于2.0 m3的水平井共75 口，平均僅1.2 m3/d，75 口井平均水平段長706 m，百米產液貢獻僅0.17 m3，與單井控制體積嚴重不匹配。

3 效益增產技術研究及實施效果

3.1 低成本解堵

3.1.1 技術原理 針對A 區有機垢和無機垢的混合垢類型，優化低成本解堵體系[6]，采用多段塞復合解堵思路，同時清除井筒內蠟、垢及炮眼和近井地帶的有機垢、無機垢堵塞，完成井筒、炮眼和近井地層的整體清潔疏通，恢復油井產量。

解堵劑1 為表面活性劑，主要依靠活性分子的滲透傳質、膠束吸附和乳化降黏等作用，清除有機蠟質、胍膠殘渣等，同時降低膠質、瀝青質等重質組分黏度，提高原油流動性，室內評價試驗顯示在40 ℃條件下，1.5%～2.0%濃度的解堵劑1 能夠將原油黏度降低80%～90%，大幅提高原油流動性（見圖2），解堵劑1 的濃度優化為1.5%～2.0%。

圖2 原油降黏率隨解堵劑1 濃度變化曲線

解堵劑2 為酸性解堵劑，由氨基磺酸溶液、緩蝕劑、鐵離子穩定劑、黏土穩定劑和絡合物組成，通過酸溶、絡合等作用，清除碳酸鈣垢和部分鋇鍶垢等無機堵塞物，同時還具有防止二次沉淀、降低套管腐蝕等作用，測試腐蝕速率為2.3 g/（m2·h），小于行業標準要求，滿足從油套環空不動管柱注入。通過對比不同濃度解堵劑2 對無機垢溶蝕作用（見表4），優化解堵劑2 濃度為5.0%～10.0%。

表4 不同濃度解堵劑2 對無機垢溶蝕作用

3.1.2 實施效果 定向井共實施26 口，均采用不動管柱實施，在套管注入過程中采取解堵劑1、解堵劑2 混合注入模式，充分接觸蠟垢等堵塞物，單井解堵劑用量為20～40 m3，初期日增油達到14.0 t，當年生產200 d，年底日增油8.0 t，累增油達到1 206 t，并持續有效，生產動態保持平穩，單井施工費用為3.0 萬元，是體積壓裂費用的3.3%，油價按60 美元/桶計算，當年投入產出比為1：3.9，是體積壓裂的7.4 倍，實現利潤223 萬元，效果效益顯著。

水平井共實施6 口，平均單井費用7.5 萬元，日增油7.2 t，累增油1 280 t，投入產出比1：6.6，實現利潤240 萬元，其中對2 口井實施沖砂/磨鉆+低成本解堵措施，單井日增油2.1 t，單井累增油380 t，效果最好，單井費用12.0 萬元，投入產出比達到1:7.9。與重復壓裂水平井對比，低成本解堵單井增油幅度有限，但單井費用僅為后者的1.5%，效益十分突出。

3.2 增能解堵

3.2.1 技術原理 針對A 區頁巖油地層能量低的關鍵問題，對部分油井試驗增能解堵技術。該增能解堵體系由三種段塞體系構成，其中a 體系主要由氟碳、烷基苯磺酸鈉等表面活性物質組成，能夠同時起到降低界面張力和潤濕反轉作用，提高洗油效率，增加地層原油流動性；b 體系主要由10%儲能劑YB 和1%高效起泡劑組成；c 體系為10%引發劑，與b 體系混合發生反應，生成大量N2、泡沫和熱量，一般1.0 m3儲能劑b 體系與0.1 m3引發劑c 體系混合后，2 h 即可充分反應，可生成12 m3氣體，大幅提高地層能量和排液能力。該體系pH 值為7.0～8.0，測試腐蝕速率為1.5 g/（m2·h），低于行業標準，滿足不動管柱實施要求。

3.2.2 實施效果 該技術采用700 型洗井車從套管口將a、b、c 體系段塞式注入地層，每個段塞中間用2.0 m3活性水隔離，在地層進行接觸反應，施工簡單方便，共實施9 口，單井解堵劑用量40.0 m3，見效8 口，措施后單井日產液量由0.7 m3提高至1.8 m3，累增油672 t，提液效果較好，平均生產140 d，動態平穩，日增油穩定在4.5 t，持續有效。單井措施費用為4.0 萬元，投入產出比1:4.6，實現利潤131 萬元，相比單一的低成本解堵，增能解堵技術除解除地層堵塞外，還能提高地層能量，增油水平相對較高也更穩定，整體上效果效益更加突出，適應性更強，是頁巖油效益增產較好的技術手段。

4 主要認識及下步建議

（1）A區頁巖油藏定向井已普遍進行1～2 輪大規模體積壓裂，油層縫網發育，現有技術條件下多輪次體積壓裂有效儲層改造體積小、動用剩余油難度大、費用高、增油空間有限，已難以實現效益增產，后期不建議實施。

（2）連片蓄能體積壓裂是大幅提高水平井單井產量和最終采收率的有力措施，但費用很高、施工周期長、需連片補能實施、鄰井影響大、效益水平低，現階段難以規模推廣。

（3）由于存在結蠟、結垢和出砂等影響，A 區頁巖油目前存在較多產量很低的井，據統計約40%的油井自然產能未能充分發揮，低產井數量大、占比高，對該類井低成本解堵、增能解堵和沖砂+小型解堵等低成本措施適應性強、增產潛力較大、單井費用僅是體積壓裂的1.5%～3.3%，效益十分突出，可作為目前階段A 區頁巖油效益增產的首要方向。