復(fù)合壓裂技術(shù)在大慶油田Ⅱ、Ⅲ類致密儲層的應(yīng)用

馬克新

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司，黑龍江 大慶 163453）

0 引 言

隨著多年深度開發(fā)，中國東部的老油田常規(guī)油開發(fā)已整體進入高含水階段，重大調(diào)整已基本實施到位，剩余措施潛力低，常規(guī)資源增儲空間小，穩(wěn)產(chǎn)面臨嚴峻挑戰(zhàn)。目前，致密油已成為油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的接替領(lǐng)域，是新增可采儲量和產(chǎn)量的主戰(zhàn)場［1-2］。

壓裂改造是致密油高效開發(fā)的主要手段，針對不同儲層條件，國內(nèi)外各大油田建立了相應(yīng)的壓裂改造工藝模式［3-10］。大慶油田創(chuàng)建了以直井縫網(wǎng)和水平井體積壓裂為核心的致密油有效動用模式，在致密油Ⅰ類儲層中取得重大成功。2019 年在X13試驗區(qū)縫網(wǎng)壓裂投產(chǎn)5 口以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的試油井平均單井試油強度僅為0.14 t/（d·m），同時存在裂縫有效期短、延伸規(guī)模有限等問題，經(jīng)過效果分析與總結(jié)，證實已有技術(shù)與儲層匹配性差，無法實現(xiàn)有效動用，亟需探索適用于Ⅱ、Ⅲ類儲層的壓裂改造技術(shù)。

復(fù)合壓裂技術(shù)是將水力壓裂工藝與其他工藝措施結(jié)合起來的新興壓裂技術(shù)，具有儲層適應(yīng)性好、造縫能力強、裂縫導(dǎo)流能力高、裂縫有效期長、施工復(fù)雜性低和經(jīng)濟效益好等優(yōu)點。在長慶油田應(yīng)用復(fù)合壓裂技術(shù)實現(xiàn)了致密油藏（滲透率為0.1×10?3~0.3×10?3μm2，平 均0.2×10?3μm2；孔 隙 度 為6%~10%，平均9.8%）的有效動用，試驗區(qū)壓裂后3 個月，措施單井最高日產(chǎn)油4.5 t，平均日產(chǎn)油3.0 t，對比井日產(chǎn)油僅為2.2 t，試驗井日產(chǎn)油量提高0.8 t，增產(chǎn)效果明顯［11］。復(fù)合壓裂技術(shù)在長慶油田的成功應(yīng)用，對大慶外圍致密油藏有效開發(fā)具有重要的借鑒意義。

本文以大慶油田X13 試驗區(qū)試油井為研究對象，開展Ⅱ、Ⅲ類致密儲層復(fù)合壓裂試驗，基于裂縫與井網(wǎng)匹配性設(shè)計，優(yōu)化與潛力層相匹配的復(fù)合壓裂工藝，實現(xiàn)井層合理化改造、工藝個性化設(shè)計、儲量立體化控制，探索Ⅱ、Ⅲ類致密儲層的有效改造工藝技術(shù)。

1 試驗區(qū)概況

X13 試驗區(qū)位于大慶長垣外圍X 油田，含油面積3.0 km2，采用450 m×150 m 矩形井網(wǎng)彈性開發(fā)，主要開發(fā)目的層為F 油層，以Ⅱ、Ⅲ類致密油為主，試驗區(qū)儲層縱向上發(fā)育小層較多，有效厚度?。?.1~1.0 m），泥巖隔層厚度小，以分流河道砂為主，呈條帶狀展布。平面砂體規(guī)模較小，井間砂體變化快。

X13 試驗區(qū)天然裂縫以垂直張性裂縫為主，多數(shù)被鈣泥質(zhì)充填，主要分布在粉砂巖中，天然縫不發(fā)育。油水分布復(fù)雜，受巖性及構(gòu)造雙重控制，縱向上整體呈現(xiàn)上油下水，但在巖性控制下油水層交互分布。

大慶油田X13 試驗區(qū)儲層平均孔隙度為9.9%，滲 透 率 為0.4×10?3μm2，單 井 平 均 砂 巖 厚 度 為56.2 m，單井平均有效厚度為14.3 m，孔喉半徑平均為0.27 μm，排驅(qū)壓力平均為5.4 MPa，含油飽和度平均為43.7%。束縛水飽和度較高，為42.0%~45.0%，殘余油飽和度較高，約為40.0%，兩高的特點造成油、水兩相共滲區(qū)范圍窄，為15.0%~36.5%，平均26.0%，可動用油飽和度相對較低［6，10］（圖1）。

圖1 X13試驗區(qū)含水飽和度和相對滲透率、含水率的關(guān)系Fig.1 Relationship of water saturation vs.relative permeability and water cut of X13 test area

微地震監(jiān)測顯示，X13 試驗區(qū)最大主應(yīng)力方向近東西向（圖2）。巖石力學(xué)參數(shù)受巖性控制明顯，結(jié)合相控模擬預(yù)測結(jié)果，試驗區(qū)儲層砂巖自然伽馬為82.7 API，泊松比為0.2，砂巖彈性模量為29.0 GPa，砂巖脆性指數(shù)為47.5%。儲層水平應(yīng)力差為2.0~10.0 MPa，平面上分布特征不明顯，兩向應(yīng)力差平均為3.9 MPa。泊松比、彈性模量參數(shù)表明儲層具有可壓性，依據(jù)脆性指數(shù)、兩向應(yīng)力差參數(shù)分析結(jié)果判斷壓裂后X13 試驗區(qū)儲層具備形成復(fù)雜縫網(wǎng)的條件（表1、圖3）。

圖3 X13試驗區(qū)X5井人工裂縫監(jiān)測結(jié)果Fig.3 Areal distribution of artificial fractures monitoring of Well X5 in X13 test area

表1 X13試驗區(qū)扶余油層可壓性參數(shù)Table 1 Fracability parameters of Fuyu reservoir in X13 test area

圖2 X13試驗區(qū)X21井監(jiān)測人工裂縫方位Fig.2 Artificial fractures orientation monitoring of Well X21 in X13 test area

2 復(fù)合壓裂方案優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)試驗區(qū)地質(zhì)條件及井網(wǎng)特征，考慮投資成本，最大限度提高單井縱向、橫向改造程度，采取與儲層特點相匹配的開發(fā)方式，即在多薄層疊合發(fā)育區(qū)，采用直井大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂，結(jié)合平臺井壓裂的整體優(yōu)化模式，實現(xiàn)布井區(qū)儲量整體動用。

試驗區(qū)壓裂設(shè)計方案優(yōu)化分為2 部分。（1）以地質(zhì)認識為基礎(chǔ)，開展儲層分類評價，優(yōu)選壓裂潛力層位；（2）開展縫網(wǎng)與井網(wǎng)匹配性優(yōu)化，考慮單井控制儲量最大化，明確最佳參數(shù)組合，同時，設(shè)計單層單卡工藝、縫網(wǎng)與井網(wǎng)匹配、復(fù)合壓裂工藝，實現(xiàn)儲層改造工藝個性化設(shè)計。

2.1 儲層分類

根據(jù)試驗區(qū)試油情況，通過定性分析測井曲線形態(tài)，優(yōu)選敏感性強的深側(cè)向電阻率和巖性密度測井曲線開展儲層定量分類，為優(yōu)化井網(wǎng)井距、裂縫參數(shù)提供依據(jù)。

X13 試驗區(qū)儲層發(fā)育中、低鈣情況較多，部分儲層顯示異常高阻現(xiàn)象。通過增加聲波時差曲線，降低評價含鈣儲層含油性的誤差，完善儲層分類電性標準（表2）。結(jié)合不同類型儲層發(fā)育狀況，確定試驗區(qū)Ⅱ類儲量比例為64.71%，Ⅲ類儲量比例為27.21%。

表2 X13試驗區(qū)致密油儲層分類標準Table 2 Classification criteria of tight oil reservoirs in X13 test area

2.2 復(fù)合壓裂層段組合

基于儲層分類評價結(jié)果，按照“保證改造層數(shù)、突出改造重點、確保初期產(chǎn)能、兼顧長遠效益”的優(yōu)化思路，明確3 種壓裂層段組合類型，實現(xiàn)層段組合規(guī)范化，提高縱向改造的合理性。

有效厚度小于8 m、層少、潛力較小的單井，采用能壓全壓、好層單卡的原則，1 個壓裂層段盡可能只壓1 個主潛力層，次潛力層盡可能全部壓裂，提高縱向改造厚度，同時提高全井加砂加液強度，加大主潛力層壓裂規(guī)模，爭取產(chǎn)能達標；上、下隔層厚度大于等于3 m 層實施單卡，隔層厚度小于3 m 層，可通過擴大壓裂規(guī)模實現(xiàn)穿層壓裂，確保各層得到充分改造。

有效厚度大于等于8 m、小于15 m 的單井，分2 段壓不經(jīng)濟，采用好層先壓、差層選壓的原則，選擇主潛力層較集中的層段，壓裂絕大多數(shù)主潛力層，適當(dāng)放棄部分主潛力層和次潛力層，加大主潛力層壓裂規(guī)模，提高單井產(chǎn)能。

有效厚度大于等于15 m 的單井，潛力大，有上、下2 大段潛力段，應(yīng)采用選壓半段、預(yù)留半段的原則，可分2 趟管柱壓裂，先壓裂預(yù)測潛力相對較大的層段，再后期擇機措施改造另一段，既保證初期產(chǎn)能，又保證全井長期累計效益。

2.3 縫網(wǎng)與井網(wǎng)匹配設(shè)計

直井縫網(wǎng)壓裂方案優(yōu)化的關(guān)鍵是壓裂層段與壓裂規(guī)模匹配、縫網(wǎng)與井網(wǎng)井距匹配，實現(xiàn)縫網(wǎng)體系對砂體的控制，最大程度上改造儲層［12?14］。

2.3.1 井網(wǎng)井距優(yōu)化

通過人工油藏地質(zhì)建模和數(shù)值模擬（圖4），優(yōu)化井網(wǎng)設(shè)計和指標預(yù)測，提升開發(fā)效果。由數(shù)值模擬結(jié)果可知，單純縮小井距和排距提高開發(fā)效果的作用不明顯，通過提高壓裂規(guī)模、改善儲層滲流條件是有效提產(chǎn)的關(guān)鍵。增大井排距、加大壓裂規(guī)模能夠提高單井控制儲量、實現(xiàn)單井經(jīng)濟效益最大化。適度縮小井排距，單井控制儲量減小，采出程度及最終采收率提高，整體開發(fā)效果好。通過不同方案對比確定Ⅱ、Ⅲ類儲量采用450 m×150 m 井網(wǎng)進行縫網(wǎng)壓裂彈性能量開發(fā)。

圖4 X13試驗區(qū)地質(zhì)模型Fig.4 Geological model of X13 test area

2.3.2 裂縫半長優(yōu)化

根據(jù)試驗區(qū)儲層發(fā)育特征，通過模擬及分析縫長和累計產(chǎn)油量的關(guān)系，明確各小層最佳半縫長。針對有臨近井井區(qū)，人工改造縫沿井排方向延伸，以井區(qū)砂體寬度（300~800 m）、井網(wǎng)井距、縫間基質(zhì)區(qū)寬度（參考Ⅰ類致密儲層保留20 m）為約束，利用數(shù)值模擬模型分別模擬50、88、125、163、200 m 半縫長條件下的單井日產(chǎn)油量的變化（圖5），隨著半縫長的增加，措施效果變好，設(shè)計有臨近井井區(qū)半縫長160~215 m。針對無臨近井井區(qū)，以井區(qū)河道寬度（200~400 m）為約束條件，優(yōu)化壓裂規(guī)模，實現(xiàn)砂體控制最大化，設(shè)計無臨近井井區(qū)半縫長110~180 m。

圖5 X13試驗區(qū)臨近井不同半縫長的井區(qū)產(chǎn)油量Fig.5 Oil production of well block of adjacent well with different fracture half-length of X13 test area

2.4 復(fù)合壓裂工藝設(shè)計

根據(jù)儲層分類評價、單層單卡工藝設(shè)計、縫網(wǎng)與井網(wǎng)匹配設(shè)計結(jié)果開展“暫堵轉(zhuǎn)向+多粒徑組合支撐+控縫高”的復(fù)合壓裂工藝設(shè)計［15-18］，確保工程設(shè)計支撐油藏設(shè)計結(jié)果，實現(xiàn)各小層充分改造，保障措施效果和效益的最大化。

2.4.1 復(fù)合暫堵工藝

針對試驗區(qū)發(fā)育薄互層、層段內(nèi)無法細分的問題，采用多級縫內(nèi)暫堵技術(shù)，通過二次或多次迂回降排量及后續(xù)升排量，在持續(xù)增加壓力窗口條件下，多級縫內(nèi)暫堵較單級縫內(nèi)暫堵可提高20%~50%縫內(nèi)凈壓力，實現(xiàn)縫內(nèi)多次裂縫轉(zhuǎn)向，且地面施工壓力相近，避免壓力窗口損失。在暫堵位置選取方面，井筒及中井位暫堵易引發(fā)壓力快速上升、施工風(fēng)險高、支縫少等問題，采取縫端暫堵，提高裂縫復(fù)雜程度，增加主縫、支縫密度，實現(xiàn)各小層改造最大化、儲量動用最大化。

以X8 井為例，該井11 號層發(fā)育3 個沉積單元，層間距較小，可作為1 個壓裂段進行封堵設(shè)計?？v向上縫口暫堵2 次。暫堵前，施工排量為6 m3/min，壓力為42.7~54.7 MPa；暫堵后，施工排量保持6 m3/min，壓力為46.3~55.7 MPa，壓力上升1.0~3.6 MPa，通過暫堵轉(zhuǎn)向?qū)崿F(xiàn)X13 試驗區(qū)儲層充分改造。

2.4.2 控縫高工藝

針對壓裂過程中縫高過度延伸導(dǎo)致縫寬變窄、縫長變短、壓裂效果變差的問題［18］，通過分析不同排量和壓裂液黏度條件下裂縫延伸規(guī)律，優(yōu)化裂縫參數(shù)。通過改變排量和壓裂液黏度，實現(xiàn)裂縫延伸的有效控制。以X17 井為例，11、15、17 號沉積單元砂巖厚度為1.0~3.1 m，不存在有效的巖性遮擋和應(yīng)力遮擋。

對不同排量和壓裂液黏度關(guān)系分析可知，高黏壓裂液條件下，排量小于2.5 m3/min 時，裂縫可實現(xiàn)延伸，排量超過3.5 m3/min 或變排量時，縫高難以控制；中黏壓裂液條件下，排量小于3.5 m3/min或變排量時，裂縫可實現(xiàn)延伸；低黏壓裂液條件下，排量小于4 m3/min 時，裂縫可實現(xiàn)延伸。

對不同排量和壓裂液黏度條件下的縫長、縫寬延伸結(jié)果分析可知，低黏壓裂液對縫高的控制可起到顯著作用，但對縫寬控制作用小，且易引起砂堵，雖然提高施工排量可提高縫寬，但排量大于5.5 m3/min 時，易引起裂縫無法有效延伸。因此，采取變排量造縫方式控制縫高。

在確保施工安全和有效控制縫高前提下，優(yōu)化壓裂施工排量：砂體厚度大于6 m、小于等于10 m時，優(yōu)化排量為6 m3/min；砂體厚度大于10 m、小于等于14 m 時，優(yōu)化排量為7 m3/min；砂體厚度大于14 m 時，優(yōu)化排量為8 m3/min。

2.4.3 多粒徑組合加砂工藝

針對薄差層措施后縫寬較窄、濾失量大、地層進砂難、裂縫有效期短等問題，開展滑溜水與多粒徑支撐劑組合的主縫和支縫全支撐試驗。在滑溜水?dāng)y帶下，利用流動性較好的小粒徑支撐劑，流入狹小裂縫、支撐支縫和主縫前端，彌補大粒徑支撐劑的不足；優(yōu)化大粒徑起到支撐主縫內(nèi)和主縫末端作用，兼顧防返吐，彌補小粒徑支撐劑易返吐的問題。通過多粒徑組合優(yōu)勢互補，增加支撐裂縫長度，保持主縫高導(dǎo)流性能，延長支縫有效期，提高措施效果。

大慶油田X13 試驗區(qū)地層閉合壓力梯度約為0.013 MPa/m，潛力層垂深約為1 800 m，地層閉合壓力為23.4 MPa。以X6 井為例，采用多粒徑支撐劑，即以70~140 目、40~70 目、20~40 目的比例為1∶7∶2，采用滑溜水（表觀黏度小于10 mPa·s）攜帶，該體系組合在25 MPa 地層閉合壓力下，導(dǎo)流能力達到35 μm2·cm，能夠滿足裂縫導(dǎo)流能力及增產(chǎn)要求。施工成功率達100%，壓裂后改造效果較好。

3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

3.1 施工規(guī)模參數(shù)優(yōu)化

試驗區(qū)復(fù)合壓裂投產(chǎn)17 口井，平均單井有效厚度為7.2 m，壓裂層段57 個（表3）。有臨近井井區(qū)平均單井半縫長為180 m，邊部無臨近井井區(qū)平均單井半縫長為170 m。應(yīng)用多級縫內(nèi)暫堵10 口，暫堵轉(zhuǎn)向14 次，單級縫內(nèi)暫堵7 口。應(yīng)用變排量控縫高技術(shù)，平均施工排量由前期的7.8 m3/min 下降至6.5 m3/min。

表3 X13試驗區(qū)施工規(guī)模參數(shù)優(yōu)化結(jié)果Table 3 Parameters optimization of operation scale in X13 test area

3.2 現(xiàn)場試驗效果

3.2.1 提高縫控儲量規(guī)模

從裂縫監(jiān)測結(jié)果看，與常規(guī)縫網(wǎng)壓裂技術(shù)相比，復(fù)合壓裂技術(shù)有效增大了裂縫空間的延展性。

通過對比復(fù)合壓裂試驗的X15 井FI31層（圖6） 與常規(guī)縫網(wǎng)壓裂試油的X20 井FI52層（圖7）的裂縫規(guī)?？芍琗15 井FI31層裂縫長、寬分別達到388 m 和97 m，而X20 井FI52層裂縫長、寬僅為191 m 和51 m，二者相比，通過對比復(fù)合壓裂試驗的X15 井FI31層（圖6）復(fù)合壓裂裂縫長度是常規(guī)縫網(wǎng)壓裂的2.03 倍，復(fù)合壓裂裂縫縫寬是常規(guī)縫網(wǎng)壓裂的1.19 倍，復(fù)合壓裂裂縫改造體積是常規(guī)縫網(wǎng)壓裂的2.42 倍，提高了縫網(wǎng)與砂體的匹配性，實現(xiàn)儲層改造和縫控儲量的最大化。

圖6 X15井FI31層微地震事件密度與復(fù)合壓裂裂縫規(guī)模Fig.6 Microseismic events density and composite fracturing scale of FI31 layer in Well X15

圖7 X20井FI52層微地震事件密度與常規(guī)縫網(wǎng)壓裂規(guī)模Fig.7 Microseismic events density and conventional fractures network fracturing scale of FI52 layer in Well X20

3.2.2 改善措施提產(chǎn)效果

試驗區(qū)17 口措施井初期日增油4.1 t，是試油井日增油的1.63 倍，采油強度為0.56 t/（d·m），是試油井采油強度的1.44 倍；試驗區(qū)階段累計產(chǎn)油6 305 t，單井階段累計產(chǎn)油平均為371 t（圖8），預(yù)計單井增加可采儲量1 500 t 以上，是常規(guī)縫網(wǎng)壓裂措施的2.5 倍以上，實現(xiàn)了試驗區(qū)Ⅱ、Ⅲ類致密儲層的有效動用。

圖8 X13試驗區(qū)單井階段累計產(chǎn)油量與時間的關(guān)系Fig.8 Relationship of cumulative oil production vs.time in X13 test area

4 結(jié) 論

（1）基于儲層分類評價結(jié)果，優(yōu)化X13 試驗區(qū)層段組合模式，實現(xiàn)儲層縱向改造最佳化。

（2）優(yōu)化設(shè)計X13 試驗區(qū)壓裂層段與壓裂規(guī)模匹配性、縫網(wǎng)與井網(wǎng)井距匹配性，實現(xiàn)縫網(wǎng)體系對各小層砂體的控制，最大程度上改造儲層。

（3）通過個性化設(shè)計與潛力層相匹配的工藝，形成以“暫堵轉(zhuǎn)向+控縫高+多粒徑組合支撐”為核心的復(fù)合壓裂工藝，實現(xiàn)不同類型致密儲層改造最大化。