影響安塞油田長6層堵水壓裂效果因素探討

王玉功， 劉镕菖， 李 勇， 楊博麗， 王小文， 唐冬珠， 汪小宇， 王所良

(1. 川慶鉆探鉆采工程技術(shù)研究院, 陜西西安 710018； 2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3. 西南石油大學地球科學與技術(shù)學院, 四川成都 610500；4. 川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安 710018)

影響安塞油田長6層堵水壓裂效果因素探討

王玉功1,2， 劉镕菖3， 李 勇1,2， 楊博麗4， 王小文1,2， 唐冬珠1,2， 汪小宇1,2， 王所良1,2

(1. 川慶鉆探鉆采工程技術(shù)研究院, 陜西西安 710018； 2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3. 西南石油大學地球科學與技術(shù)學院, 四川成都 610500；4. 川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安 710018)

從安塞油田長6層儲層特點、開發(fā)現(xiàn)狀及堵水壓裂技術(shù)特點等方面，對影響安塞油田長6層堵水壓裂效果的關(guān)鍵因素進行探討。分析認為，油井儲層見水特征、油層縱向?qū)娱g非均質(zhì)性、前期壓裂改造狀況都對堵水壓裂效果產(chǎn)生深遠影響，選擇合適的堵水壓裂層位是取得良好降液增產(chǎn)效果的前提和基礎。另外，堵水、壓裂兩種措施間的相互影響也部分降低了最終的堵水和壓裂施工效果，因此，選擇合適的井層和優(yōu)化堵水-壓裂施工程序成為提高安塞油田長6層堵水壓裂效果的技術(shù)關(guān)鍵。

堵水壓裂； 影響因素； 選井選層； 施工程序優(yōu)化

目前，安塞油田王窯、候市等區(qū)塊已進入中高含水期，綜合含水率上升到40%以上，注入水是造成油井含水上升、產(chǎn)量降低的主要原因之一，油井注采動態(tài)表現(xiàn)為裂縫型、孔隙-裂縫型、孔隙型3種水驅(qū)特征，油井見水原因復雜[1-3]。因此如何提高水驅(qū)效果，提高剩余油的動用程度是提高中高含水油井和低產(chǎn)油井產(chǎn)量的關(guān)鍵。近年來，針對長慶油田中高含水油井見水特點和儲層特征，主要進行了注水井深部調(diào)剖、油井堵水、堵水壓裂等試驗，取得了一定的效果。

1 儲層特征及開發(fā)動態(tài)

1.1儲層特征

安塞油田王窯、候市、杏河等主力區(qū)塊長6層均為多個含油層小層復合而成，主力油層長611-2、長611-3、長612及長62為其主要開發(fā)層系，各小層砂層厚度基本10～20 m，泥質(zhì)夾層不發(fā)育(厚度0～5 m或巖性不純)，分層壓裂時壓裂裂縫容易突破泥巖夾層，竄至鄰層，造成部分含油層改造不充分，而部分層因為人工裂縫長度遠超過壓裂設計縫長，成為以后開發(fā)過程中油井見水的主要通道[4-5]。

1.2開發(fā)動態(tài)

安塞油田是國內(nèi)最早開發(fā)的特低滲油田，油田開發(fā)初期，基于大規(guī)?？碧胶驮u價需要，布置了一大批探井和評價井，對后期開發(fā)井網(wǎng)的布置、調(diào)整影響較大，開發(fā)井網(wǎng)的規(guī)則性、完整性無法與靖安、西峰等后期開發(fā)油田相比，王窯區(qū)最為典型，油井與水井注采對應性較差，儲層平面油水關(guān)系復雜，縱向?qū)娱g地層壓力差異明顯[6-7]。

安塞油田投入開發(fā)20年來，大多數(shù)井都經(jīng)歷了無水采油期、注水見效期，目前大都進入中高含水采油期，為滿足油田持續(xù)開發(fā)需要，采取了“三分精細注水”、井網(wǎng)調(diào)整和重復壓裂、酸化、化學堵水、調(diào)剖等措施，取得了較好的增產(chǎn)效果[8-11]。但目前，油井含水持續(xù)加速上升，油井水淹井比例逐年升高，已成為油田穩(wěn)產(chǎn)最大的技術(shù)難題。

1.3油井見水類型及特點

油井見水類型主要有以下類型：

(1) 裂縫性見水型。主向油井注水見效快，含水上升快速，油、水井注采對應明顯。側(cè)向油井不見效，低液量、低產(chǎn)油量、低含水；

(2) 裂縫-孔隙性見水型。油井投產(chǎn)后較長時間低含水，但含水突然出現(xiàn)躍升，主向油井及附近油井注水見效明顯；

(3) 孔隙性見水型。油井隨開發(fā)時間的延長，含水逐漸緩慢爬升。

安塞油田長6層大型天然裂縫不發(fā)育，油井見水通道以孔隙與微裂縫組合為主，大部分井以孔隙性滲流或裂縫-孔隙性滲流見水型為主，投產(chǎn)數(shù)月后快速水淹井比例很低，水淹井產(chǎn)液量基本小于10 m3，以液量小于5 m3為主。

2 堵水壓裂難點與改造思路

2.1技術(shù)難點

(1) 安塞油田長6層油井見水通道主要以孔隙與微裂縫組合為主，見水通道多，位置難以確定，現(xiàn)有化學堵劑體系黏度多在20 mPa·s以上，主要堵劑G530-DQ表觀黏度在60 mPa·s左右，無法進入小孔、小微裂隙中，堵水后只能實現(xiàn)部分降液目標，存在封不死現(xiàn)象；

(2) 含油層系多，多數(shù)井都采用多層注水、多層合層開采方式開發(fā)，主要出水層位不好確定，加上投產(chǎn)壓裂裂縫的影響，給堵水壓裂措施的制定帶來難度；

(3) 堵水降液和壓裂增產(chǎn)兩種措施之間本身存在一定的技術(shù)矛盾，如何優(yōu)化施工程序，把兩種措施相互影響降低到最小，技術(shù)本身存在難度。

2.2選開選層條件與改造方法

2.2.1 選井選層條件

(1) 目的層上下遮擋條件較好，含水率大于70%(水淹井水淹時間不超過3個月)、單井累計產(chǎn)油量低、有較高的剩余可采儲量，周圍鄰井都有產(chǎn)量的油井；

(2) 油井見水特征明顯，見水類型和層段容易判斷，能實現(xiàn)降水增油目標；

(3) 井況良好，地面有組織大型施工的場地條件。

2.2.2 改造方法 對安塞油田長6層中高含水區(qū)域油水井，以降液增產(chǎn)和提高水驅(qū)波及體積為目標，采用油井堵水、堵水與水井調(diào)剖雙向治理措施。

(1) 油井堵水技術(shù)。從油井出發(fā)堵水，封堵見水人工裂縫及其遠端和水井連通的微裂縫，屏蔽水流通道，通過“過頂替”預留采油裂縫實現(xiàn)降液增產(chǎn)。

(2) 選擇性堵水-轉(zhuǎn)向壓裂。對見水方向和層位明確的多油層油井和見水方向不明確的單一油層油井，人工裂縫前緣周圍巖石基質(zhì)的微裂縫和大孔道為主要見水通道，因此先采用選擇性堵水對人工裂縫前端的微裂縫進行封堵，再采用轉(zhuǎn)向壓裂實現(xiàn)增產(chǎn)。

(3) 轉(zhuǎn)向壓裂-選擇性堵水。對見水方向和層位不明確的多油層油井，高滲層巖石基質(zhì)中的大孔隙為主要見水通道，因此，采取轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)對產(chǎn)層進行充分改造，再采用選擇性堵水對人工裂縫附近大孔隙和壓開微裂縫進行封堵。

3 應用效果及影響因素探討

3.1總體應用效果

截止目前，在安塞油田長6層堵水壓裂10口井，化學堵水4口井。結(jié)果如下：

(1) 選擇性堵水-轉(zhuǎn)向壓裂增產(chǎn)效果最好，試驗4口井，3口井日增油大于0.6 t/d，1口井無效，2口井累計油增油已超過390 t，基本實現(xiàn)了長6層中高含水井增產(chǎn)的技術(shù)目標，結(jié)果如表1所示。

表1 安塞油田油井堵水壓裂效果Table 1 Results of water plugging and fracturing in Ansai oilfield

(2) 轉(zhuǎn)向壓裂-選擇性堵水井6口井都取得一定增產(chǎn)效果，但只有2口井日增油大于0.8 t/d，其余井日增油在0.15～0.3 t/d，增產(chǎn)效果有待于進一步提高，結(jié)果如表2所示。

表2 安塞油田油井壓裂堵水效果Table 2 Results of fracturing and water plugging in Ansai oilfield

油井純化學堵水井4口井，只有W23-23井日增油達到0.44 t/d，1口井日增油0.14 t/d，2口井無效。增產(chǎn)效果明顯差于堵水壓裂聯(lián)作井，結(jié)果如表3所示。

表3 安塞油田油井堵水效果Table 3 Results of water plugging in Ansai oilfield

3.2影響因素探討

3.2.1 儲層條件和開發(fā)現(xiàn)狀對效果的影響 對儲層主要開發(fā)小層、夾層發(fā)育，對應注采層系、射孔壓裂等進行了統(tǒng)計分析，結(jié)果表明，上述因素對安塞長6層堵水壓裂效果影響較大。具體如下：

(1) 堵水壓裂(含純堵水)增產(chǎn)效果較好的井(日增油大于0.4 t/d)，相鄰兩個開采小層都存在較明顯的隔夾層，厚度2～5 m，即使在投產(chǎn)分層壓裂改造時相鄰兩層壓裂竄層，但受隔夾層影響，壓裂裂縫主要在其中一個小層中延伸，形成較長的人工裂縫，成為產(chǎn)水主要出水通道，而其余層段改造不充分，成為堵水-壓裂改造主要增產(chǎn)挖潛點。

(2) 堵水壓裂(含純堵水)增產(chǎn)效果較差的井(日增油小于0.4 t/d)主要集中在相鄰兩個開采小層隔夾層不發(fā)育(厚度小于1 m)和單一含油小層井，或隔夾層厚度大于5 m多層井。

油層中間隔夾層不發(fā)育的多層段油井，分層壓裂時容易突破中間隔夾層，形成與單一油層井相似的單一人工裂縫，油層改造充分。堵水壓裂時，堵劑和壓裂液進入油層同一部位進行封堵和改造，堵劑有效地封堵了產(chǎn)水通道，但造成了一定傷害，而壓裂挖潛改造效果有限。

對隔夾層厚度大于5 m多層井，壓裂裂縫不易突破中間泥巖夾層，分層壓裂時各段都形成相對獨立的人工裂縫系統(tǒng)，對單個層段堵水壓裂改造時與單一開采油層油井相似，合層堵水壓裂改造時，將出現(xiàn)兩段都進入堵劑和壓裂液的情況，不利于優(yōu)先封堵主要出水通道。

因此，在選擇堵水壓裂井時，應充分考慮中高含水油井的儲層條件、開發(fā)動態(tài)、選擇中高含水(或水淹)開采期短、易用于判斷出水層位、具有明顯壓裂挖潛增產(chǎn)點的井層。

3.2.2 堵水壓裂措施對增產(chǎn)效果的影響 從總體應用效果看出，不同堵水壓裂措施間增產(chǎn)效果明顯存在差異，選擇性堵水-轉(zhuǎn)向壓裂增產(chǎn)效果最好，而純化學堵水效果較差，除去儲層條件等因素影響外，堵水與壓裂先后順序、堵劑和壓裂液進入的層段和部位都對最終效果產(chǎn)生影響。

(1) 化學堵水井

對純化學堵水井，堵劑優(yōu)先進入原人工裂縫充填層段，進入到人工裂縫端部和裂縫兩側(cè)巖石基質(zhì)大孔隙、微裂縫中。注完堵劑和過頂替后，人工裂縫前端儲層基質(zhì)和部分人工裂縫被堵住，預留人工裂縫長度有限，并受到堵劑傷害，因此僅能實現(xiàn)有限降液目的。

(2) 選擇性堵水-轉(zhuǎn)向壓裂井

對多層段井堵水壓裂過程中，堵劑優(yōu)先進入人工裂縫發(fā)育層段，轉(zhuǎn)向壓裂加暫堵劑前，壓裂液將堵劑推至人工裂縫端部，加入暫堵劑后，縫內(nèi)壓力升高，人工裂縫沿縱向進一步突破泥巖夾層，實現(xiàn)對其它層段充分改造，這些新壓開層段成為提液增產(chǎn)主要產(chǎn)液通道。

對單個砂體儲層，堵水后人工裂縫內(nèi)充滿堵劑，轉(zhuǎn)向壓裂施工前期壓裂液將堵劑推至人工裂縫前端，加入暫堵劑后，形成新的支裂縫，成為提液增產(chǎn)主要產(chǎn)液通道。

(3) 轉(zhuǎn)向壓裂-選擇性堵水井

對安塞長6多油層井，先期壓裂過程中，轉(zhuǎn)向壓裂使縫內(nèi)壓力升高，人工裂縫沿縱向突破泥巖夾層，實現(xiàn)對縱向多個層段的充分改造；但在注堵劑時，受原裂縫內(nèi)暫堵劑堵塞帶影響，高壓注入的堵劑可能同時進入人工裂縫主充填段和新壓開層段，影響了油井壓裂效果。

對單個砂體儲層，轉(zhuǎn)向壓裂后形成新的支裂縫，液量和產(chǎn)油明顯提高，但受原裂縫內(nèi)暫堵劑帶影響，堵劑可能同時進入人工主裂縫和支裂縫，影響了油井壓裂效果。

從以上3種措施對比看出，先堵水后壓裂，壓裂裂縫有可能突破堵劑帶，使油井產(chǎn)液量明顯增加，產(chǎn)液和產(chǎn)油均明顯增加，而先壓裂后堵水，堵劑可以進入新壓開層位和部位，降低壓裂增產(chǎn)效果，使產(chǎn)液無明顯變化，產(chǎn)油量增加有限。因此，根據(jù)井層特點，優(yōu)化施工程序，降低堵水和壓裂兩種措施間相間影響，是提高中高含水油井產(chǎn)量的關(guān)鍵。

4 技術(shù)改進方向

(1) 優(yōu)化堵劑配方體系，降低堵劑基液黏度，提高堵劑的封堵效果。

(2) 強化選井選層工作，提高選井選層的準確性和技術(shù)針對性，初步選擇增產(chǎn)效果相對較好的多含油井層井，待技術(shù)成熟后再擴展至其它井層。

(3) 優(yōu)化堵水壓裂施工程序，初步選擇分段注堵劑和壓裂改造措施相結(jié)合，根據(jù)不同的井層特點采用“壓-堵-壓”和“堵-壓-堵”等技術(shù)措施，降低堵水和壓裂兩種措施間的影響程度，提高降液增油效果，實現(xiàn)中高含水油井增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

(4) 加強中高含水油井堵水壓裂技術(shù)措施的風險評價工作，選擇技術(shù)風險小、增產(chǎn)效果明顯的油井進行措施改造。

5 結(jié)論

(1) 特低滲透油田中高含水油井增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)措施技術(shù)難度大、風險大、增產(chǎn)效果不明顯是制約技術(shù)發(fā)展的主要瓶頸，因此，需要進行系統(tǒng)的油水關(guān)系分布研究，制定詳細的降液增產(chǎn)總體技術(shù)方案和試驗方案，在研究與試驗中逐步完善和提高中高含水油井增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)。

(2) 從前期試驗效果分析認為，儲層條件、開發(fā)動態(tài)、投產(chǎn)壓裂改造等都是影響安塞長6層堵水壓裂措施的主要因素，因此，在選井選層時，應選擇易于判斷出水層位、具有明顯壓裂挖潛增產(chǎn)點的井層。

(3) 優(yōu)化堵水壓裂施工程序，降低堵水和壓裂相互之間的干擾，提高降液增油效果。

(4) 進一步完善堵劑體系，提高堵劑在儲層中的封堵效果是提高堵水效果的關(guān)鍵。

[1] 巨登峰，張克永，張雙艷.華北油田裂縫性油藏的堵水實踐[J].斷塊油氣田，2001，8(6):39-42． Ju Dengfeng, Zhang Keyong, Zhang Shuangyan. The water shutoff practice on fractured reservoirs in Huabei oilfield [J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2001,8(6):39-42.

[2] 曹繼虎，杜向前，李冰巖,等.低滲透油田堵水轉(zhuǎn)向壓裂新技術(shù)研究與應用[J].石油化工應用，2010,29(1):49-53. Cao Jihu, Du Xiangqian, Li Bingyan, et al. Research and application of high strength and selective plugging agent[J]. Petrochemical Industry Application, 2010,29(1):49-53.

[3] 李道品．低滲透油田高效開發(fā)決策論[M].北京:石油工業(yè)出版社，2003:56-65.

[4] 宋萬超.高含水期油田開發(fā)技術(shù)和方法[M].北京:地質(zhì)出版社，2003.

[5] 衡衛(wèi)田.現(xiàn)代注水油田高含水期穩(wěn)油控水開采技術(shù)與優(yōu)化措施實用手冊[M].北京：當代中國文化音像出版社，2005.

[6] 李良川，劉懷珠，李宜坤,等．堵水新技術(shù)在高尚堡淺層區(qū)塊的應用[J].石油化工高等學校學報，2010，23(4):60-63. Li Liangchuan, Liu Huaizhu, Li Yikun, et al. Research and application of high strength and selective plugging agent[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2010, 23(4):60-63.

[7] 王浩．單液法、雙液法結(jié)合堵水調(diào)剖新工藝[J].油田化學，2002，19(1):33-35. Wang Hao. Research and application of high strength and selective plugging agent[J]. Oilfield Chemistry, 2002,19(1):33-35.

[8] 何秋軒，阮敏，王志偉．低滲透油藏注水開發(fā)的生產(chǎn)特征及影響因素[J].油氣地質(zhì)與采收率，2002，9(2):6-9. He Qiuxuan, Ruan Min, Wang Zhiwei. Research and application of high strength and selective plugging agent[J]. Oil & Gas Recovery Techinology, 2002, 9(2):6-9.

[9] 于波,田育紅,周冰欣.低滲透油田提高采收率技術(shù)研究及應用[J].石油化工與應用，2010，29(7):35-38. Yu Bo, Tian Yuhong, Zhou Bingxin. Research and application of high strength and selective plugging agent[J]. Petrochemical Industry Application, 2010, 29(7):35-38.

[10] 蔣廷學, 田占良. 阿南油田中高含水期重復壓裂的研究與應用[J].石油學報，1999，20(3):43-47. Jiang Tingxue, Tian Zhanliang. Research and application of high strength and selective plugging agent[J]. Acta Petrolei Sinica, 1999, 20(3):43-47.

[11] 萬繼斗．高含水油井應用堵壓結(jié)合技術(shù)挖潛增產(chǎn)[J].中外能源，2009，14(7):46-48. Wan Jidou. Taping potential and increasing production in high water-cut oil wells by a combined technique of plugging and fracturing [J]. Sino-Global Energy, 2009, 14(7):46-48.

(編輯 宋官龍)

Discussion on Influencing Factors for Plugging and Fracturing in Ch6 Reservoir, Ansai Oilfield

Wang Yugong1,2, Liu Rongchang3, Li Yong1,2, Yang Boli4, Wang Xiaowen1,2, Tang Dongzhu1,2, Wang Xiaoyu1,2, Wang Suoliang1,2

(1.Technology&EngineeringResearchInstituteofChuanqingDrillingEngineeringCompany,Xi’anShaanxi710018,China;2.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLow-PermeabilityOil&GasFields,Xi’anShaanxi710018,China;3.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,ChengduSichuan610500,China;4.ChangqingDownHoleOperationCompany,CNPCChuanqingDrillingEngineeringCompanyLimited,Xi’anShaanxi710018,China)

Key factors influencing the effect of plugging and fracturing was discussed, in respect to the characteristics and development status of Ch6 reservoir in Ansai oilfield, as well as features of the plugging and fracturing technology. The results showed that water breakthrough, vertical interlayer heterogeneity and initial fracturing treatment may significantly affect the plugging and fracturing performance. So, appreciate horizon for plugging and fracturing was the prerequisite for effectively reducing fluid leakage and enhancing recovery. The interaction between plugging and fracturing may also partially debase the treatment effects. Therefore, selection of proper well/layer and optimization of treatment procedure were essential for improving the plugging and fracturing effects of Ch6 reservoir, Ansai oilfield.

Plugging and fracturing; Influencing factors; Well/layer selection; Optimization of treatment procedure

1006-396X(2014)04-0061-05

2014-06-16

：2014-07-08

中石油集團川慶鉆探科技攻關(guān)項目“長慶低滲儲層中溫堵水技術(shù)研究”(2011-25)。

王玉功(1982-)，男，碩士，工程師，從事油田化學、油氣開采的研究；E-mail：qqabc-0123@163.com。

TE39

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.04.014