頁巖油效益增產(chǎn)技術(shù)研究與探索

李凱凱，馮松林，陳世棟，安 然

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710018）

1 油藏開發(fā)概況及重復(fù)壓裂實(shí)施情況

1.1 油藏地質(zhì)概況

A 區(qū)沉積環(huán)境主要為湖泊-三角洲前緣亞相[1-3]，自生自儲(chǔ)、分布穩(wěn)定、儲(chǔ)量大，主力含油層系為三疊系長X 層，油層厚14.8 m（油層9.8 m，差油層5.0 m），油層連片性好，控制含油面積480 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2.2×108t。儲(chǔ)層孔隙度平均為8.9%，滲透率平均0.12 mD，屬低孔-特低孔、致密儲(chǔ)層，層間非均質(zhì)性強(qiáng)。油藏平均埋深2 223 m，原始地層壓力16.9 MPa，儲(chǔ)層壓力系數(shù)為0.75～0.85，溶解氣油比75.4 m3/t，在同類油藏中處于較低水平，自然能量嚴(yán)重不足，且該區(qū)天然微裂縫相對(duì)發(fā)育，早期注水開發(fā)油井見水比例高，常規(guī)注水開發(fā)難以形成有效水驅(qū)，無法通過注水有效提高地層壓力，地層能量持續(xù)下降，開發(fā)效果逐年變差。

1.2 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

初期油井普遍進(jìn)行了大規(guī)模體積壓裂[4]，產(chǎn)量相對(duì)較高，但后期該油藏?zé)o有效能量補(bǔ)充，目前主要依靠自然能量開發(fā)，整體呈現(xiàn)“四低”的開發(fā)狀態(tài)：區(qū)塊平均壓力保持水平僅37.6%；全區(qū)塊采油速度和采出程度分別為0.30%、2.63%。

整體上A 區(qū)頁巖油低產(chǎn)井比例很高，其中定向井開井402 口，日產(chǎn)油小于0.4 t 井占比36.8%，水平井開井224 口，日產(chǎn)油小于1.0 t 井占比36.6%。

1.3 重復(fù)壓裂實(shí)施情況

1.3.1 定向井多輪次體積壓裂 2021 年在該區(qū)西部優(yōu)選22 口定向井實(shí)施大規(guī)模蓄能重復(fù)體積壓裂，壓前平均單井注水補(bǔ)能2 100 m3，單井加砂100 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，單井入地液量1 870 m3，單井費(fèi)用91.3 萬元，措施后單井初期日增油僅達(dá)到1.3 t，目前平均生產(chǎn)5 個(gè)月，單井日增油0.9 t，預(yù)計(jì)全年單井累增油194 t，投入產(chǎn)出比僅能達(dá)到1:0.47。

A 區(qū)定向井于2010 年開始投入開發(fā)，目前已普遍進(jìn)行1～2 次大規(guī)模體積壓裂，前期實(shí)施效果較好，本次大規(guī)模蓄能體積壓裂為第三次大型壓裂，但該區(qū)前期壓裂已形成復(fù)雜縫網(wǎng)，壓裂過程鄰井竄通嚴(yán)重，儲(chǔ)層有效改造體積小，每進(jìn)行一次體積壓裂，同期對(duì)比油井綜合含水就上升一個(gè)臺(tái)階（見圖1），說明剩余油有效動(dòng)用難度越來越大，現(xiàn)有技術(shù)條件下多輪次體積壓裂單井增油提升幅度有限，已難以實(shí)現(xiàn)效益增產(chǎn)。

圖1 22 口井三次體積壓裂后含水隨生產(chǎn)時(shí)間變化關(guān)系曲線

1.3.2 水平井重復(fù)壓裂 A 區(qū)水平井平均水平段長855 m，初期改造單井入地液量為3 000～7 000 m3，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油11.7 t，但整體入地液量相對(duì)較小，遞減快，第一年自然遞減達(dá)到50%～60%，目前單井產(chǎn)量2.37 t，采出程度僅1.93%，剩余油豐富，近幾年通過試驗(yàn)水平井大規(guī)模蓄能體積壓裂措施提高單井產(chǎn)量[5]，取得一定成效。

其中2019 年優(yōu)選3 口相鄰邊部低產(chǎn)水平井實(shí)施壓前注水補(bǔ)能+段間加密布縫+原層重復(fù)壓裂的連片蓄能體積壓裂工藝，平均單井改造10.3 段，單段加砂120～150 m3，施工排量7.0～8.0 m3/min，單段入地液量1 500～1 800 m3，單井費(fèi)用1 308 萬元，單井日產(chǎn)油由1.2 t 大幅提高至11.2 t，但后期液量下降快、遞減大，目前生產(chǎn)616 d，單井日增油2.7 t，單井累增油2 480 t，預(yù)計(jì)有效期內(nèi)單井增油3 600 t，投入產(chǎn)出比1:0.79，無法實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

2020 年通過優(yōu)化壓前注水補(bǔ)能液量、優(yōu)化壓裂液體系和提升工具性能等手段持續(xù)降本增效，在單段壓裂參數(shù)相較2019 年實(shí)施井提升20%的基礎(chǔ)上，單段措施費(fèi)用降至100 萬元，共實(shí)施8 口，單井均采用段間加密補(bǔ)孔體積壓裂5 段改造方式，初期單井日增油6.0 t，目前生產(chǎn)270 d，單井日增油4.0 t，單井累增油875 t，但在注水補(bǔ)能和壓裂過程中有42%的鄰近油井見水，共損失油量1 380 t，影響較大。

整體上大規(guī)模蓄能體積壓裂能大幅提高水平井單井產(chǎn)量，但整體費(fèi)用高，單段措施費(fèi)用超過100 萬元，施工周期長，平均占井時(shí)間6～7 個(gè)月，鄰井影響大，效益水平低，現(xiàn)階段難以規(guī)模推廣。

2 影響油井正常產(chǎn)能的主要因素

2.1 結(jié)蠟情況

A 區(qū)原油組分中C18以上飽和烷烴占比達(dá)到33.6%～43.7%，C23～C27等硬蠟比例占到石蠟總質(zhì)量的88.4%，而有天然防蠟劑之稱的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)比例卻僅4.6%，導(dǎo)致該區(qū)原油易結(jié)蠟且析蠟點(diǎn)溫度較高（26 ℃），整體結(jié)蠟比例高達(dá)51.6%，平均結(jié)蠟周期僅102 d，且后期油井普遍放壓生產(chǎn)，油層脫氣嚴(yán)重，近幾年原油物性測試顯示該區(qū)原油密度和黏度逐漸增高（見表1），說明地層原油中重質(zhì)組分占比升高，地層流體滲流阻力增加。

表1 A 區(qū)油藏近幾年原油測試物性

2.2 結(jié)垢情況

A 區(qū)注入水或壓裂、修井用水為洛河層水，水型為MgCl2型，富含SO42-，該區(qū)地層水為CaCl2型，富含Ba2+、Sr2+等離子，兩者配伍性很差，混合后極易生成BaSO4、SrSO4等酸不溶垢（見表2），造成地層孔隙堵塞，該區(qū)油井結(jié)垢井比例高達(dá)59.9%，平均結(jié)垢周期121 d，遠(yuǎn)超全廠平均水平。

表2 A 區(qū)注入水及地層水主要離子成分對(duì)比

各種因素導(dǎo)致A 區(qū)長X 油層普遍存在有機(jī)和無機(jī)堵塞，通過該區(qū)垢樣分析，該區(qū)垢型主要為有機(jī)和無機(jī)混合垢，其中垢樣中有機(jī)組分占比14.9%，酸溶性無機(jī)組分占比15.6%，不溶組分占比69.6%，對(duì)依靠自然能量開發(fā)的油藏影響較大，影響油井正常生產(chǎn)（見表3）。

表3 A 區(qū)垢樣組分

2.3 水平井井筒問題

該區(qū)水平井井筒長期未處理、井筒狀況復(fù)雜，2015-2020 年共實(shí)施各類水平井措施45 口，其中井筒處理困難井38 口，放棄處理5 口，共額外產(chǎn)生磨鉆、刮削、套銑等各類工序205 次，同時(shí)由于水平井初期壓裂改造規(guī)模相對(duì)較大，單井加砂量400～1 200 m3，溶解氣油比相對(duì)較高，造成部分水平井在生產(chǎn)過程中存在出砂影響，近幾年共實(shí)施沖砂措施8 口，其中6 口存在出砂現(xiàn)象，平均單井出砂1.7 m3。

水平井井筒出砂、結(jié)垢等因素嚴(yán)重影響已壓裂段簇產(chǎn)能貢獻(xiàn)，根據(jù)水平井吸水和產(chǎn)液剖面測試統(tǒng)計(jì)分析，其中不產(chǎn)液/微產(chǎn)液段簇占比高達(dá)72%，僅有28%的射孔段簇正常產(chǎn)液。據(jù)統(tǒng)計(jì)日產(chǎn)液小于2.0 m3的水平井共75 口，平均僅1.2 m3/d，75 口井平均水平段長706 m，百米產(chǎn)液貢獻(xiàn)僅0.17 m3，與單井控制體積嚴(yán)重不匹配。

3 效益增產(chǎn)技術(shù)研究及實(shí)施效果

3.1 低成本解堵

3.1.1 技術(shù)原理 針對(duì)A 區(qū)有機(jī)垢和無機(jī)垢的混合垢類型，優(yōu)化低成本解堵體系[6]，采用多段塞復(fù)合解堵思路，同時(shí)清除井筒內(nèi)蠟、垢及炮眼和近井地帶的有機(jī)垢、無機(jī)垢堵塞，完成井筒、炮眼和近井地層的整體清潔疏通，恢復(fù)油井產(chǎn)量。

解堵劑1 為表面活性劑，主要依靠活性分子的滲透傳質(zhì)、膠束吸附和乳化降黏等作用，清除有機(jī)蠟質(zhì)、胍膠殘?jiān)?，同時(shí)降低膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分黏度，提高原油流動(dòng)性，室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)顯示在40 ℃條件下，1.5%～2.0%濃度的解堵劑1 能夠?qū)⒃宛ざ冉档?0%～90%，大幅提高原油流動(dòng)性（見圖2），解堵劑1 的濃度優(yōu)化為1.5%～2.0%。

圖2 原油降黏率隨解堵劑1 濃度變化曲線

解堵劑2 為酸性解堵劑，由氨基磺酸溶液、緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑、黏土穩(wěn)定劑和絡(luò)合物組成，通過酸溶、絡(luò)合等作用，清除碳酸鈣垢和部分鋇鍶垢等無機(jī)堵塞物，同時(shí)還具有防止二次沉淀、降低套管腐蝕等作用，測試腐蝕速率為2.3 g/（m2·h），小于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，滿足從油套環(huán)空不動(dòng)管柱注入。通過對(duì)比不同濃度解堵劑2 對(duì)無機(jī)垢溶蝕作用（見表4），優(yōu)化解堵劑2 濃度為5.0%～10.0%。

表4 不同濃度解堵劑2 對(duì)無機(jī)垢溶蝕作用

3.1.2 實(shí)施效果 定向井共實(shí)施26 口，均采用不動(dòng)管柱實(shí)施，在套管注入過程中采取解堵劑1、解堵劑2 混合注入模式，充分接觸蠟垢等堵塞物，單井解堵劑用量為20～40 m3，初期日增油達(dá)到14.0 t，當(dāng)年生產(chǎn)200 d，年底日增油8.0 t，累增油達(dá)到1 206 t，并持續(xù)有效，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)保持平穩(wěn)，單井施工費(fèi)用為3.0 萬元，是體積壓裂費(fèi)用的3.3%，油價(jià)按60 美元/桶計(jì)算，當(dāng)年投入產(chǎn)出比為1：3.9，是體積壓裂的7.4 倍，實(shí)現(xiàn)利潤223 萬元，效果效益顯著。

水平井共實(shí)施6 口，平均單井費(fèi)用7.5 萬元，日增油7.2 t，累增油1 280 t，投入產(chǎn)出比1：6.6，實(shí)現(xiàn)利潤240 萬元，其中對(duì)2 口井實(shí)施沖砂/磨鉆+低成本解堵措施，單井日增油2.1 t，單井累增油380 t，效果最好，單井費(fèi)用12.0 萬元，投入產(chǎn)出比達(dá)到1:7.9。與重復(fù)壓裂水平井對(duì)比，低成本解堵單井增油幅度有限，但單井費(fèi)用僅為后者的1.5%，效益十分突出。

3.2 增能解堵

3.2.1 技術(shù)原理 針對(duì)A 區(qū)頁巖油地層能量低的關(guān)鍵問題，對(duì)部分油井試驗(yàn)增能解堵技術(shù)。該增能解堵體系由三種段塞體系構(gòu)成，其中a 體系主要由氟碳、烷基苯磺酸鈉等表面活性物質(zhì)組成，能夠同時(shí)起到降低界面張力和潤濕反轉(zhuǎn)作用，提高洗油效率，增加地層原油流動(dòng)性；b 體系主要由10%儲(chǔ)能劑YB 和1%高效起泡劑組成；c 體系為10%引發(fā)劑，與b 體系混合發(fā)生反應(yīng)，生成大量N2、泡沫和熱量，一般1.0 m3儲(chǔ)能劑b 體系與0.1 m3引發(fā)劑c 體系混合后，2 h 即可充分反應(yīng)，可生成12 m3氣體，大幅提高地層能量和排液能力。該體系pH 值為7.0～8.0，測試腐蝕速率為1.5 g/（m2·h），低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，滿足不動(dòng)管柱實(shí)施要求。

3.2.2 實(shí)施效果 該技術(shù)采用700 型洗井車從套管口將a、b、c 體系段塞式注入地層，每個(gè)段塞中間用2.0 m3活性水隔離，在地層進(jìn)行接觸反應(yīng)，施工簡單方便，共實(shí)施9 口，單井解堵劑用量40.0 m3，見效8 口，措施后單井日產(chǎn)液量由0.7 m3提高至1.8 m3，累增油672 t，提液效果較好，平均生產(chǎn)140 d，動(dòng)態(tài)平穩(wěn)，日增油穩(wěn)定在4.5 t，持續(xù)有效。單井措施費(fèi)用為4.0 萬元，投入產(chǎn)出比1:4.6，實(shí)現(xiàn)利潤131 萬元，相比單一的低成本解堵，增能解堵技術(shù)除解除地層堵塞外，還能提高地層能量，增油水平相對(duì)較高也更穩(wěn)定，整體上效果效益更加突出，適應(yīng)性更強(qiáng)，是頁巖油效益增產(chǎn)較好的技術(shù)手段。

4 主要認(rèn)識(shí)及下步建議

（1）A區(qū)頁巖油藏定向井已普遍進(jìn)行1～2 輪大規(guī)模體積壓裂，油層縫網(wǎng)發(fā)育，現(xiàn)有技術(shù)條件下多輪次體積壓裂有效儲(chǔ)層改造體積小、動(dòng)用剩余油難度大、費(fèi)用高、增油空間有限，已難以實(shí)現(xiàn)效益增產(chǎn)，后期不建議實(shí)施。

（2）連片蓄能體積壓裂是大幅提高水平井單井產(chǎn)量和最終采收率的有力措施，但費(fèi)用很高、施工周期長、需連片補(bǔ)能實(shí)施、鄰井影響大、效益水平低，現(xiàn)階段難以規(guī)模推廣。

（3）由于存在結(jié)蠟、結(jié)垢和出砂等影響，A 區(qū)頁巖油目前存在較多產(chǎn)量很低的井，據(jù)統(tǒng)計(jì)約40%的油井自然產(chǎn)能未能充分發(fā)揮，低產(chǎn)井?dāng)?shù)量大、占比高，對(duì)該類井低成本解堵、增能解堵和沖砂+小型解堵等低成本措施適應(yīng)性強(qiáng)、增產(chǎn)潛力較大、單井費(fèi)用僅是體積壓裂的1.5%～3.3%，效益十分突出，可作為目前階段A 區(qū)頁巖油效益增產(chǎn)的首要方向。