低滲透油藏的采油工藝和壓裂工藝分析

薛長榮 張永

延長油田股份有限公司志丹采油廠 陜西 延安 717500

伴隨著石油消耗速度的加快，國內的各種優質油藏數量逐漸減少，已無法滿足人們對石油資源的需求。對此，油氣開發中心逐步轉移至淺層低滲油藏的開采，這類油田占新發現油藏的一半以上，由于其具有產能低、滲透率低的特點，開采難度相對較大。為穩定石油的供應，深入探討采油和壓裂工藝顯得尤為重要。現就低滲油藏的采油、壓裂工藝進行如下論述，希望能為這類油田的開發、利用起到作用[1]。

1 淺層低滲油藏的開發現狀

通過分析淺層低滲油藏的生產特征、滲透率，可以將其分為3個類型 ：一是一般低滲油田，這種儲層比較接近一般儲層，地層下的水飽和度為25%～50%，具有工業性的產能。但是對于鉆井、完井作業而言，極有可能會造成污染，有必要對儲層采取保護措施 ；二是特低滲油田，油田儲層含水飽和度大，這類油田的部分油層有低電阻，從某種程度上加大了測井難度。通常來講，這類儲層無法滿足工業標準，需要進行壓裂作業；三是致密低滲儲層，空隙半徑小，油氣的進入有一定難度，和有效儲層下線相似，多沒有自然產能，需要壓裂作業才能投產。在國外，淺層低滲油藏的開發已有一段時間，它們始終保持一個觀點，特別是高壓低滲油田，初次開采壓力大，天然氣能量充足，應借助自然產能進行開采，可以適當延長低含水期、無水期的時間。借助溶解氣驅能量、彈性能量進行開采，由于油層產能遞減速率較快，大大降低采收率，一般為10%。進入低產期后，采用注水的方式開采，保持注水能量，此時采收率明顯提高為20%[2]。

2 低滲透油藏的壓裂工藝的優化措施

2.1 完善3?″小井眼儲層改造技術

根據侏羅系油藏根據隔夾層發育狀況、油水接觸關系細化儲層類型，確定合理射開程度，采取差異化儲層改造技術對策，以小直徑深穿透射孔、“三小一低”壓裂解堵為主，平均單井日產油2.4t，較去年同期提高0.4t。三疊系油藏針對老區平面水驅波及范圍大、縱向多層系發育的儲層特征，以“提產+控水”一體化為理念，全面推廣縱向多短簇細分層壓裂技術，平均單井日產油2.0t，效果整體保持穩定。

圖1 含層理面射孔孔眼破裂時裂縫演化圖

2.2 優化3 寸半可回接懸掛器技術

針對水驅狀況復雜、見水風險高的井，優化低含水層段進行改造，在前置液中加入自適應多尺度控水劑降低水相滲透率，同時控制壓裂改造規模，試驗5口，單井日產油1.8t，含水55.8%，較對比井含水↓12個百分點。圍繞超低滲儲層物性差、側鉆后產量遞減大等問題，在超低滲油藏試驗高導流通道壓裂2口，初期單井日產油2.7t，較對比井提高0.5t。水平井推廣應用“油管傳輸射孔+小直徑橋塞分段多簇壓裂”主體工藝，采用可溶橋塞替代可撈式橋塞，平均單井壓裂施工周期縮短4天，壓裂施工效率提高20%；同時，針對常規分段壓裂施工周期長等難題，研發配套3寸半可回接懸掛器，套管回接重造井筒形成大通徑管柱，采用“橋射聯做+分段體積壓裂”工藝技術模式試驗1口，排量由2.6提高4～6m3/min，水平井單井壓裂周期由15下降到5天[3]。

2.3 多短簇細分層壓裂優化

侏羅系油藏以挖潛井間剩余油為目標，堅持以小直徑深穿透射孔、控壓酸化、“三小一低”壓裂等小型解堵工藝為主，持續優化技術參數，不斷提高技術適應性，措施有效率90%以上。特低滲～超低滲I類油藏側鉆定向井以充分動用儲層為目標，堅持“多短縫+控含水”壓裂理念，全面推廣多短簇細分層壓裂主體工藝技術，單井產量2t以上。開展體積壓裂提產技術試驗，擴大泄流面積，單井產量由1.0提高到1.8t。

圖3 不同簇誘導應力場模擬結果

2.4 小曲率側鉆水平井技術

超低滲II類油藏最大限度利用老套管、縮短靶前距，提高井網內水平段長度，試驗小曲率側鉆水平井技術，充分發揮側鉆水平井“井控+縫控”提產優勢，實現超低滲低產井組高效開發。側鉆水平井以縮短常規分段壓裂施工周期、提高段間段內壓裂有效性為目標，初期單井產量＞3.5t。水平井持續推廣應用“油管傳輸射孔+小直徑可溶橋塞分段壓裂”主體工藝，通過3寸半套管回接重造井筒，實現井眼全通徑，完善小井眼橋射聯作高效分段壓裂工藝，單井壓裂周期縮短至5天，單井產量3.2t以上。

3 低滲油藏的壓裂效果分析

壓裂工藝是指采油時借助水力作用，使油層形成裂縫，也稱油層水力壓裂。油層出現裂縫后，加入支撐劑填充裂縫，提高油層滲透能力，增加產油量。該工藝是低滲油藏開發的有效手段，在多年的發展中，壓裂工藝在材料性能、設備等方面取得很大的進步，工藝技術也越來越成熟。以恢復裂縫導流能力、挖潛剩余油為目標，逐步形成了以重復壓裂、酸化解堵、查層補孔三大類主體技術。近年來為適應不同開發需求，控水增油等新技術快速發展，老油田增產穩產技術系列不斷豐富。以長6為代表，已進入“雙高”階段，水驅矛盾加劇，含水上升快（1.9%），低產井多，占比73%，推廣暫堵壓裂、前置調堵壓裂等工藝，日增油0.8t左右。

3.1 低滲I/II 類油藏

3.1.1 雙向調堵技術

按照“油水井雙向治理”思路，開展中高含水油藏雙向調堵壓裂實現“控水增油”。計算表明雙向調堵降低含水率較單一調剖/堵水降低近10%，采收率可提高至3～5%以上，有效改善滲流場、動用剩余油。2023年實施井組月度階段遞減由1.5下降至-0.8%、月度含水上升速度由0.8下降至-0.3%。

3.1.2 暫堵壓裂

針對特低滲油藏“雙高” 特征，持續優化暫堵壓裂工藝，“層內+層間”多級暫堵控制裂縫長度、方向，提高裂縫復雜程度，暫堵級數提高到2-3級，單井日增油由0.81提高到0.84t，措施有效率由84.5提高到86.7%。

3.1.3 高含水油井堵水壓裂技術

針對油水井貫通、井口高壓的裂縫性水淹井，開展復合功能段塞深部堵水試驗，實現降水增油目的。采用凝膠推水站位+高強固結封口，堵劑由200提高到600m3，注入排量由0.5提高到1.0m3/min，實現水淹裂縫的深部封堵；研發了互穿網絡系列高強封堵劑，地面粘度＜30mpa.s，耐壓＞32MPa，滿足封口/轉向壓裂的技術需求。

近年累計試驗井措施有效率78.8%，措施有效期達到386天，平均單井日增油1.03t，含水降低27.9%，與前期試驗對比，措施有效率由67.8提高到78.8%，平均單井日增油由0.49提高到1.03t，含水降幅由11.4%提高到27.9%。

3.2 超低滲I/II 類油藏

針對超低滲I/II類油藏，儲層物性差、有效驅替系統難建立，采油速度低。以高注采比、低采出開發特征為主。定向井主要通過提高重復壓裂措施比例（35.1%提高到44.6%），改善水驅效果，持續優化選井選層，單井日增油保持穩定，措施有效率由89.1提高到90.9%[4]。

（1）重復壓裂。以暫堵壓裂、寬帶壓裂等工藝為主，促進有效驅替系統建立。實施井有效率92.2%，平均單井日增油0.88t/d，歷年跟蹤表明，有效期內單井增油量453t，措施后含水上升幅度5.8%，適應性較好。

（2）補孔壓裂。基于單砂體精細刻畫，以實現注采關系動用、充分挖潛縱向剩余油為目標，針對縱向潛力層實施補孔壓裂井，有效率89.6%，平均單井日增油0.83t/d，長期有效率89.1%，平均單井日增油0.91t，工藝適應性較好。

（3）井組整體寬帶壓裂技術。針對井組驅替系統難建立的“雙低”油藏，通過井組“三場”變化規律研究，明確井組挖潛的方向，采用整體二次構建井網地下裂縫系統與注驅采滲流場，促使驅替系統有效建立，改善低產區開發效果。綜合裂縫-油藏-應力模擬技術，建立地質工程一體化模擬工作流程，開展精細油藏模擬，研究開發全過程“三場”變化規律，明確井組整體增產挖潛的潛力與方向，形成“增、擴、轉、擾、驅”為核心的井組整體壓裂技術。通過補能增加兩向應力差1～2MPa，改變應力場有利于裂縫有效擴展；建立了壓前補能液量與地層壓力變化方程和關系圖版，指導補能方案優化，形成了壓裂驅油補能數值模型，建立補能圖版。以重建注驅采滲流場為目標，形成了“增、擴、轉、擾、驅”為核心的井組整體壓裂技術，配套研發了高效驅油型補能劑CQH-1，在油藏規模應用，措施后單井日增油由0.8提高到1.7t/d。以重建注驅采滲流場為目標，在低產區開展“增、擴、轉、擾、驅”為核心的井組結構化改造，井組日產油由149.8提高到392.5噸，采油速度由0.18提高到0.44%；支撐區塊純老井日產油穩產800t，實現區塊“硬”穩產。

4 結束語

石油資源經過多年的開采，其品質逐漸降低，低滲油藏數量增多，加強對這類油井采油、壓裂工藝的研究，對穩定原油產量具有重要意義。由于采油工藝、壓裂工藝比較多，而且每種工藝技術的特點不同，給石油企業工作的開展帶來難度。基于此，石油企業應結合油井特征、生產需求，科學地選擇工藝技術，以滿足生產需求，提高原油利用率。