兩井地區(qū)超低滲透油田整體壓裂技術(shù)研究

龍增偉

(中國石油吉林油田公司采油工藝研究院，吉林松原 138000)

兩井油田油藏埋藏深度為1737～1844m，主力油層為扶余油層，儲層巖性主要為粗粉砂巖。儲層孔隙度平均為10.58%(923塊樣品統(tǒng)計)，滲透率平均為0.4597mD，是典型的超低滲透油田［1，2］。如何立足現(xiàn)有井網(wǎng)充分發(fā)揮儲層整體壓裂改造的作用，建立適合此類儲層的小單元整體壓裂改造模式，是兩井油田此類難采儲量能否有效動用的關(guān)鍵。

針對兩井油田的儲層特點，開展了超低滲透儲層水力裂縫擴(kuò)展規(guī)律研究，并進(jìn)行了有效導(dǎo)流、有效穿透和低傷害壓裂液體系的試驗［3～7］，取得了較好的效果，為建立有效的注采驅(qū)動壓力體系奠定了基礎(chǔ)，為難采儲量的有效動用提供了技術(shù)支撐。

1 制約有效驅(qū)替的壓裂問題分析

1.1 有效導(dǎo)流方面

兩井地區(qū)儲層多數(shù)是有泥巖隔層或夾層的20m以上的厚層砂巖，應(yīng)力研究發(fā)現(xiàn)，目的層與隔層應(yīng)力差值及裂縫擴(kuò)展所需凈壓力基本相當(dāng)。主力層段經(jīng)壓裂改造后能否被有效支撐是實現(xiàn)裂縫有效導(dǎo)流的關(guān)鍵。

常規(guī)全部射開井段的射孔方式及大排量壓裂施工易造成裂縫縱向失控，導(dǎo)致水力裂縫支撐剖面下移、上部主力油層不被支撐，以及平面裂縫穿透比降低的問題。因此，提高厚層水力裂縫的有效支撐是建立有效注采驅(qū)動壓力體系的關(guān)鍵因素之一。

1.2 有效穿透方面

由于超低滲透儲層滲透性極差，壓裂改造中支撐裂縫的長度對儲層有效改造尤為重要。

兩井油田目前開發(fā)特點表明:受超低滲透率和啟動壓力的制約，常規(guī)儲層水力裂縫匹配關(guān)系不能滿足超低滲透儲層有效穿透的要求，沒有建立有效的注采驅(qū)動壓力體系。因此，基于不同斷塊井網(wǎng)類型，開展井網(wǎng)與裂縫方位、有效縫長與井距的匹配關(guān)系研究，對超低滲透油田的有效開發(fā)具有指導(dǎo)意義［8，9］。

1.3 低傷害壓裂液方面

由11－7－7井泉四段巖心全巖及黏土X射線衍射定量分析結(jié)果表明，儲層礦物組成以石英和長石為主，黏土礦物含量較高。黏土礦物中不含純蒙皂石，但伊/蒙混層含量較高，混層比為30%。

兩井地區(qū)特有的低孔、超低滲透儲層的孔喉結(jié)構(gòu) (孔喉中值半徑為0.16μm)，以及中等偏強水敏、中等偏強速敏、強酸敏、弱堿敏的敏感性特征［10～13］，導(dǎo)致對常規(guī)的羥丙基瓜爾膠 (簡稱瓜爾膠)壓裂液不適應(yīng)，非達(dá)西滲流特征明顯，裂縫導(dǎo)流能力差，水鎖傷害大，液體返排困難，具體表現(xiàn)如下。

1.3.1 壓裂液濾液傷害儲層

(1)表現(xiàn)在對毛細(xì)管力的影響，易產(chǎn)生水鎖現(xiàn)象，增大液體的排驅(qū)壓力，液體滲透率降低，返排能力降低。

(2)表現(xiàn)在儲層存在水敏性，由于壓裂液與地層水不配伍，導(dǎo)致黏土礦物水化膨脹和顆粒運移，使原本細(xì)小的喉道變得更狹窄，加劇水鎖效應(yīng)。

1.3.2 壓裂液濾餅對儲層的影響

在施工泵注過程中，壓裂液在裂縫壁面存在一定厚度的濾餅，有利于造縫及后期的平穩(wěn)攜砂，但影響生產(chǎn)過程中流體的滲透。

由于瓜爾膠壓裂液殘渣、殘膠通常會降低支撐裂縫的滲透率，阻礙流體由基質(zhì)流向裂縫再到井筒。壓裂液用量越多，對導(dǎo)流能力的傷害也越大。實驗室測試表明，瓜爾膠含量由0.4%增加到0.5%，裂縫導(dǎo)流能力可下降11.3%。因此，針對兩井油田泉四段超低滲透儲層改造、壓裂液優(yōu)化研究的方向，應(yīng)該研制低殘渣、低表面張力、低界面張力及高防膨效果的壓裂液。

2 整體壓裂技術(shù)研究

2.1 兩井地區(qū)有效穿透研究

在深化對兩井地區(qū)天然裂縫與人工裂縫方位認(rèn)識的基礎(chǔ)上，結(jié)合井網(wǎng)情況，以注水井為中心，進(jìn)行超低滲透儲層油水井整體壓裂改造設(shè)計研究。針對低滲透非達(dá)西流特征，基于水力裂縫模擬及動態(tài)評價認(rèn)識，開展裂縫規(guī)模與油藏間的匹配模擬與試驗對比研究［14］。

針對不受水層及油水邊界限制的儲層，通過有針對性地開展超低滲透非達(dá)西流增加裂縫穿透比試驗，在兩井地區(qū)23口井56層中有34層裂縫穿透比以往增加5%～7%，加砂強度 (按砂巖厚度)達(dá)到2.9～3.2m3/m以上，比兩年前增加了0.6～0.7m3/m。

研究認(rèn)為，現(xiàn)有的反九點井網(wǎng)，在有利裂縫方位條件下，優(yōu)化的有效穿透比比常規(guī)做法增加6% ～8%(圖1)。在圖1中的支撐縫長 (簡稱半縫長)Lf為160～180m、裂縫穿透比為32% ～39%的條件下，相對于半縫長為120～140m、裂縫穿透比為26%～30%的裂縫規(guī)模;在此情況下，投產(chǎn)150天可獲得穩(wěn)產(chǎn)提高1.5m3/d。

通過對裂縫規(guī)模和施工參數(shù)的優(yōu)化率 (表1)，試驗區(qū)塊的日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量都逐年增加，含水率下降，取得了較好的產(chǎn)量效果 (表2)。

圖1 兩井地區(qū)支撐縫長Lf對壓后產(chǎn)量的影響圖Fig.1 Impact on after－frac production by fracture length in Liangjing area

表1 兩井地區(qū)3年壓裂參數(shù)情況對比表Table 1 Fracture parameters comparison in Liangjing area during 3 years

表2 兩井地區(qū)3年整體產(chǎn)量對比表Table 2 Overall production comparison in Liangjing area during 3 years

以26區(qū)塊角井為例。由于角井與水井位于一條線上，且裂縫方位趨于一致，因此裂縫導(dǎo)流能力對其產(chǎn)量的影響次于支撐縫長。模擬儲層滲透率為0.7mD，裂縫導(dǎo)流能力為28D·cm，在不考慮啟動壓力條件下，優(yōu)選裂縫穿透比為32%，優(yōu)選半縫長為140～150m;在考慮啟動壓力條件下，試驗加大裂縫穿透比，優(yōu)選裂縫穿透比為39%，優(yōu)選半縫長為170～180m。

以現(xiàn)場試驗井為例:在450m×120m井網(wǎng)內(nèi)，在試驗井 (井1)增加30m半縫長條件下，對半縫長為120m的對比井 (井2)進(jìn)行增加裂縫穿透比試驗。井1在以增加裂縫穿透比6%的技術(shù)條件下，較井2獲得較高的平面穿透能力，實現(xiàn)較好的注采關(guān)系，見到較高的初產(chǎn)和增產(chǎn)幅度 (表3)。

表3 壓裂規(guī)模試驗情況對比表Table 3 Production comparison between different fracture scales

2.2 提高有效裂縫導(dǎo)流能力配套技術(shù)研究

兩井地區(qū)已動用儲層特點為層多、厚度大、低楊氏模量 (12780MPa)，針對此類塑性特征明顯、較軟純砂巖地層，為了實現(xiàn)縱向上的有效支撐，必須考慮射孔方式及多層改造工藝參數(shù)優(yōu)化的問題。

2.2.1 凈壓力研究

通過區(qū)塊小型測試壓裂研究，主壓裂井底閉合壓力為22.2MPa，施工中裂縫內(nèi)凈壓力為3.8MPa。小型測試階段可建立1.37MPa凈壓力。

2.2.2 應(yīng)力剖面研究

利用全波列測井?dāng)?shù)據(jù)，建立了兩井地區(qū)地應(yīng)力擬合關(guān)系式，進(jìn)行厚層巖石力學(xué)研究，分析儲層縱向應(yīng)力分布的情況。

研究表明，砂泥巖應(yīng)力差值僅為2～4MPa，與主壓裂時凈壓力相當(dāng)，裂縫縱向易延伸。通過應(yīng)力剖面研究，在非均質(zhì)厚層段內(nèi)找到應(yīng)力相對高的儲層作為隔層，確定兩井地區(qū)厚層段內(nèi)實施分層改造的應(yīng)力基礎(chǔ)，使上部主力層得到有效支撐。

2.2.3 優(yōu)化射孔研究

兩井地區(qū)目的層厚度大，平均厚度為20m，按照常規(guī)射孔方式全部射開，則影響水力裂縫長度，導(dǎo)致泄油半徑小，并造成裂縫縱向過度擴(kuò)展，因此采取厚層避射技術(shù)。即以應(yīng)力剖面為基礎(chǔ)，射開含油性好的部位，盡量避射中部和下部儲層，射孔井段厚度滿足施工排量下限要求，并使上部含油性好的層段得到有效支撐。通過優(yōu)化射孔比例，最大限度阻止支撐劑沉積在泥巖段，試驗井19個目的層的平均測井解釋厚度為15.4m，平均射開厚度為8.2m，平均避射厚度為7.2m，避射厚度比例達(dá)50%～63%，累計節(jié)約射孔費用約為48.8萬元。

從選取的試驗井和可對比井的物性、長期效果及單井生產(chǎn)能力來看，有針對性地采取厚層避射技術(shù)，不但沒有影響初產(chǎn)產(chǎn)能，而且對穩(wěn)產(chǎn)效果也很明顯 (表4)。

表4 不同射孔方式產(chǎn)量對比表Table 4 Production comparison between different types of perforation in Liangjing area

2.2.4 施工參數(shù)與裂縫高度關(guān)系研究

通過應(yīng)力剖面與凈壓力分析，開展了裂縫高度的測試研究。兩井地區(qū)低楊氏模量儲層可以通過施工排量、壓裂液黏度優(yōu)化和有效施工工藝保障裂縫縱向上有效延伸。

壓裂工藝研究經(jīng)歷了多個階段的技術(shù)摸索與嘗試，從初期嘗試性的全射開井段的籠統(tǒng)改造，到實施暫堵劑細(xì)分層改造，再到工具分隔與多步前置液排量分層改造，并配合分步提前置液排量(固井質(zhì)量是前提)，到目前避射井段達(dá)到測井解釋井段的50%情況下在低排量2.5～2.8m3/min施工的壓裂工藝。

現(xiàn)場實踐證明，優(yōu)選射孔井段、選擇合理的排量下限，并結(jié)合低濃度壓裂液的集成工藝壓裂效果較好，裂縫縫高是砂體厚度的1.2～1.8倍，可以達(dá)到控制兩井地區(qū)20m厚層水力裂縫縱向過度延伸的目的。

2.2.5 壓后裂縫導(dǎo)流能力變化規(guī)律研究

為了準(zhǔn)確認(rèn)識現(xiàn)今工藝條件下的裂縫導(dǎo)流能力現(xiàn)狀和提升方向與空間，開展了低楊氏模量、塑性地層壓后裂縫導(dǎo)流能力變化規(guī)律，以及壓后排液投產(chǎn)時機選擇對提高超低滲油藏產(chǎn)能影響的研究。投產(chǎn)后對代表井的產(chǎn)量動態(tài)進(jìn)行跟蹤，發(fā)現(xiàn)壓后0～20天產(chǎn)量下降速度最快，30天后趨緩，最后表現(xiàn)為接近恒定。裂縫導(dǎo)流能力越高，產(chǎn)量越高，但增加的幅度減少 (圖2)。

在測試生產(chǎn)期間不同時期的裂縫導(dǎo)流能力，即在裂縫導(dǎo)流能力恒定下，與其在不同下降速度情況下，產(chǎn)量的對比結(jié)果如圖2、圖3所示。

2.3 兩井地區(qū)低傷害壓裂液體系研究

為降低壓裂液對超低滲透儲層的傷害，開展了5種壓裂液儲層傷害試驗及綜合性能評價(表5)。

圖2 不同裂縫導(dǎo)流能力下產(chǎn)量動態(tài)圖Fig.2 Output changing with different Flow capacity

圖3 裂縫導(dǎo)流能力隨時間下降趨勢圖Fig.3 Flow capacity decline with time

從表5可以看出，締合壓裂液綜合性能 (除清潔壓裂液外)較其他3種壓裂液體系優(yōu)勢體現(xiàn)在:對儲層基質(zhì)動態(tài)傷害低、高防膨率、低表面張力、低界面張力、低殘渣，能夠滿足施工攜砂需求。

現(xiàn)場開展了2口井締合壓裂液試驗，試驗井壓后返排率較對比井提高13.9%，在投產(chǎn)5個月內(nèi)，產(chǎn)量均高于對比井，投產(chǎn)150天平均日產(chǎn)液增加2t，平均日產(chǎn)油增加1.3t，試驗效果較好。

表5 5種壓裂液傷害試驗及綜合性能評價表Table 5 Damage evaluation and comprehensive performance of five types of fracturing fluid

3 結(jié)論與認(rèn)識

(1)由于超低滲透儲層水力裂縫在平面上的有效穿透受非達(dá)西流及啟動壓力的影響，在特定井網(wǎng)條件下適當(dāng)提高裂縫穿透比能夠提高產(chǎn)能，但仍需考慮局部的水力裂縫方位的特殊性。

(2)基于油藏及儲層應(yīng)力剖面的認(rèn)識，集成應(yīng)用低傷害壓裂液、優(yōu)化射孔方式與壓裂參數(shù)一體化技術(shù)，能夠?qū)崿F(xiàn)超低滲透厚層的有效改造。

［1］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，2003:4－5.

［2］楊秋蓮.超低滲儲層分類方法探討 ［J］.巖性油氣藏2007，19(4):51－56.

［3］(美)J.L.吉德利.水力壓裂技術(shù)新發(fā)展 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1995.

［4］(美)M.J.?？酥Z米得斯.油藏增產(chǎn)措施 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1991.

［5］何文淵.中國石油儲層改造技術(shù)的現(xiàn)狀與建議 ［J］.石油科技論壇，2013，32(2):34－38.

［6］吳奇，胥云，劉玉章，等.美國頁巖氣體積改造技術(shù)現(xiàn)狀及對我國的啟示 ［J］.石油鉆采工藝，2011，33(2):3－5.

［7］趙萬金，李海亮，楊午陽.國內(nèi)非常規(guī)油氣地球物理勘探技術(shù)現(xiàn)狀及進(jìn)展 ［J］.中國石油勘探，2012，17(4):36－40.

［8］王鴻勛張士誠.水力壓裂設(shè)計數(shù)值計算方法 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1998.

［9］蔣延學(xué).復(fù)雜斷塊油田壓裂的特點與思路——油氣藏改造 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2001.

［10］李明瑞，張清，王明瑜.蘇里格氣田上古生界主要含氣層系黏土礦物特征及敏感性分析 ［J］.中國石油勘探，2012，17(2):32－37.

［11］尤源，牛小兵，辛紅剛，等.國外致密油儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究及其對鄂爾多斯盆地的啟示 ［J］.石油科技論壇，2013，32(1):12－18.

［12］楊志芳，曹宏，姚逢昌，等.復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)儲層地震巖石物理分析及應(yīng)用 ［J］.中國石油勘探，2014，19(3):50－56.

［13］唐振興，白連德，桂盼，等.松遼盆地南部扶新隆起老油區(qū)勘探實踐 ［J］.中國石油勘探，2009，14(4):17－20.

［14］Liu Changyu，Xu Jianguo，Long Zengwei，et al.Applying integrated fracturing technology for unit to achieve efficient development of low permeability and complex lthologic reservoir.SPE 155906，2012.