致密儲層水平井壓裂-補(bǔ)能-驅(qū)油一體化重復(fù)改造技術(shù)

白曉虎，齊銀，何善斌，朱西柱，侯正孝，張巖

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室，陜西 西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶陽 745000）

0 引言

鄂爾多斯盆地三疊系油藏普遍低壓致密，基質(zhì)氣測滲透率小于 1.0×10-3μm2，地層壓力系數(shù) 0.7～0.8，定向井壓裂開發(fā)效益差，單井初期日產(chǎn)油量僅1～2 t。2011年以來，隨著水平井鉆井+水力噴砂分段壓裂技術(shù)進(jìn)步與規(guī)模應(yīng)用，單井產(chǎn)量大幅提高，初期日產(chǎn)油量達(dá)到 8～10 t[1]。 隨著油田開發(fā)不斷深入，受儲層物性致密、注水驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢等影響，水平井產(chǎn)量遞減較大，第1年遞減30%～50%，第2年遞減60%～80%，油藏壓力保持水平不足80%。

近年來，北美地區(qū)非常規(guī)油氣田重點針對初次改造不充分的水平井開展了重復(fù)壓裂試驗[2]，主體采用不下壓裂管柱的套管動態(tài)多級暫堵壓裂技術(shù)[3]，具有高效率、低成本等優(yōu)點，但暫堵轉(zhuǎn)向不確定性較大，單井增產(chǎn)效果亦存在差異。國內(nèi)大慶、長慶、吉林、新疆等油田也開展了低改造程度水平井重復(fù)壓裂探索試驗，主體采用雙封單卡、套內(nèi)封隔器滑套等機(jī)械封隔分段壓裂工藝[4]，單井產(chǎn)量達(dá)到復(fù)壓前的2～3倍，但存在油管注入排量低、施工規(guī)模受限、拖動作業(yè)效率較低等問題，一定程度上影響增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)效果和效益。本文以鄂爾多斯盆地致密儲層低產(chǎn)水平井為研究對象，圍繞大幅提高單井產(chǎn)量和采出程度目標(biāo)，提出融合體積改造、補(bǔ)充能量、滲吸驅(qū)油（簡稱“壓補(bǔ)驅(qū)”）為一體的重復(fù)壓裂優(yōu)化設(shè)計模式。

1 儲層特征及水平井開發(fā)概況

以華慶油田長6油藏為代表的超低滲透致密油藏位于甘肅慶陽，基質(zhì)氣測滲透率0.37×10-3μm2，孔隙度11.7%，油層有效厚度19.7 m，孔喉中值半徑為0.1～0.2 μm，油藏埋深2 200 m，原始地層壓力系數(shù)0.75。2011年以來主要采用水平井五點井網(wǎng)注水開發(fā)，1口水平采油井對應(yīng)4口直井注水井，主體水平段長度為600～800 m，井距600 m，排距150 m。水平井井眼垂直于最大主應(yīng)力方向，通過水力噴砂分段多簇壓裂工藝改造，每段設(shè)計2簇，形成多條橫切裂縫[5]，采用“紡錘形”布縫方式，裂縫穿透比為0.1～0.3。井均改造8～10段，裂縫段間距60～80 m。投產(chǎn)后初期單井產(chǎn)量為8～10 t/d，但整體表現(xiàn)為遞減較大的特征，1 a后遞減至4～6 t/d，2 a后遞減至2～4 t/d，開發(fā)8 a單井累計產(chǎn)液量為10 000～12 000 m3，產(chǎn)油量為 6 000～8 000 t，地質(zhì)儲量采出程度2%左右[6]。

通過分析水平井生產(chǎn)動態(tài)，其產(chǎn)量遞減原因主要是致密儲層啟動壓力梯度高，面積井網(wǎng)注水有效驅(qū)替難以建立，特別是水平段中部地層能量補(bǔ)充困難，導(dǎo)致地層流體有效滲流距離大幅減小。計算表明，華慶油田長6油藏初始有效滲流距離為36 m，段間距為60～80 m，可滿足滲流要求，但地層壓力下降至10 MPa時，有效滲流距離僅16 m，人工裂縫已不能完全控制段間與縫端的流體流動[7]。

1.1 壓力場分布

以華慶油田長6油藏為對象，采用相控建模[8]和隨機(jī)模擬方法[9]，建立了基質(zhì)的構(gòu)造、屬性模型，基于成像測井解釋、應(yīng)力場模擬建立了離散裂縫地質(zhì)模型，最終建立了表征基質(zhì)非均質(zhì)和裂縫分布的三維地質(zhì)模型。通過對生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行數(shù)值模擬歷史擬合分析[10]，得到動態(tài)壓力場。模擬結(jié)果表明，低壓區(qū)域主要集中在水平井改造區(qū)，而注水井附近產(chǎn)生一定的憋壓，水驅(qū)效率較差（見圖1），水平井重復(fù)壓裂優(yōu)化時需要重點考慮低壓區(qū)的能量補(bǔ)充。

圖1 “紡錘形”布縫地層壓力分布

1.2 應(yīng)力場分布

綜合運(yùn)用巖石力學(xué)、物模實驗及數(shù)值模擬方法，建立了考慮壓裂裂縫和生產(chǎn)動態(tài)的水平井動態(tài)地應(yīng)力模型[11]。模擬計算了3種典型水平井布縫方式條件下的動態(tài)地應(yīng)力分布（見圖2）。

圖2 不同改造程度水平井最小水平主應(yīng)力分布

圖2中水平段長度800 m，井距600 m。其中：HW2為布縫間距較小的水平井，段間距50 m；HW1為布縫間距較大的水平井，段間距100 m；HW3為初次部分井段改造不充分的水平井。模擬結(jié)果顯示：流體采出導(dǎo)致地層壓力不斷降低，人工裂縫周圍屬于低壓、低應(yīng)力區(qū)域，高壓、高應(yīng)力區(qū)集中于水平井井間、布縫間距較大的井段和改造不充分井段，是水平井重復(fù)改造的目標(biāo)區(qū)域。

2 “壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)改造優(yōu)化設(shè)計

針對鄂爾多斯盆地致密儲層水平井低產(chǎn)原因，以及壓力場和應(yīng)力場的分布特征，重復(fù)改造設(shè)計一體化考慮增加縫控儲量、補(bǔ)充地層能量、提升滲吸效率。一是將原縫復(fù)壓與加密新縫相結(jié)合，實現(xiàn)水平段裂縫間、水平井井間剩余油充分動用；二是將壓前補(bǔ)能與壓裂改造相結(jié)合，實現(xiàn)低壓區(qū)能量補(bǔ)充與高壓高地應(yīng)力區(qū)域裂縫有效擴(kuò)展；三是將滲吸驅(qū)油與壓后悶井相結(jié)合，實現(xiàn)復(fù)雜縫網(wǎng)中的驅(qū)油液與基質(zhì)中的原油在毛細(xì)管力作用下發(fā)生高效滲吸置換[12]。

2.1 原縫復(fù)壓與加密新縫相結(jié)合

水平井初次改造不充分，可分為壓裂規(guī)模較小、部分簇未開啟[13]以及布縫間距較大等情況，需要采取不同的針對性措施。對于壓裂規(guī)模較小的井段，瞄準(zhǔn)動用原縫側(cè)向及井間剩余油，增加規(guī)模，進(jìn)行原縫重復(fù)壓裂；對于部分簇未開啟的井段，瞄準(zhǔn)動用近井筒及遠(yuǎn)端剩余油，優(yōu)選噴射噴嘴脫落或試擠壓力高的簇適度規(guī)模重復(fù)壓裂；對于布縫間距較大的井段，優(yōu)選物性較好部位多簇補(bǔ)孔壓裂[14]，將段間距60～80 m 縮短為 30～40 m，實現(xiàn)地層壓力下降后段間流體有效流動。對射孔方式、壓裂規(guī)模及施工工藝進(jìn)行差異化設(shè)計（見表1）。

表1 低改造程度水平井裂縫差異化設(shè)計思路

2.2 壓前補(bǔ)能與壓裂改造相結(jié)合

前文提到，因致密儲層，常規(guī)點狀注水難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，水平井長期開采導(dǎo)致地層壓力保持水平較低。同時受初始地應(yīng)力場與水平井段間采出雙重不均衡影響，動態(tài)地應(yīng)力場非均質(zhì)性強(qiáng)，重復(fù)壓裂的裂縫易被誘導(dǎo)至低壓地應(yīng)力區(qū)域[15]。為保證裂縫向剩余油富集區(qū)域擴(kuò)展和提高復(fù)壓后長期穩(wěn)產(chǎn)能力，在復(fù)壓前對原縫補(bǔ)充地層能量。兼顧裂縫區(qū)域虧空非均質(zhì)性和施工效率，采用不動管柱多級滑套工藝分大段注入液體。一般將原水平段由趾部至跟部分為3大段，每大段由相鄰3～4條原縫組成。補(bǔ)能管柱自井底至井口方向為單流閥+噴射器+滑套座+K344封隔器+滑套噴射器+倒角工具油管+滑套座+K344封隔器+滑套噴射器+倒角工具油管+K344封隔器+倒角工具油管（造斜點以上20 m）+普通工具油管至井口。施工過程中先坐封封隔器，對趾部段第1大段補(bǔ)能，之后從井口投球，以0.5～1.0 m3/min排量打滑套，滑套開啟后進(jìn)行下一大段補(bǔ)能，依次類推至全部完成。注入過程中防止人工裂縫開啟造成補(bǔ)能不均衡，控制井口補(bǔ)能壓力低于初次壓裂的停泵壓力，排量設(shè)計1.0～2.0 m3/min，可根據(jù)井口壓力進(jìn)行動態(tài)調(diào)整。壓前補(bǔ)能液量以地層壓力恢復(fù)至原始值為目標(biāo)，考慮低滲透油藏大多屬應(yīng)力敏感性油藏，一定程度上存在介質(zhì)變形[16]，單井補(bǔ)能液量通常為累計采出液量的1.1～1.2倍。

2.3 滲吸驅(qū)油與壓后悶井相結(jié)合

水平井老井長期生產(chǎn)，近井筒裂縫區(qū)域普遍存在結(jié)垢堵塞情況，同時結(jié)合低水驅(qū)效率下的二次、三次采油技術(shù)需求，在重復(fù)壓裂過程中將壓裂液賦予多種功能，集成解堵劑、防垢劑、滑溜水和驅(qū)油劑等多種液體，實現(xiàn)“解堵、驅(qū)油、造縫、悶井”一體化設(shè)計。壓裂施工時具體分為4個步驟（見圖3）。

1）注入弱酸性的解堵液、防垢液進(jìn)行預(yù)處理，清洗井筒孔眼、近井筒地帶、深部裂縫壁面，降低施工壓力的同時緩解后期井筒和集輸管線結(jié)垢；2）注入低摩阻表面活性劑類的驅(qū)油劑，通過滲吸置換提高油藏采收率[17]；3）大排量注入低黏度滑溜水，在形成復(fù)雜裂縫擴(kuò)展的同時，實現(xiàn)深部地層能量進(jìn)一步快速補(bǔ)充；4）在全井段壓裂完成后進(jìn)行悶井，確保油水充分置換和地層壓力充分?jǐn)U散。依據(jù)驅(qū)油劑室內(nèi)滲吸置換平衡時間和井口壓力下降情況，悶井時間綜合優(yōu)化為60～90 d。

圖3 水平井重復(fù)改造壓裂液設(shè)計及泵注流程

3 礦場實踐

3.1 壓裂工藝及管柱

為滿足水平井大排量分段重復(fù)改造技術(shù)需求，采用雙封單卡機(jī)械封隔壓裂工藝，配套P110鋼級φ101.6 mm+φ88.9 mm組合油管和大通徑K344封隔器、耐磨噴砂器、Y211封隔器等高強(qiáng)度壓裂工具，承壓能力達(dá)70 MPa以上。壓裂管柱結(jié)構(gòu)自井底向井口方向為導(dǎo)向堵頭+Y211封隔器+單流閥+噴砂器+外加厚倒角油管若干根（根據(jù)卡距調(diào)整）+節(jié)流嘴+K344封隔器+水力錨+外加厚倒角油管+安全接頭+φ88.9 mm無接箍油管+φ101.6 mm無接箍油管。礦場應(yīng)用最高壓力65 MPa，最高施工排量8.0 m3/min，單趟管柱壓裂3段，加砂量 450 m3，過液量 4 500 m3。

3.2 機(jī)械封隔+暫堵轉(zhuǎn)向

針對提高單井產(chǎn)量與控降作業(yè)成本、分壓有效性與施工效率之間的矛盾，集成機(jī)械封隔與縫間暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)，達(dá)到保效果、提效率、降成本的目的。通過研制4種不同粒徑復(fù)配的高強(qiáng)度可降解暫堵材料[18]（抗壓70 MPa，4 d降解），實現(xiàn)了多粒徑架橋封堵縫口和裂縫轉(zhuǎn)向[19]。施工時，先下入機(jī)械封隔工藝管柱卡封相鄰2段，提排量坐封后完成第1級壓裂；之后，井口投加復(fù)配的暫堵轉(zhuǎn)向材料，若暫堵升壓明顯，判斷轉(zhuǎn)向成功后再進(jìn)行第2級壓裂，否則，適度增加暫堵劑用量繼續(xù)封堵[20]。 礦場應(yīng)用暫堵升壓達(dá) 10 MPa 以上（見圖 4），有效節(jié)約了單段壓后放噴及拖動管柱施工環(huán)節(jié)，在確保效果前提下實現(xiàn)單井壓裂周期縮短20%，單井成本降低5%。

3.3 井下微地震測試

在鄂爾多斯盆地華慶油田長6超低滲透油藏，開展了水平井 “壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)壓裂井下微地震監(jiān)測。監(jiān)測結(jié)果顯示，裂縫帶長為380～560 m，裂縫帶寬為 70～135 m，裂縫復(fù)雜指數(shù) FCI[21]（裂縫帶寬與裂縫帶長的比值）為0.18～0.33。而同區(qū)塊初次采用常規(guī)分段壓裂的水平井，其裂縫帶長僅為300～400 m，裂縫帶寬僅為 50～60 m，F(xiàn)CI僅為 0.12～0.20（見圖 5）。二者相比，水平井 “壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)壓裂的儲層改造體積SRV[22]達(dá)到新井的 2.1倍，F(xiàn)CI達(dá)到新井的1.3倍。

圖4 水平井機(jī)械封隔+暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂施工曲線

圖5 水平井重復(fù)壓裂微地震事件與新井壓裂對比

3.4 改造效果及效益

在鄂爾多斯盆地開展整體水平井“壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)改造試驗，累計20余口井，水平段長800～1 200 m，單井改造16～22段（原縫復(fù)壓10～12段，補(bǔ)孔壓裂8～10 段），復(fù)壓前補(bǔ)能注入壓裂液 8 000～12 000 m3，主壓裂注入 24 000～30 000 m3，加砂 2 400～3 000 m3，排量6～8 m3/min。復(fù)壓后悶井3～6個月，早先開井7口，單井產(chǎn)量大幅提高，平均產(chǎn)油量由復(fù)壓前2 t/d以下提高至10～15 t/d，較投產(chǎn)初期提高5～8 t/d。地層能量充足，測試地層壓力保持水平由復(fù)壓前75%提高至120%，自噴期達(dá)到3個月以上；生產(chǎn)1 a后，平均產(chǎn)量仍達(dá)到10～12 t/d，采油速度由復(fù)壓前的0.22%提高至1.05%，采用基于模糊集合理論的產(chǎn)量預(yù)測方法[23]計算，最終累計產(chǎn)油量可由復(fù)壓前的1.2×104t提高至2.5×104t以上。按照單井累計產(chǎn)油量提高1.3×104t、油價40$/bbl（1 bbl=0.158 988 m3）測算，最終產(chǎn)出投入比大于1.2，內(nèi)部收益率大于8%，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論

1）致密儲層水平井“壓補(bǔ)驅(qū)”一體化重復(fù)改造可以大幅度地提高水平井單井產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)能力，對其他非常規(guī)儲層提高水平井老井產(chǎn)量及最終采出程度具有一定的借鑒意義。

2）低改造程度水平井需要針對初次壓裂規(guī)模、裂縫開啟情況及人工裂縫間距，對射孔方式、壓裂規(guī)模及施工工藝進(jìn)行差異化設(shè)計。

3）壓前補(bǔ)能要分大段注入，且控制井口壓力低于初次壓裂停泵壓力；受介質(zhì)變形影響，補(bǔ)能液量需達(dá)到累計采出液量的1.1～1.2倍才能達(dá)到初始壓力水平。

4）機(jī)械封隔與縫間暫堵轉(zhuǎn)向壓裂工藝的集成，可以有效解決提高單井產(chǎn)量與控降作業(yè)成本、分壓有效性與施工效率之間的矛盾。