體積壓裂技術在超低滲油藏應用及效果評價

楊 雷，鞏衛軍，王成順，張德鑫，張 波

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲油藏由于儲層物性極差，常規注水開發難以建立有效驅替系統，普遍存在低產油量低產液量、注水效果差的開發難題[1-3]；姬塬油田Z1 長8、Z2 長9 油藏隨著不斷注水開發，單井產量持續降低，常規壓裂、常規酸化等改造增產措施，提高產量效果逐年變差[4-7]。而混合水壓裂通過不同液體類型、多段塞注入實現復雜縫網，與常規水力壓裂相比，混合水壓裂在高排量、大液量、低砂比的條件下，采用低黏度壓裂液，降低摩阻，提高導壓性能，有助于開啟微裂縫，形成復雜縫網系統，增加儲層改造體積，從常規水力壓裂儲層改造形成“面”裂縫向“體”裂縫轉變[8-13]。2020 年以來，通過試驗推廣大參數體積壓裂增產措施，取得了較好的效果，并具有一定的推廣意義。

1 體積壓裂

1.1 體積壓裂增產機理

儲層滲透率超低，厚度大，天然裂縫發育，常規改造形成單一裂縫很難獲得好的增產效果?！绑w積壓裂”理念突破了傳統的增產機理，利用“大排量、低砂比、大液量滑溜水低黏液體體系”的技術做法，將可以進行滲流的有效儲集體“打碎”，形成人工裂縫與儲層天然裂縫相結合并貫穿整個油藏的縫網系統，將儲層改造的方向由提高人工裂縫泄流面積轉變為擴大裂縫網絡與油藏的接觸體積，使得油氣從任意方向的基質向裂縫的滲流距離最短，極大地提高儲層整體滲透率，實現對儲層在三維空間的立體改造，從而達到提高單井產量的目的。

1.2 體積壓裂對儲層特征要求

體積壓裂的關鍵在于形成復雜裂縫網絡來達到改善儲層整體滲流能力的目的，能否形成復雜裂縫網絡，取決于地質和壓裂施工工藝兩方面因素。國內外體積壓裂試驗研究及分析認為，對于以下幾項特征比較突出的儲層，采用體積壓裂有利于形成較大的裂縫網絡，提高單井產量。

（1）低滲透儲層：油氣藏滲透率越低，裂縫所要求的導流能力就越低，與體積壓裂形成的低導流能力裂縫較為適配。

（2）巖石脆性礦物含量高（大于35%），脆性系數高。巖石的彈性模量越高，巖石越堅硬，脆性指數高，易產生剪切破壞，形成剪切裂縫及粗糙的節理，并保持張開狀態，同時保持一定的導流能力。

（3）具有天然裂縫的地層。對具有天然裂縫的儲層來說，體積壓裂可以溝通天然裂縫網絡，溝通天然裂縫網絡和井筒之間的流動。

（4）敏感性不強，適合大型滑溜水壓裂。弱水敏地層，有利于提高壓裂液用液規模，同時使用混合水壓裂，滑溜水黏度低，可以進入天然裂縫中，迫使天然裂縫擴展到更大范圍，大大擴大改造體積。

2 研究區體積壓裂適應性評價

2.1 脆性礦物含量高

研究區儲層以巖屑長石砂巖為主，兩個油藏巖石脆性礦物石英、長石含量高（均＞50%），脆性指數大，適合體積壓裂造縫。

2.2 弱水敏

研究區姬塬油田長8、長9 敏感性試驗結果表明，兩個油藏均為弱～無水敏，敏感性不強，適合大型滑溜水壓裂有利于注水開發。

巖心資料、成像測井結果研究及儲層參數相關性研究表明，長9 儲層砂體內或上下圍巖均發育天然裂縫，有利于溝通天然裂縫，形成復雜網絡。

2.3 天然裂縫發育

天然裂縫根據不同的劃分方案可以分成不同類型。根據裂縫的地質成因，可將其劃分為構造裂縫和成巖裂縫。通過野外露頭觀察，研究區塊長7 段主要發育構造裂縫，裂縫發育范圍廣，與產狀近平行，成組發育充填碳化泥青縫，可形成良好的裂縫網格系統；根據巖心統計、成像測井、鑄體薄片等宏觀及微觀資料總結，研究區長7 致密油儲層主要發育有高角度天然微裂縫，裂縫傾角大于80°。儲層天然裂縫發育，在高強度改造過程中裂縫易溝通，容易導致井間干擾性大。

3 油井體積壓裂試驗效果分析

針對姬塬長8、長9 油藏物性差、裂縫閉合，有效驅替建立難度大，油井低產的問題，通過大強度體積壓裂，建立復雜裂縫網絡，提高滲流能力，有效提高油井產能。2020-2021 年共計開展體積壓裂試驗20 井次，有效率75.0%，單井日增油1.59 t，措施提液效果較好。

3.1 措施思路逐漸摸索試驗

2020 年主要在有效壓力驅替系統建立區域，針對初期產量高、產降明顯井實施體積壓裂，提高單井產能，實施4 口，有效率100%，單井日增油2.0 t（見表1）。

表1 研究區2020 年體積壓裂效果統計表

2021 年在前期推廣的基礎上，重點對物性差、有效壓力驅替系統未建立低產井或長停井實施體積壓裂，該類井由于壓力驅替系統未有效建立，油井壓力保持水平低，體積壓裂液量不能有效補充區域能量，措施有效期短，提液效果差。實施16 口，有效11 口，有效率68.9%，有效井單井日增油0.99 t。

通過2020-2021 年不同思路體積壓裂效果對比，有效壓力驅替系統建立區域，前期高產、后期見水或液量下降井，體積壓裂效果較好。儲層物性差、有效壓力驅替系統難建立區域，低產油井能量保持水平低，體積壓裂不能有效補充能量，壓裂改造后，液量快速下降，提液效果差，后期針對這類井試驗“提前補能+體積壓裂+燜井滲析”模式，提高壓裂提液效果。

3.2 體積壓裂產降規律

體積壓裂措施后，第1 月為排液降含水階段，液量大幅下降（20.6%）伴隨含水大幅下降，油量略有下降，第2～3 月為正常遞減階段，液量、含水小幅下降，油量下降。其中物性差、有效壓力驅替系統未建立區第1月液量降幅明顯大于驅替系統建立區域，仍說明體積壓裂并未對該類油井能量進行有效補充，能量保持水平低。

3.3 體積壓裂施工參數確定

各施工參數與含水變化、液量變化及增油交匯圖看出，該區體積壓裂施工排量＞5.0 m3/min，入地液量＞350 m3，加砂強度3.0～4.0 m3/m，措施增油效果較好。

3.4 體積壓裂燜井時間確定

體積改造打碎地層，井筒附近較大范圍內形成了復雜的裂縫網絡系統，為滲吸產油提供了有利條件。體積壓裂后，由于儲層基質本身滲透性極差，壓裂液在短時間內被儲層吸入量有限，大部分壓裂液仍儲存于壓裂所形成的縫網及與人工裂縫接觸的裂縫周圍儲層內，使得在短時間內裂縫處于高壓區，而遠部儲層仍保持原始狀態未被波及。壓裂后燜井過程中，壓裂液由裂縫向基質內部進行滲流和滲吸，隨著關井時間增加，改造區基質內壓力逐漸增加，同時在基質和裂縫之間發生油水滲流置換。

不同燜井時間措施遞減情況與燜井時間與含水變化、液量變化及增油交匯圖看出，該區體積壓裂后燜井時間＞30 d 效果相對較好（見圖1）。

圖1 不同燜井時間措施后遞減情況圖

4 結論

（1）體積壓裂對初期產量高、后期因見水或液量下降低產井，治理效果較好，下步持續推廣。

（2）物性差、壓力驅替系統未建立區低產低效井，往往能量保持水平低，體積壓裂燜井后并不能有效補充地層能量，導致措施提液效果差、遞降大，下步建議對相同區域井轉變措施思路，由“體積壓裂+燜井滲析”模式→“提前補能+體積壓裂+燜井滲析”模式，提高單井壓裂效果。

（3）燜井能夠依靠滲析壓差作用，促使發生油水置換，從而燜井時間與含水上升幅度負相關，同時與增油效果正相關，該區體積壓裂燜井時間宜＞30 d。

（4）施工排量、加砂強度、入地液量與體積壓裂造縫規模有關，該區體積壓裂施工排量宜＞5.0 m3/h，加砂強度3.0～4.0 m3/m，入地液量＞350 m3。