南堡陸地低滲油藏壓裂開發技術對策研究

夏亞文* 孫海童 王為舉 劉千山

（1、中國石油冀東油田公司,河北 唐山 063200 2、中國石油大學（北京）非常規油氣科學技術研究院,北京 102249 3、勝利油田凱渡石油技術開發有限公司,山東 東營 257000）

1 油藏概況與開發形勢

南堡陸地低滲油藏平均埋藏深度超過3500 m，斷層大量發育，大量斷塊被斷層分隔，因此具有較小面積的斷塊和較小的含油面積，是典型的復雜斷塊油田[1]。其主力含油層系為Es33，具備滲透率極差及滲透率變異系數較大的特點，非均質性較強，具有較差的儲層物性。基于砂體規模和物性參數，依據砂體面積、儲量、滲透率、有效滲流系數及平均主流半徑5 個參數，將冀東油田低滲油藏分為三類。低滲I 類油藏主要分布在深層油藏G65 和G5 斷塊IV 油組，儲層平均孔隙度為15.9%，平均滲透率為28.3 mD，儲層發育相對集中。開發過程呈現“四低、一高”特征，即水驅儲量動用程度、能量保持水平、采油速度和采出程度低，注采井網水驅儲量控制程度高。在開發過程中，由于該油組孔隙度滲透率較低、油井泄油面積小，導致注采井間具有較強的流動阻力，不易構建良好的井間連通關系；注采井距大，且地層滲透率低，導致地層壓力波傳導速度慢、水井注水時啟動壓力高、單井產量低、難以建立有效的驅替系統等一系列問題[2-3]。低滲II 類油藏主要為G5 斷塊V 油組的構造巖性層狀油藏，原油為常規輕質油，油藏埋深4000 m，孔隙度16.9%，滲透率6.9 mD，油層喉道細小，主流喉道半徑集中分布在1～1.5 μm。儲層連片發育，連通性好，主要分布扇三角洲沉積砂體，砂體縱向疊置，平面連片分布，單砂體寬度大于300 m，厚度在0.5～6 m 之間，平均厚度為2.8 m。Ⅴ油組原始地層壓力高，但由于較大的儲層物性差異和井間驅替滲流阻力，使該油組導壓系數低，壓力波傳導速度慢，油井天然能量開采產量較低，不易形成較好連通關系，因此，常規注水開發在該類儲層進行使用時效果較差，不能實現經濟有效開發。因此，需要通過壓裂改造方式提高單井產能[3]。低滲III類油藏主要分布在G12、G94、G9、G14、L202 等小斷塊，具有地層壓力系數高、砂體規模小等特點。平均油砂體面積為0.063 km2，河道砂體寬度為30～150 m，在現有井網下難以建立多向注采驅替關系；同時，油砂體呈條帶狀、席狀和土豆狀展布，平均長度為100 m，寬厚比為35 m/m，砂體范圍小，也不利于多向注采井網的建立。因此，低滲III 類油藏采出程度較低，平均采出程度僅為5.4%[4]。

2 壓裂開發技術思路

針對I 類油藏的壓裂注水開發特征，立足井網、連通情況和注采動態等，開展裂縫與井網匹配研究、裂縫參數差異化設計及壓裂數值模擬研究，指導整體壓裂方案設計[5-7]。I類儲層屬低滲油藏，具有一定滲流能力，通過壓裂改造后減小注采井距，降低井間驅替滲流阻力，使其具備井間驅替能力，是Ⅰ類低滲油藏的設計關鍵。因此，通過“縫長縮短注采井距、縫面建立驅替、縫網擴大波及”的壓裂思路，變“點對點徑向驅”為“面對面線性驅”，降低油水井近井壓實帶的壓力損失，增大泄油面積，提高驅替壓力梯度，從而實現源匯之間的有效注采驅替[6]。針對低滲II 類油藏，利用壓裂的高應力差來提高裂縫復雜程度，并初步試驗了混合水壓裂技術[8-10]。混合水壓裂技術綜合了滑溜水、線性膠以及凍膠壓裂液的優點，實現了不同類型壓裂液之間的在線混配，具有更高效的施工方式和更低的施工成本。在工藝上，混合水壓裂技術轉變了傳統“造長縫、飽填砂”的壓裂方式，先利用滑溜水的低粘度高速攜帶細粉砂，支撐壓裂過程中形成的動態縫，將支撐劑添加到遠井地帶打碎儲層，前置蓄能；然后，依靠線性膠壓裂液更高的稠度和粘度進行粘度攜砂，實現支撐劑的順利鋪置；最后，應用系列暫堵轉向劑封堵裂縫并多次加砂，提高裂縫復雜程度，增加縫控儲量實現長效增產。混合水壓裂技術提高了施工效率，使得支撐劑可以順利鋪置，減少運移過程中的能量損失，還可以解決常規胍膠壓裂液體系在配制、施工過程中成本造成成本較高的問題，有效提升作業效率和效益。針對III 類無能量補充的低滲油藏，采用了小規模砂體壓裂和吞吐一體化的立體開發模式[11-13]。III 類儲層滲透率極低，孔隙致密，壓裂后僅在近井地帶形成裂縫網絡，且原油有效動用面積較小，近井地帶易形成人工縫穿過天然縫、天然縫自滑移形成誘導縫的縫網構造，且隨壓裂能量的降低，人工縫逐漸發生轉向最終匯入天然縫。因此，除壓裂改造區外，其余地層的導流能力極低，天然裂縫不具備長足導流能力，難以實現注采井間驅替，且由于極低滲透率導致注入井注水壓力極高，當注入壓力大于地層破裂壓力時，在注入井井底壓開裂縫甚至造成地層垮塌。因此，針對這種情況采用了小規模砂體壓裂和吞吐一體化的立方開發模式：縱向上“層段組合、逐段壓裂、吞吐開發，段間接替”，層段內“多輪次吞吐增產模式”，實現能量的多級注入補充，在近井實現CO2和原油的多次混相形成混相驅替，有利于提高原油采收率并延長壓裂增產的有效期[14]。

3 壓裂技術方案

3.1 整體壓裂技術

形成以低濃度胍膠壓裂液、精細分層工藝為主的工藝配套體系，壓裂縫長為0.5 個井距，分段數為3 段以下，液量規模為300 方/段，砂量20 方/段，施工排量控制在4～5 方/分鐘。

3.1.1 低濃度胍膠壓裂液體系

結合該區塊地層物性參數、先期經驗總結及室內實驗結果，采用低濃度胍膠壓裂液體系進行注入，配方為：0.4～0.45%稠化劑+0.8%KCl+0.5%防膨劑+0.5%助排劑+0.5%交聯劑。如表1 所示，與常規胍膠相比，低濃度胍膠壓裂液體系具有“兩高四低”的特點，即耐高溫（170℃）、高防膨率（87%）、低胍膠濃度（0.3%）、低殘渣（141 mg/L）、低傷害（7.8%）和低成本，實現了更優異的壓裂液性能及更低的儲層傷害性。

表1 低濃度胍膠體系和常規胍膠體系不同基本性能對比

3.1.2 支撐劑評價

支撐劑目數是影響裂縫導流能力的關鍵因素之一，大量的實驗及現場數據表明，裂縫導流能力與支撐劑粒徑呈正相關關系。然而，選擇較大粒徑的支撐劑往往導致沉降速率過快，從而不能實現支撐劑的深部運移，另一方面，更大的支撐劑粒徑對攜砂液的動態懸砂性能具有更高的要求，這意味著攜砂液的粘度將進一步提升，這不僅會增加配液成本，增加泵注困難，同時會對地層造成不可逆傷害。因此，在裂縫較窄的情況下，優先使用粒徑較小的支撐劑，提高泵注效率，從而一定程度上通過對微裂縫進行封堵從而降低壓裂液對地層的濾失傷害。但支撐劑粒徑太小會導致裂縫導流能力過低，可能達不到設計要求。因此，綜合考慮各因素，主壓裂階段選用抗壓強度為69 MPa、粒度為30/50 目的陶粒，尾追69 MPa、粒度為20/40 目的陶粒。

3.1.3 精細分層壓裂工藝

K344 逐級坐封解封工藝適用于各種型號的套管完井壓裂施工，通常與安全接頭、水力錨、噴砂器等配套使用。K344封隔器由上下接頭、上下膠筒座、轉換接頭、壓裂膠筒、中心管、分瓣卡爪等組成。該封隔器裝配簡單、施工簡易，110℃下封隔器啟封壓力約為0.7～1.3 MPa；工具采用端部進液，進液口處采用切口寬度為0.1～0.2 mm 的防砂管做內襯，有效防止壓裂砂進入工具內部。膠筒的下膠筒座與下接頭采用滑動配合式，配合膠筒伸縮，提高封隔器承壓性能。K344逐級坐封解封工藝的技術特點如下：

（1）逐級坐封，通過套壓實時監控坐封狀態；

（2）停泵即解封，降低管柱風險。

3.1.4 水力噴射壓裂工藝

水力噴射壓裂工藝采用專用噴射工具產生高速流體（190 m/s），穿透套管和巖石形成孔眼，隨著孔內流體壓力的增高，當壓力超過破裂壓力時發生起裂和延伸現象，造出單一裂縫，由于射流的抽吸引射作用，進一步強化動態封隔能力。水力噴射壓裂工藝主要應用于套變井、大斜度井、水平井和封隔器下入有風險的井。

3.2 混合水壓裂技術

為有效增大改造體積提高改造效果，應用“套管分段+混合水+暫堵轉向”復合壓裂工藝[15]。混合水段塞主要為“滑溜水+線性膠+凍膠壓裂液”，其中滑溜水主要起增能和置換原油作用，線性膠提高砂液比，形成具有一定導流能力的泄流通道，交聯凍膠壓裂液實現造主縫及攜砂的目的。壓裂縫長為0.8 個井距，分段數在3 段以下，液量規模為600 方/段，砂量40 方/段，施工排量控制在8～9 方/分鐘（圖1）。

圖1 嵌入式裂縫離散網格模擬結果

自研功能型滑溜水:

將超分子理論和溶液流變學相結合，設計了高分子表面活性劑單體，合成超分子活性聚合物降阻劑，并制備自研功能型滑溜水，實現一劑多效連續混配，從而提高壓裂效率。如表2 所示，自研功能型滑溜水溶解速度較快，5 min 內完全溶解，體系分子量為150 萬，破膠后殘渣分子量低于4.5 萬，巖心傷害率小于12.5%，界面張力為0.45 mN/m。

表2 三種滑溜水體系相關性能評價對比

3.3 小規模砂體壓裂+吞吐技術

通過吞吐介質優選研究，初步形成了以氣體介質為主，活性水為輔的多元增能介質體系。配套應用壓裂設備，將前置增能介質快速注入，補充地層能量。

3.3.1 快速注水吞吐增產機理

補充能量，向地層中注入氣體及活性水，燜井一段時間后使氣體及活性水與原油和地層充分接觸，從而提高甚至恢復儲層滲透性，形成反向水驅替原油的驅動力。

圖2 不同類型巖心滲透率與地層有效應力的關系曲線

滲吸采油，利用儲層巖石的親水性，在毛管力的作用下液體自發吸入巖石孔隙中并置換出孔隙內部的原油[16-19]，滲吸原理的公式如下：

3.3.2 氮氣吞吐機理

（1）氮氣膨脹能高，有利于提高地層壓力；

（2）地層條件下，氮氣與油藏存在三相滲流，使地層孔隙通道中的流動阻力大幅度提升，從而實現對剩余油區的有效驅替，提高整個儲層的宏觀波及體積；

（3）生產過程中，氮氣主要以小氣泡形式存在，形成“泡沫油”，避免氮氣快速產出。

3.3.3 二氧化碳吞吐機理

二氧化碳主要增油機理為：增溶膨脹、混相、降粘。

CO2對原油具有增溶膨脹作用，創造了有利的排水驅油環境，提高了原油的分相流量；室內實驗表明：當CO2注入比例達到35%時，溶解氣油比由注入前的33.8 m3/m3提高到105 m3/m3，可使原油體積膨脹11%。

圖3 隨壓力上升氮氣相對體積變化

圖5 儲層增產效果曲線

在中深、深層油藏二氧化碳與原油能夠實現混相，且有效降低原油粘度，提高驅油效率。

圖4 CO2 注入量與Rsi/膨脹系數及體積系數關系曲線

當二氧化碳溶解于原油后，原油粘度降低，并且隨著二氧化碳溶解量的增加，降粘幅度增大。同時二氧化碳溶于原油后，粘度的下降也有利于原油克服毛細管阻力和摩擦力，從而提高原油的流動能力（表3）。

表3 不同吞吐介質優缺點分析

4 應用效果

針對低滲Ⅰ類儲層，現場應用整體壓裂技術270 井次，有效率85%，單井產量由平均1.0 噸/天提高至4.5 噸/天，增產有效期平均300 天；針對低滲Ⅱ類儲層，現場試驗應用混合水壓裂10 井次，有效率90%，單井增產量較常規壓裂方式提高2 倍，且增產有效期增加1.5 倍；針對低滲Ⅲ類儲層，現場試驗應用壓裂+吞吐技術6 井次，有效率100%，單井增產有效期較常規壓裂方式增加1.8 倍。整體上取得了很好的增產效果。

5 認識與結論

5.1 南堡陸地低滲油藏儲層特征各異，根據不同砂體規模和物性，將其分為三類油藏，針對其特點研究配套不同的壓裂開發技術對策，取得很好增產效果。

5.2 整體壓裂技術立足注水開發井網、連通情況和注采動態等，開展裂縫與井網匹配研究、裂縫參數差異化設計及壓裂數值模擬研究，指導整體（開發）壓裂方案設計，通過研究配套了低濃度胍膠、精細機械分層和水力噴射分層等成熟壓裂工藝，能滿足整體壓裂技術需求，實現了對低滲注水開發油藏的有效動用。

5.3 混合水壓裂技術是高排量、大液量、大劑量、滑溜水與凍膠組合、不同粒徑支撐劑組合的段塞式正向混合水壓裂技術，能使裂縫發生剪切破壞、錯斷、滑移，形成一條或者多條裂縫的同時，溝通天然裂縫、巖石層理，形成次生裂縫，與主縫交織成裂縫網絡，打碎儲層，與儲層基質的接觸面積最大化，實現對儲層的全面改造。增大改造體積，增產效果顯著，且穩定能力較好。

5.4 開展精細地質研究，明確了小規模砂體類型，對典型單元進行精細刻畫，建立了小規模砂體壓裂-吞吐開發模式，通過吞吐介質優選研究，初步形成了以氣體介質為主，活性水為輔的多元增能介質體系，現場試驗證明增能效果明顯，能大幅提高增產有效期。