低滲透儲(chǔ)層混合水重復(fù)壓裂選井條件研究

張曉明，王建峰，王永剛，周尚龍，楊建民，沈光輝，劉軍，喻曉林

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠，陜西西安710021）

低滲透儲(chǔ)層混合水重復(fù)壓裂選井條件研究

張曉明，王建峰，王永剛，周尚龍，楊建民，沈光輝，劉軍，喻曉林

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠，陜西西安710021）

油井重復(fù)壓裂是低滲透油田保持穩(wěn)產(chǎn)的一項(xiàng)重要工作。由于常規(guī)水力壓裂規(guī)模小，壓裂液返排效率低，導(dǎo)致油井重復(fù)壓裂增產(chǎn)潛力有限。混合水重復(fù)壓裂技術(shù)是在常規(guī)水力壓裂的基礎(chǔ)上，利用“滑溜水+基液+交聯(lián)液”代替普通胍膠壓裂液，用陶粒代替普通石英砂，通過(guò)油溶性控縫暫堵劑堵塞原壓裂縫，再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比對(duì)原射孔段進(jìn)行二次壓裂。通過(guò)姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油藏16口井混合水重復(fù)壓裂實(shí)驗(yàn)證明，由于解決了常規(guī)水力壓裂規(guī)模小和返排率的問(wèn)題，油井增產(chǎn)效果達(dá)到了常規(guī)水力壓裂的3倍；選井時(shí)，需優(yōu)先選擇油層厚度大、儲(chǔ)層物性好、壓力保持水平高、注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效的井網(wǎng)側(cè)向井，盡量避免混合水重復(fù)壓裂規(guī)模大導(dǎo)致與注水井溝通水淹。

長(zhǎng)慶低滲透；混合水；重復(fù)壓裂；選井條件

長(zhǎng)慶低滲透儲(chǔ)層指滲透率小于50×10-3μm2的儲(chǔ)層［1］，油層一般具有低壓、低孔、低滲透的特點(diǎn)，必須經(jīng)過(guò)水力壓裂才有產(chǎn)能。而且隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，原有壓裂裂縫會(huì)因支撐劑破碎、壓實(shí)及嵌入巖石等原因，致使裂縫導(dǎo)流能力下降，甚至失效［2-4］，造成油井產(chǎn)量下降。目前解決的主要方法一般是采取重復(fù)壓裂，但是由于低滲透儲(chǔ)層滲透率低的特點(diǎn)和常規(guī)重復(fù)壓裂規(guī)模小、壓裂液返排率低的特點(diǎn)，油層改造程度不夠，儲(chǔ)層易受污染，常規(guī)水力重復(fù)壓裂往往效果不佳，措施增產(chǎn)和措施有效期都受到限制。2010年以來(lái)，長(zhǎng)慶油田借鑒美國(guó)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，先后在三疊系長(zhǎng)8、長(zhǎng)7以及長(zhǎng)4+5等低滲、特低滲透油藏新井儲(chǔ)層改造中應(yīng)用混合水體積壓裂，效果明顯［5-9］。2014年借鑒新井油層混合水壓裂改造經(jīng)驗(yàn)，在姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油藏選擇了16口老井進(jìn)行混合水重復(fù)壓裂實(shí)驗(yàn)，由于選井分別位于油藏的不同位置，油層物性、壓力保持水平存在差異，實(shí)驗(yàn)井中12口油井取得了明顯的效果，4口井措施無(wú)效。

1 混合水重復(fù)壓裂技術(shù)

混合水重復(fù)壓裂是在常規(guī)水力壓裂的基礎(chǔ)上，利用“滑溜水+基液+交聯(lián)液”代替普通胍膠壓裂液，用陶粒代替普通石英砂，通過(guò)油溶性控縫暫堵劑堵塞原壓裂縫，再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比對(duì)原射孔段進(jìn)行壓裂。通過(guò)滑溜水與凍膠的交替注入，提高壓裂縫內(nèi)凈壓力，開(kāi)啟天然裂縫，最大限度的實(shí)現(xiàn)壓裂縫與天然裂縫溝通，形成天然裂縫面剪切錯(cuò)斷自撐和人工裂縫鋪砂支撐的立體網(wǎng)格系統(tǒng)，擴(kuò)大了油層泄油面積，從而達(dá)到提高產(chǎn)量的目的。

該技術(shù)的特點(diǎn)是“三大兩小”，即大液量、大砂量、高排量，低密度支撐劑、低砂比。大液量和大砂量有助于提高儲(chǔ)層改造體積；高排量有助于提高縫內(nèi)凈壓力，從而使天然裂縫開(kāi)啟并延伸；低粘度壓裂液摩阻低、導(dǎo)壓性能好，有助于開(kāi)啟微裂縫，且傷害小；小粒徑支撐劑使微裂縫得到填充，能夠提高微裂縫導(dǎo)流能力，最終形成儲(chǔ)層立體改造的目的。

2 選井條件研究

2.1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

由15口井巖心物性分析資料可知，姬塬地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層礦物成分主要是巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，其中石英平均含量為28.2%，長(zhǎng)石平均含量為29.3%，巖屑平均含量為23.9%，儲(chǔ)層填隙物含量為14.4%。儲(chǔ)層孔隙以發(fā)育原生粒間孔和粒間溶孔為主，次為長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔和鑄?？祝骄讖?1 μm。儲(chǔ)層平均孔隙度11.03%，平均滲透率0.72×10-3μm2，屬于超-特低滲透儲(chǔ)層。油層自然產(chǎn)能低，需壓裂后才有產(chǎn)能。

根據(jù)野外露頭和巖心資料觀察，姬塬地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層發(fā)育北西-南東向和北東-南西的兩組主裂縫和大量的微裂縫（開(kāi)度小于50 μm的裂縫），微裂縫發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層孔隙度貢獻(xiàn)不大，但對(duì)滲透率的影響較大。研究證明［10］，微裂縫發(fā)育的儲(chǔ)層比微裂縫不發(fā)育的儲(chǔ)層滲透率大很多，有時(shí)甚至達(dá)到10倍以上。正是由于微裂縫的發(fā)育，姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層經(jīng)壓裂后的產(chǎn)液能力才能得到很大的提升。

2.2 油田開(kāi)發(fā)特征

姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，為典型的巖性油藏，油藏范圍受巖性、物性雙重控制。該油藏2007年開(kāi)始投入開(kāi)發(fā)，井網(wǎng)采取菱形反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)方式為超前注水開(kāi)發(fā)，即注水井超前注水三個(gè)月后，待地層壓力保持水平達(dá)到原始地層壓力的110%～120%時(shí)，油井開(kāi)始投入開(kāi)發(fā)。截止目前，該油藏共有油井135口，單井日產(chǎn)油1.41 t，綜合含水36%；注水井43口，井均日注20 m3。油藏月注采比2.30，累計(jì)注采比2.03，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度1.32%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度3.98%，壓力保持水平53%～89%。

2.3 混合水重復(fù)壓裂實(shí)驗(yàn)

本次混合水重復(fù)壓裂實(shí)驗(yàn)在姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油藏共選井16口（見(jiàn)表1），采用油溶性暫堵劑裂縫暫堵加“滑溜水+基液+交聯(lián)液”混合壓裂，支撐劑采用20～40目（視密度2.94 g/cm3）和40～70目（視密度3.22 g/cm3）低密度陶粒。根據(jù)油層厚度和儲(chǔ)層物性，分別加低密度陶粒45 m3～60 m3，砂比13.1%～17.3%，排量6 m3/min～10 m3/min，入地液量404 m3～497 m3。

表1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)8混合水壓裂實(shí)驗(yàn)措施井儲(chǔ)層物性及壓裂參數(shù)表

從16口實(shí)驗(yàn)井措施增油效果來(lái)看（見(jiàn)表2），其中12口井取得了明顯的效果，初期井均增油4.39 t，為同期該區(qū)常規(guī)水力壓裂增油量的3倍，有效井占總實(shí)驗(yàn)井?dāng)?shù)的75%；4口井措施無(wú)效（單井日增油小于0.5 t），占總實(shí)驗(yàn)井?dāng)?shù)的25%。

2.4 實(shí)驗(yàn)效果分析

從壓裂前后的對(duì)比數(shù)據(jù)可以看出，12口有效井混合水重復(fù)壓裂前后日產(chǎn)液、日產(chǎn)油均明顯上升，動(dòng)液面上升，沉沒(méi)度增加，含水基本穩(wěn)定，措施有效期最長(zhǎng)已達(dá)6個(gè)月，且16口井目前增油仍然有效，措施效果較好。

4口無(wú)效井重復(fù)壓裂前后液量、油量均無(wú)明顯變化或變化較小，措施無(wú)效。從壓裂前地層壓力分布來(lái)

看，4口無(wú)效井均位于油藏邊部，與有效的12口井相比，油層厚度薄，儲(chǔ)層物性差，注水見(jiàn)效差，地層壓力保持水平低，平均壓力保持水平僅為60%，而有效的12口井壓力保持水平達(dá)89%。

表2 姬塬長(zhǎng)8油藏油井混合水重復(fù)壓裂效果表

無(wú)效井中F55-47井無(wú)對(duì)應(yīng)注水井，2010年投產(chǎn)后一直為自然能量開(kāi)發(fā)，F(xiàn)47-58、F44-69、F57-55雖有對(duì)應(yīng)注水井，但對(duì)應(yīng)的F46-57、F44-69、F56-55注水井由于地層致密，長(zhǎng)期欠注，能量保持水平相對(duì)較差。

從措施費(fèi)用看，根據(jù)長(zhǎng)慶油田測(cè)算，混合水壓裂與常規(guī)壓裂相比，由于壓裂規(guī)模大，作業(yè)費(fèi)、壓裂液費(fèi)及壓裂作業(yè)費(fèi)有所增加，平均單井費(fèi)用比常規(guī)水力壓裂高1/3左右，而單井增油量約是常規(guī)水力壓裂的3倍，綜合認(rèn)為，本次試驗(yàn)取得了成功。

2.5 選井條件研究

從姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油藏混合水重復(fù)壓裂實(shí)驗(yàn)結(jié)果來(lái)看，混合水重復(fù)壓裂能夠較大幅度增加油井產(chǎn)量，且措施有效期長(zhǎng)，可作為低滲透-特低滲透油層措施增產(chǎn)的一項(xiàng)重要技術(shù)。

從措施有效井和無(wú)效井的儲(chǔ)層物性、壓力保持水平、油藏位置對(duì)比分析可以看出，位于油藏邊部及壓力保持水平較差的位置，混合水重復(fù)壓裂效果均較差，主要為措施前后液量變化不大，因此為了確保措施效果，混合水重復(fù)壓裂選井應(yīng)優(yōu)先選擇油藏中部及地層壓力保持較高的區(qū)域，具體為：

（1）油層厚度大，連通性好，展布穩(wěn)定；（2）儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，非均質(zhì)性相對(duì)較弱；（3）壓力保持水平高，能量基礎(chǔ)穩(wěn)定；（4）單井產(chǎn)量相對(duì)較低，具備增產(chǎn)空間；（5）選擇無(wú)明顯水淹區(qū)的、注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效的側(cè)向井，盡量避免混合水重復(fù)壓裂規(guī)模大導(dǎo)致與注水井溝通水淹。

3 結(jié)論

（1）混合水重復(fù)壓裂由于采用了大液量、大砂量、大排量，低密度支撐劑、低砂比“三大兩小”壓裂技術(shù)，壓裂規(guī)模大、壓裂液返排率高，較大幅度增加了低滲透儲(chǔ)層滲流能力，有效的提高了低滲透油藏的措施增產(chǎn)效果，可作為低滲透油藏措施增產(chǎn)的一項(xiàng)重要技術(shù)。

（2）為確保低滲透油層重復(fù)壓裂效果，混合水重復(fù)壓裂應(yīng)優(yōu)先選擇油層厚度大、儲(chǔ)層物性好、壓力保持水平高、注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效的油藏中部井網(wǎng)側(cè)向井，盡量避免混合水重復(fù)壓裂規(guī)模大導(dǎo)致油井與注水井溝通水淹。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.012

TE357.12

A

1673-5285（2015）08-0045-04

2015－05-15

張曉明，男（1977-），漢族，工程師，學(xué)士學(xué)位，主要從事油田開(kāi)發(fā)管理工作，郵箱：zxiaom_cq@petrochina.com.cn。