致密油水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂技術實踐

何海波

(中國石油吐哈油田分公司，新疆 鄯善 838202)

0 引 言

三塘湖盆地馬56塊是吐哈油田近年來致密油勘探開發(fā)的主要領域，配套形成了水平井多段、多簇、大規(guī)模體積壓裂造網(wǎng)狀縫的主體開發(fā)技術，開發(fā)初期取得了較好效果。隨著衰竭式開發(fā)的不斷推進，地層嚴重虧空，能量不足，導致單井產(chǎn)量遞減快，采收率低的問題。目前，國內(nèi)外致密油水平井體積壓裂后的重復改造礦場試驗很少，且效果不理想，缺乏有效的致密油重復壓裂技術[1]。因此，通過現(xiàn)場產(chǎn)液剖面測試、裂縫監(jiān)測和地層壓力測試等技術，分析區(qū)塊壓裂效果、壓裂液返排規(guī)律和排采現(xiàn)狀，結合室內(nèi)實驗研究以及注水補充地層能量的技術原理，確定了致密油水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂主體技術，有效延長了水平井穩(wěn)產(chǎn)周期，對于高效開發(fā)非常規(guī)油氣藏具有重要的現(xiàn)實意義。

1 致密油重復壓裂技術研究

三塘湖盆地馬56塊致密油油藏采用水平井大規(guī)模體積壓裂改造后，儲層已經(jīng)形成復雜的裂縫網(wǎng)絡，在后期排采過程中出現(xiàn)“返排率低、見油快、供液能力差”的現(xiàn)象。因此，重復壓裂的目的是進一步擴大儲層改造體積和補充地層能量，從而提高單井產(chǎn)量，延長穩(wěn)產(chǎn)周期[2-4]。結合區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀和單井生產(chǎn)情況，開展了室內(nèi)儲層潤濕性評價實驗及數(shù)值模擬研究，尋找注水增能重復壓裂的依據(jù)，然后進行現(xiàn)場先導性試驗，對比分析不同工藝技術的實施效果，提出了縫網(wǎng)增能和重復壓裂相結合的新技術。

1.1 儲層潤濕性評價

(1) 儲層原始潤濕性測試。由于三塘湖盆地馬56塊致密油儲層物性差、流體黏度高，滲流阻力大，行業(yè)標準SY/T 5153—2007中的離心法測定巖石潤濕性時壓差小，不適用于該致密油油藏。因此，采用標準中自吸驅(qū)替法測試30塊巖樣原始潤濕性，并分別計算水潤濕指數(shù)、油潤濕指數(shù)及相對潤濕指數(shù)[5-7]，根據(jù)表1判斷巖石潤濕性。

從實驗測試結果來看，相對潤濕指數(shù)全部分布在0.18～0.48，平均值為0.37。相對潤濕指數(shù)小于0.30的巖樣共7塊，介于0.30～0.40的巖樣共8塊，介于0.40～0.50的巖樣共13塊，介于0.50～0.70的巖樣共2塊。因此，按照表1潤濕性判別標準，三塘湖盆地馬56塊致密油儲層表現(xiàn)為弱親水—親水特征。

(2) 壓裂后儲層潤濕性測試。實驗用壓裂液采用現(xiàn)場實際應用的超低濃度胍膠壓裂液體系，選擇馬56-12H井和馬56-15H井各3塊巖心進行壓裂液對儲層潤濕性影響實驗。根據(jù)現(xiàn)場施工作業(yè)時間，采用壓裂液及配制的添加劑液體驅(qū)替巖心96 h，使用模擬油驅(qū)替壓裂液，一直到巖心出口端未見明顯壓裂液，實驗測試結果見表2。由表2可知：壓裂液作用后的儲層增強了對水相的吸附能力，親水性更強，儲層的相對潤濕指數(shù)比壓裂液作用前提高了53.65%～71.21%，平均增加幅度為61.19%。實驗結果表明，三塘湖盆地馬56塊致密油儲層經(jīng)過壓裂液作用后表現(xiàn)為親水—強親水特征。

表1 巖石潤濕性判斷標準

表2 壓裂液作用前后儲層相對潤濕指數(shù)對比

1.2 室內(nèi)數(shù)值模擬研究

前期體積壓裂實踐表明，三塘湖盆地馬56塊致密油儲層經(jīng)過大規(guī)模的體積壓裂后投產(chǎn)3～5 d見油，壓裂液返排率只有2%～5%，儲層中滯留大量壓裂液，這與“注水增能”效果相似，具有提高地層壓力的效果[8-9]。通過室內(nèi)數(shù)值模擬計算注水增能效果，模擬基礎數(shù)據(jù)如表3所示。數(shù)值模擬結果表明：注入5 000 m3壓裂液，地層壓力上升1.10 MPa；注入10 000 m3壓裂液，地層壓力上升2.14 MPa；注入15 000 m3壓裂液，地層壓力上升3.08 MPa；地層壓力越高，累計產(chǎn)量也越高。因此，認為提高入井液量對補充地層能量效果顯著，可實現(xiàn)注水增能的目的。

表3 數(shù)值模擬基礎數(shù)據(jù)

1.3 現(xiàn)場先導性試驗

根據(jù)室內(nèi)評價實驗及數(shù)值模擬結果，結合現(xiàn)場單井生產(chǎn)情況，針對部分低產(chǎn)低效井，開展了常規(guī)注水吞吐、小排量注水吞吐、提壓脈沖式注水吞吐、氮氣吞吐等補充地層能量先導性試驗(表4)。由表4可知，提壓脈沖式大排量注水增能效果最好，水驅(qū)油效率比較高，措施后單井日增油量為12.5 t/d。相比其他工藝方式，有利于提高單井累計產(chǎn)量，提高原油采出程度。這一現(xiàn)場試驗結果為下步開展致密油水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂技術提供了依據(jù)。

表4 致密油不同工藝方式試驗井效果對比

2 重復壓裂工藝及參數(shù)優(yōu)化

2.1 工藝思路

(1) 補充地層能量。重復壓裂的關鍵是補充地層能量，通過分析油井首次體積壓裂改造規(guī)模、目前產(chǎn)狀和生產(chǎn)壓力等參數(shù)，針對致密油水平井重復壓裂提出了 “二次能量補充”的思路，即在壓裂前先進行超地層破裂壓力注入活性水或清水對地層進行第一次能量補充，然后進行大液量重復壓裂進行第二次能量補充。

(2) 油水置換。三塘湖盆地馬56塊致密油儲層天然裂縫和微孔比較發(fā)育，且經(jīng)過大規(guī)模體積壓裂改造，儲層已形成復雜裂縫網(wǎng)絡，增大了油水接觸面積，提高了水置換油的效率。大量注入水進入儲層并分散于各個裂縫網(wǎng)絡，液體在復雜縫網(wǎng)中運移，水逐漸移動至底部，油上升至高部位，油和水呈現(xiàn)動態(tài)滲吸狀態(tài)，油水之間不停地進行重力置換，注入水在裂縫的底層，抬升了油水界面的高度，通過驅(qū)動壓力和毛管力的推進，使注入水進入巖石基質(zhì)進行驅(qū)油，實現(xiàn)動態(tài)滲吸排油的目的。

(3) 重復壓裂激活地層能量。針對注采比大于1.5的井，前期進行超地層破裂壓力注水補充能量，然后進行大排量全井段籠統(tǒng)重復壓裂施工，激活儲層能量，產(chǎn)生壓力干擾，延伸老裂縫，產(chǎn)生新裂縫，重新構建油水兩相滲流規(guī)律，從而提高動態(tài)滲吸效率，增加油水交換速度。

2.2 壓裂液體系優(yōu)化

依據(jù)儲層潤濕性評價實驗結果，壓裂液體系可首選滑溜水和活性水，其次是清水。壓裂液中的破乳助排劑和黏土穩(wěn)定劑是影響儲層潤濕性的關鍵因素[10-12]，按照潤濕指數(shù)相近原則，以儲層原始潤濕指數(shù)為基礎，實驗評價了不同濃度破乳助排劑和黏土穩(wěn)定劑對巖心作用后儲層潤濕性的變化，確定破乳助排劑、黏土穩(wěn)定劑對儲層潤濕性影響的臨界濃度(圖1、2)。由圖1可知：隨助排劑濃度的增加，儲層相對潤濕指數(shù)逐漸降低，當助排劑濃度達到0.3%時，儲層相對潤濕指數(shù)降低程度減緩，如果濃度進一步增加，儲層潤濕性向偏親油方向轉化，油相為連續(xù)相，水相為非連續(xù)相，出現(xiàn)水鎖效應而降低壓裂液的返排。因此，確定助排劑優(yōu)化濃度為0.2%～0.3%。由圖2可知：隨黏土穩(wěn)定劑濃度的增加，儲層相對潤濕指數(shù)明顯增加，當黏土穩(wěn)定劑加量超過0.5%時，儲層相對潤濕指數(shù)增加幅度明顯減緩。因此，確定黏土穩(wěn)定劑優(yōu)化濃度為0.4%～0.5%，既能保證儲層黏土的穩(wěn)定性，又能避免儲層的水潤濕性增強幅度過大而導致壓裂液返排困難。

圖1不同濃度破乳助排劑降低潤濕指數(shù)對比

圖2不同濃度黏土穩(wěn)定劑增加潤濕指數(shù)對比

2.3 現(xiàn)場施工參數(shù)優(yōu)化

(1) 壓裂前注水量。根據(jù)現(xiàn)場注水補充地層能量先導性試驗結果，以及室內(nèi)數(shù)值模擬注入量和地層壓力的關系計算注水量，確定總注水量為采出液量的2倍，單井單周期注水量為8 500 m3，日注水量為500～800 m3/d。提高入井液量能提高地層能量，地層中的流體飽和度重新分布，擴大了油水置換面積，提升了地層壓力，從而提高油水置換效率[13-15]。

(2) 壓裂前注入排量。地層壓力變化的快慢主要跟液體的注入速度有關，為提高注水時效，選擇超破裂壓力注入方式[16-18]。綜合考慮區(qū)塊的地層破裂壓力、管柱及孔眼摩阻、設備限壓、注水時效等因素，推薦采用單臺壓裂車注入，注入壓力為35～40 MPa，對應的注入排量為1.5～3.0 m3/min。

(3) 壓裂施工參數(shù)。在儲層補充能量后進行全井段重復壓裂改造，受井網(wǎng)條件和儲層物性制約，重復壓裂入井總液量為4 000～5 000 m3，施工排量要大于首次壓裂的施工排量(12 m3/min)，施工排量升至14 m3/min。重復壓裂施工不追求裂縫的高導流能力，主要以擴大油水接觸面積為目的，全程采用活性水+滑溜水、低砂比、段塞式小粒徑加砂的壓裂方式，最高砂比控制在10%以內(nèi)，可有效降低施工成本。

(4) 壓裂后悶井時間。依據(jù)儲層潤濕性特征，發(fā)揮巖石親水不親油的作用，結合現(xiàn)場實際及生產(chǎn)動態(tài)特征，確定合理的悶井時間，確保油水接觸時間，提高置換時效，降低開采含水率[19]。因此，在注水補充地層能量及大排量重復壓裂改造結束后關井，根據(jù)井口油壓變化情況確定最佳悶井時間，當井口壓力下降范圍小于0.1 MPa或者降低幅度逐漸變緩時，停止悶井，優(yōu)選悶井時間為8 d[20-21]。

3 現(xiàn)場應用

縫網(wǎng)增能重復壓裂工藝技術在三塘湖盆地馬56塊致密油水平井應用7井次，改造后產(chǎn)量達到初次壓裂產(chǎn)量的93.5%，增油效果突出，平均單井日產(chǎn)油為18.29 t/d，是重復壓裂措施前日產(chǎn)油量的5.6倍，平均單井累計增油1 443 t，采用水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂技術可以有效治理低效和無效井(表5)。

以馬56-19H井為例，該井是三塘湖盆地馬56區(qū)塊一口水平井，壓裂目的層垂深為2 428.2 m，水平段長度為746.63 m，儲層溫度為67.2 ℃，壓力系數(shù)為0.9～1.0，屬于正常溫度壓力系統(tǒng)。50 ℃下原油黏度為97.4 mPa·s，巖性為凝灰?guī)r，解釋物性較好，基質(zhì)含油性較好，裂縫較發(fā)育，礦物成分以石英、斜長石為主，含量為90%以上，滿足體積壓裂形成復雜網(wǎng)狀裂縫的條件。該井前期經(jīng)過7段23簇體積壓裂，壓裂入井總液量為11 680 m3，入井總砂量為476 m3，施工排量為12 m3/min，壓裂后放噴排液，壓力很快由32.50 MPa降至24.50 MPa。經(jīng)過持續(xù)排采，0.5 a后油壓降至0.89 MPa，日產(chǎn)液為1.9 m3/d，日產(chǎn)油為1.5 t/d，含水率為17.3%，出現(xiàn)地層壓力低，供液不足的現(xiàn)象，未達到預期產(chǎn)量目標。因此，決定對該井實施全井段的縫網(wǎng)增能重復壓裂改造。主要工藝設計為：①利用儲層巖石原始的弱親水—親水特性和壓裂液作用后親水性更強的特征，在前期體積壓裂已形成復雜縫網(wǎng)的條件下進行注水增能，超地層破裂壓力注水，注入排量為3 m3/min，累計注入量為15 049 m3，注入體系選擇清水+活性水；②全井段籠統(tǒng)重復壓裂，由于該井前期經(jīng)過水平井分段體積壓裂改造，此次實施全井段籠統(tǒng)壓裂，采用前置活性水+全程滑溜水+段塞式低砂比小粒徑支撐劑加砂的壓裂模式，施工排量提高至14 m3/min，段塞式加砂濃度為3%～7%，壓裂入井總液量為2 000 m3，入井總砂量為28.3 m3，施工泵壓為58.3～73.4 MPa，停泵壓力為41.2 MPa；③壓裂后悶井，確保油水接觸時間，使動態(tài)滲吸和靜態(tài)滲吸共同作用，設計重復壓裂后悶井8 d，放噴時，當油壓大于15.00 MPa時，2 mm油嘴放噴；當油壓為10.00～15.00 MPa時，3 mm油嘴放噴；當油壓小于10.00 MPa時，4 mm油嘴放噴。同時，由于區(qū)塊儲層應力敏感性較強，壓裂后嚴格控制生產(chǎn)壓差，放噴以不出砂為原則，根據(jù)現(xiàn)場實際情況合理調(diào)整油嘴大小。

表5 致密油水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂技術先導試驗

該井悶井后放噴，放噴首日即見油，根據(jù)油壓，同時為避免出砂和含水上升過快，采用2 mm油嘴放噴，日產(chǎn)液為50.0 m3/d，日產(chǎn)油為37.5 t/d，含水為15.8%，產(chǎn)量是措施前的7.5倍，截至目前，累計增油量達到1 099 t，取得顯著增油效果。

4 結 論

(1) 實施致密油水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂須具備的條件為：儲層潤濕性表現(xiàn)為親水—弱親水性，裂縫或微裂縫孔隙發(fā)育且經(jīng)過體積壓裂改造形成復雜的裂縫網(wǎng)絡，地層能量嚴重虧空。

(2) 致密油水平井縫網(wǎng)增能重復壓裂能有效補充地層能量，且形成的復雜縫網(wǎng)系統(tǒng)能為油水置換提供有利條件，與常規(guī)開發(fā)模式相比，可有效提高致密油的動用程度，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)，后期可持續(xù)擴大現(xiàn)場實施規(guī)模。