雙河油田高含水開發(fā)后期薄互層控水壓裂技術(shù)研究

馮興武

（中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽 473132）

雙河油田經(jīng)過40多年的開發(fā)，已進(jìn)入高含水開發(fā)后期，其挖潛對象也已向薄互層以及細(xì)分的流動單元轉(zhuǎn)移。該類儲層具有“兩薄”的特點(diǎn)，即油層厚度?。?～6 m）、相鄰?qiáng)A層薄，分布范圍廣、所占比例較大。雙河油田Eh3Ⅷ-Eh3Ⅸ油組小于3 m的薄層大于90%，Eh3Ⅶ油組薄夾層厚度最小只有2～3 m，油水界面高低不一，強(qiáng)淹高含水層與弱淹低含水層交錯，儲層特征較為復(fù)雜。這類儲量超過1000×104t，壓裂措施是實(shí)現(xiàn)挖潛增產(chǎn)的最有效手段。目前，壓裂技術(shù)主要存在以下難點(diǎn)：一是薄互層、薄層壓裂人工裂縫高度無法控制，易引起層間矛盾；二是高含水開發(fā)后期，壓裂改造后含水大幅度上升，無法有效控制產(chǎn)水量，影響現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)模與措施效果[1]。

對于稀油老區(qū)薄互層儲層壓裂改造增油措施與含水上升的矛盾，解決問題的關(guān)鍵在于如何控制壓裂人工裂縫高度與產(chǎn)水量。壓裂工藝上不僅要考慮人工裂縫應(yīng)控制在產(chǎn)層內(nèi)，避免壓竄高含水層而加劇層間矛盾，還應(yīng)考慮控制產(chǎn)水量的問題。本文通過對壓裂堵水劑與透油阻水支撐劑技術(shù)的研究，改變地層油水相滲特征，同時配套薄夾層控制人工裂縫高度工藝技術(shù)，達(dá)到控水增油的目的。

1 人工裂縫縱向延伸多因素影響研究

1.1 單因素對人工裂縫高度的影響

影響水力壓裂人工裂縫高度的因素較復(fù)雜，具體包括三類因素：一是巖石力學(xué)及地應(yīng)力參數(shù)；二是施工參數(shù)，包括施工排量、施工規(guī)模等；三是壓裂液的性能參數(shù)，如壓裂液的黏度、濾失系數(shù)等[2]。

針對雙河油田Ⅶ油組儲層壓裂的特點(diǎn)，模擬不同地應(yīng)力差、不同排量、不同壓裂液黏度下縫高的變化情況，并對縫高的影響程度進(jìn)行分析。模擬條件為：排量3 m3/min，溫度90 ℃，壓裂液黏度170 mPa·s，50 m3液體，9 m3陶粒。

（1）地應(yīng)力差。地應(yīng)力差對人工裂縫高度的影響顯著，如圖1所示，當(dāng)?shù)貞?yīng)力差從4 MPa增加到12 MPa時，縫高與油層厚度比從4.00下降到1.42；地應(yīng)力差大于8 MPa時，縫高增長很小，縫高與油層厚度比為1.40～1.90，縫高得到很好的控制.這是采用“漂浮暫堵劑” 或“沉降暫堵劑”形成人工隔層而控制縫高的依據(jù)[3]。稀油老區(qū)地應(yīng)力差一般在6～8 MPa，縫高與油層厚度比為 1.9～2.5，不利于縫高的有效控制。

圖1 不同地應(yīng)力差對縫高的影響

（2）施工排量。不同排量對縫高的影響如圖2所示，當(dāng)排量從2.0 m3/min增加到4.5 m3/min時，縫高與油層厚度比從1.96增加到3.88。因此，對于薄互層壓裂，施工排量小于3.0 m3/min，有利于對縫高的有效控制。

圖2 不同施工排量對縫高的影響

（3）加砂量。不同加砂量對縫高有比較明顯的影響，如圖3 所示，當(dāng)加砂量從5.0 m3增加到20.0 m3，縫高與油層厚度比從1.80增加到5.90。因此，進(jìn)行合理的泵注程序及施工規(guī)模的優(yōu)化，有利于稀油薄層壓裂縫高的控制，對于5.0 m的儲層，加砂強(qiáng)度應(yīng)控制在1.5～2.0 m3/m。

圖3 不同加砂量對縫高的影響

（4）壓裂液黏度。壓裂液黏度對人工裂縫的高度影響比較顯著，如圖4所示，當(dāng)壓裂液黏度小于300 mPa·s時，縫高與油層厚度比2.40～2.90，裂縫高度相對控制較好；當(dāng)壓裂液黏度從300 mPa·s增加到800 mPa·s后，裂縫高度與油層厚度比從3.00增加到 5.50。理論上，降低壓裂液黏度，有利于增加壓裂液在裂縫中的流動性、降低流動的壓力梯度，從而有利于增加縫長，控制縫高[4]。因此，對于稀油老區(qū)薄層壓裂在平均砂比不高、排量不高的條件下，要將縫高有效地控制在儲層內(nèi)，壓裂液必須采用低黏壓裂液體系。

圖4 不同壓裂液黏度對縫高的影響

1.2 多因素對人工裂縫高度的影響

單因素分析認(rèn)為，影響裂縫延伸的因素很多，如地應(yīng)力差、巖石彈性模量、斷裂韌性、壓裂液黏度、施工規(guī)模及施工排量等。利用具有均衡搭配特性的正交表安排多因素實(shí)驗(yàn)是進(jìn)行多因素分析行之有效的方法，其特點(diǎn)有：①完成實(shí)驗(yàn)要求所需要的實(shí)驗(yàn)次數(shù)少；②數(shù)據(jù)點(diǎn)的分布均勻；③可用相應(yīng)的級差分析、方差分析方法等對實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，引出有價值的結(jié)論。本次采用Ll8（2×35）正交分析，得到縫高的級差分析結(jié)果見表 1。根據(jù)級差分析得知，影響縫高的主次因素順序?yàn)椋旱貞?yīng)力差、施工排量、壓裂液黏度、楊氏模量、斷裂韌性。

表1 縫高的級差分析結(jié)果

1.3 薄互層壓裂選井選層界限

通過對縫高的影響因素分析結(jié)果表明，儲隔層應(yīng)力差是影響縫高的主要因素。對厚度分別為5.0 m、3.0 m的儲層，儲隔層應(yīng)力差在10，8，6，4，2 MPa條件下，模擬計算不同應(yīng)力差與隔層厚度的關(guān)系，制定相應(yīng)應(yīng)力差與儲隔層厚度界限圖版，如圖5所示。結(jié)果表明，最低儲隔層厚度主要取決于儲隔層應(yīng)力差大小，儲隔層應(yīng)力差越大，所需最低儲隔層厚度越小。對于 5.0 m的儲層，儲隔層應(yīng)力差為 8 MPa，需要最低隔層厚度為2.6 m；儲隔層應(yīng)力差為6 MPa，需要最低隔層厚度為3.8 m。對于3.0 m的儲層，儲隔層應(yīng)力差為 8 MPa，需要最低隔層厚度為3.0 m；儲隔層應(yīng)力差為6 MPa，需要最低隔層厚度為4.5 m。

圖5 應(yīng)力差與儲隔層厚度界限圖版

2 控水壓裂工藝技術(shù)

對于稀油老區(qū)薄互層儲層壓裂改造措施增油與含水上升的矛盾，解決問題的關(guān)鍵在于如何控制縫高與產(chǎn)水量。壓裂工藝上不僅考慮將人工裂縫控制在產(chǎn)層內(nèi)，防止壓竄高含水層，而加劇層間矛盾，還應(yīng)考慮控制產(chǎn)水量的問題。本文通過對壓裂堵水劑與透油阻水支撐劑技術(shù)研究，來改變地層油水相滲規(guī)律，從而實(shí)現(xiàn)控水增油的目的。

2.1 透油阻水支撐劑

透油阻水支撐劑是以石英砂為主要原料，采用一定的工藝技術(shù)在石英砂外表面包覆一層高分子膜而制成的。包覆的高分子膜降低支撐劑密度的同時，由于其具有表面活性劑成分，也能降低油的界面張力、增大水的界面張力，實(shí)現(xiàn)對油、水不同介質(zhì)進(jìn)行選擇性進(jìn)入，從而達(dá)到增油控水的效果。

2.1.1 基本物理性能評價

透油阻水支撐劑不僅圓球度好，粒徑均勻，而且體積密度、破碎率遠(yuǎn)低于常規(guī)陶粒，其中體積密度僅為1.52 g/cm3，52，69 MPa下的破碎率分別為0.64%、1.70%（表2），壓裂施工中便于提高攜砂能力與加砂強(qiáng)度，確保工藝成功率高。

表2 透油阻水支撐劑與常規(guī)陶粒物理性能測試

2.1.2 透油阻水性能評價

采用填砂管人工充填巖心流動實(shí)驗(yàn)裝置，測試油、水兩種介質(zhì)分別通過由透油阻水支撐劑、常規(guī)陶粒人工充填的填砂管時液體流速與驅(qū)替壓力的變化情況（表3）。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，常規(guī)陶?；旧喜痪邆渫赣妥杷δ埽赣妥杷蝿┩赣妥杷卣髅黠@，對水的流動阻力約為油的3.1倍。

通過上述評價結(jié)果表明，透油阻水支撐劑不僅具有密度低、破碎率低、酸溶解度低等優(yōu)良性能，還具有明顯的透油阻水特征，便于壓裂施工提高攜砂能力與加砂強(qiáng)度，保持較高的人工裂縫導(dǎo)流能力，起到較好的控水增油效果。

表3 油水對選擇性支撐劑、常規(guī)陶粒的透油阻水實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2 壓裂堵水劑

壓裂堵水劑主鏈?zhǔn)且痪€性的水溶性高分子聚合物，輔鏈?zhǔn)怯删垡蚁┭苌锝M成，能與主鏈的聚合體發(fā)生反應(yīng)形成有高度分叉的水溶性共聚物，具有選擇性改變流體滲透率的特性，其實(shí)質(zhì)是控制水油比或產(chǎn)水量，即改變水在地層中的滲流特性[5-6]。壓裂堵水劑進(jìn)入地層后，吸附在巖石表面，聚合形成刷狀結(jié)構(gòu)，遇水膨脹，增加流體黏度，降低水相滲透率；遇油黏度不改變，對油相滲透率改變很小，從而有效地控制水的產(chǎn)出[7-10]。

（1）壓裂堵水劑在油水介質(zhì)中的膨脹性能。將一定濃度的壓裂堵水劑分別放入等體積的水和柴油中，室溫下放置一段時間后，觀察壓裂堵水劑在不同介質(zhì)中的體積變化（表4），可以看出，壓裂堵水劑在油中的體積沒有變化，而在水中的體積增加了1倍，說明壓裂堵水劑體系具有較好的水膨脹性能，對降低水相滲透率具有良好的作用。

表4 壓裂堵水劑在油水介質(zhì)中的膨脹性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果

（2）壓裂堵水劑對油水相滲透率變化實(shí)驗(yàn)。測試巖心在壓裂堵水劑處理前后對油、水相滲透率變化情況，即隨著含水飽和度的增加，水相滲透率降低更多。當(dāng)含水飽和度為100% 時，水相滲透率降低9l%；而含油飽和度為100% 時，油相滲透率只降低12%；當(dāng)含油飽和度為51%時，處理前油相滲透率是水相滲透率的2倍，處理后油相滲透率是水相滲透率的7倍，大大降低了水相滲透率，而相對增加了油相滲透率。因此，壓裂堵水劑體系能有效地降低水相滲透率，改變油水的流度比。

透油阻水支撐劑與壓裂堵水劑具有相同的改變油水相滲透率的特點(diǎn)，都能選擇性地起到增加水的流動阻力，降低水相滲透率的特點(diǎn)。作為對壓裂液與支撐劑體系的技術(shù)創(chuàng)新，兩者的復(fù)合應(yīng)用將發(fā)揮更明顯的協(xié)同效應(yīng)及控水增油效果。

3 控水壓裂配套施工工藝

根據(jù)稀油老區(qū)薄互層儲層特點(diǎn)與壓裂控縫高、控水的工藝要求，配套支撐劑段塞打磨技術(shù)、低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝、透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水工藝等技術(shù)研究，以提高壓裂施工工藝成功率與壓裂增產(chǎn)效果。

（1）低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝。通過加入上浮式或下沉式導(dǎo)向劑，在裂縫的頂部或底部形成人工遮擋層，阻止裂縫中的流體壓力向上或向下傳播，增加上下隔層與產(chǎn)油層之間的地應(yīng)力差，控制縫高的增長；其次，人工隔層還起到轉(zhuǎn)向作用，使后來注入的攜砂液轉(zhuǎn)為水平流向，從而使裂縫水平延伸繼而控制裂縫在高度上進(jìn)一步延伸。施工工藝依次為：起泵以設(shè)計小排量泵入低黏壓裂液前置液造縫→縫高控制劑攜帶液+縫高控制劑→中途停泵待縫高控制劑到位→低黏壓裂液加砂，緩慢提高排量到設(shè)計的最大排量（根據(jù)油層情況，可一次或多次進(jìn)行排量躍變）→大排量頂替。

（2）透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水工藝。根據(jù)具體儲層狀況，將透油阻水支撐劑與壓裂堵水劑兩者進(jìn)行組合應(yīng)用，發(fā)揮更明顯的協(xié)同效應(yīng)及控水增油效果。施工工藝依次為：前置液段1→壓裂堵水劑→前置液段 2→加砂→透油阻水支撐劑加入→頂替。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

該技術(shù)在雙河油田J7-158井進(jìn)行了應(yīng)用，壓裂前，該井生產(chǎn)層位為 Eh3Ⅶ4、Eh3Ⅶ8、Eh3Ⅶ11、Eh3Ⅷ1 小層，日產(chǎn)油 0.5 t，日產(chǎn)水 4.4 m3，含水 88%。該井壓裂改造的主要難點(diǎn)是目的層薄、上下隔層薄且緊鄰高含水層、縫高控制難度大。利用低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝，同時利用透油阻水支撐劑，解決了平面上控水問題。

施工中液體控縫劑 3.0 m3，黏度控制在 40.0 mPa·s左右，排量先小后大（2.0-2.5-3.0 m3/min），透油阻水支撐劑13.0 m3。壓裂后，日產(chǎn)液達(dá)20.7 m3，日產(chǎn)油3.4 t，含水83%，取得了一定的增產(chǎn)效果，且壓裂后含水也得到了有效控制。同時該井采用的多項(xiàng)控縫高控水壓裂工藝組合技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了最小隔層厚度為3.0 m的儲層壓裂，拓寬了選井選層界限，增加了壓裂改造技術(shù)的應(yīng)用范圍。

5 結(jié)論

（1）通過薄互層地質(zhì)和工程因素對人工裂縫縱向延伸的影響分析表明，影響縫高的主次因素順序?yàn)椋旱貞?yīng)力差、施工排量、壓裂液黏度、楊氏模量、斷裂韌性，在此基礎(chǔ)上制定了相應(yīng)應(yīng)力差與隔層厚度界限圖版，確定了不同儲層厚度與儲隔層應(yīng)力差下所需的最低隔層界限，為后續(xù)采取有效的控縫高控水壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計提供了理論依據(jù)。

（2）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價結(jié)果表明，透油阻水支撐劑與壓裂堵水劑具有相同的改變油水相滲透率的特點(diǎn)，兩者的復(fù)合應(yīng)用將發(fā)揮更明顯的協(xié)同效應(yīng)及控水增油效果。

（3）研究配套的低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝、透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水工藝，可以較好地達(dá)到控縫高和控水增產(chǎn)效果。