三塘湖油田非常規(guī)油藏水平井復合重復壓裂技術

向洪 張堅平 張?zhí)锾? 楊飛 崔翔

關鍵詞：三塘湖；非常規(guī)油藏；水平井；重復壓裂；細分補孔；壓前補能；驅油

0 引言

三塘湖油田的馬56 區(qū)塊P2t 儲層和牛東區(qū)塊C2k 儲層為典型的裂縫型非常規(guī)油藏［1］，儲層物性極差，非均質(zhì)較強，無自然產(chǎn)能，常規(guī)直井壓裂開發(fā)效果較差， 無法實現(xiàn)儲量的有效動用［ 2］。自2013 年起，吐哈油田公司通過勘探開發(fā)實踐證實，水平井體積壓裂技術是實現(xiàn)這類非常規(guī)油藏有效動用的關鍵［3］。然而，勘探開發(fā)初期體積壓裂技術的現(xiàn)場應用效果并不理想，首次壓裂改造規(guī)模小、排量低，“縫控儲量”低［4］；實施大段少簇路線，段距和簇間距較大，存在未動用層段，儲層動用程度比較低［5］；同時由于油藏采取衰竭式開發(fā)，儲層天然裂縫發(fā)育，地層壓力降低后未能及時補充地層能量，導致部分井存在初產(chǎn)高，產(chǎn)量下降快，采收率低的問題［6］。針對該類低產(chǎn)低效水平井，如何通過重復壓裂改造實現(xiàn)單井日產(chǎn)油量和累產(chǎn)油量的提高，延緩產(chǎn)量遞減，進一步提高采收率和經(jīng)濟性，成為了油田開發(fā)這類非常規(guī)油藏面臨的重要問題。

近年來，隨著國內(nèi)外開發(fā)非常規(guī)油氣藏技術與認識水平的不斷進步和發(fā)展［7］，水平井重復壓裂技術越來越受到各油田的重視，礦場實施取得了一定的增產(chǎn)效果［8］。如國內(nèi)大慶、長慶、吉林、新疆等油田開展了低改造程度水平井重復壓裂探索試驗，主體采用雙封單卡、套內(nèi)封隔器滑套等機械封隔分段壓裂工藝，單井產(chǎn)量達到復壓前的 2～3 倍［9］，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［10］。筆者以三塘湖油田非常規(guī)油藏低產(chǎn)低效水平井為研究對象，圍繞提高單井產(chǎn)量和采出程度目標，在分析水平井低產(chǎn)低效原因基礎上，以剩余油研究為基礎，在剖析儲層剩余油分布特征評價和前期重復壓裂總結認識的基礎上，從2021 年起配套形成了細分補孔、壓前補能、擴大改造體積、提高滲吸驅油效率以及裂縫導流能力的復合重復壓裂技術，取得了較好的增產(chǎn)效果和經(jīng)濟效益。

1 水平井低產(chǎn)低效原因及剩余油潛力分析

三塘湖油田自2013 年應用“水平井+體積壓裂”技術開發(fā)非常規(guī)油藏以來，實現(xiàn)了儲量的有效動用，但是存在單井產(chǎn)量差異較大，產(chǎn)量遞減快，累計產(chǎn)量低的問題（一般低于1×104 t）。以馬56 區(qū)塊致密油為例，在2013?2016 年期間共投產(chǎn)水平井55 口， 投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油達到13.5 t，但存在高產(chǎn)井少，產(chǎn)量遞減快，大部分井一次投產(chǎn)累產(chǎn)油和采收率低的問題，無法實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)，統(tǒng)計數(shù)據(jù)見表1，其中初期日產(chǎn)油＜5 t 的井為邊部井和套損井。

通過對前期投產(chǎn)水平井壓裂效果分析，導致水平井低產(chǎn)低效的主要原因有3 個方面。

（1） 初次改造規(guī)模小、排量低，井間存在大量未動用剩余油。三塘湖油田非常規(guī)油藏在開發(fā)初期采取400 m 排距布井，受當時體積壓裂理論認識及施工條件等客觀因素限制，改造規(guī)模較?。▎味渭由傲?0～60 m3 之間， 加砂強度1～1.2 t/m 之間），施工排量低（11～12 m3/min 之間），整體改造程度低，有效縫網(wǎng)延伸規(guī)模有限，采出程度低，井間仍存在大量未動用剩余油。根據(jù)壓恢試井解釋，馬56 塊致密油人工裂縫半長僅41～89 m，遠小于400 m 排距，“縫控”儲量低；井間生產(chǎn)動態(tài)反應表明，絕大部分基礎井網(wǎng)井壓裂或吞吐時鄰井無動態(tài)反應，有動態(tài)反應的井組僅占9.1%，井間動態(tài)反應低； 水平井取心資料表明， 在排距僅為70～85 m 條件下，未發(fā)現(xiàn)前期鄰井壓裂施工時支撐劑，取心巖心可見明顯的油跡滲出特征，含油性較好，證實了井間還存在未波及到剩余油儲量。

（2） 大段少簇，段、簇間距較大，儲層有效動用程度低，段、簇間存在遺留“甜點”。在2016 年以前，水平井體積改造以大段少簇為指導思路，單段段長大都在100～120 m 之間，平均簇間距30～40 m 之間。根據(jù)產(chǎn)液剖面測試結果（見表2），部分射孔簇未能得到有效動用，統(tǒng)計4 口井共射孔82 簇，射孔簇動用率僅為64.6%，射孔厚度動用程度63.5%，近30% 的簇未得到動用，且低產(chǎn)油簇比例高，存在未動用潛力區(qū)［11］。同時由于采取大簇距射孔，裂縫間距大，存在未改造區(qū)域，人工裂縫不能完全控制段簇間的流體流動，導致該區(qū)域地層原油滲流阻力增大、有效滲流距離減小而遞減幅度大［12］。

（3） 開發(fā)早期由于改造強度低、施工液量少，同時采取衰竭式開采，隨著地層壓力的不斷降低，在缺少外來能量補充和驅替條件下，地層中原油流動能力不足，導致產(chǎn)量降低。遞減規(guī)律分析表明，馬56 區(qū)塊致密油首年遞減率大于50%，預測一次采收率僅有2.47%。

（4） 裂縫長期導流能力下降。隨著開發(fā)和生產(chǎn)時間的不斷延長，人工裂縫內(nèi)的導流能力不斷下降，導致已改造儲層內(nèi)流體滲流通道逐漸失效，裂縫遠端的流體更加難以流動，產(chǎn)量下降。研究表明，對于低滲透油藏，裂縫長期導流能力僅為短期導流能力的10%～20%［13］。

2 水平井復合重復壓裂技術路線

針對三塘湖油田非常規(guī)油藏水平井低產(chǎn)低效原因，在剩余油潛力評價以及前期重復壓裂總結的基礎上，重復壓裂設計思路主要圍繞擴大改造體積、補充地層能量、提高滲吸效率及裂縫支撐效果共4 個方面進行3 個結合開展優(yōu)化。一是將原有裂縫重復改造與細分補孔加密新縫相結合，實現(xiàn)水平段縫內(nèi)、縫間以及井間剩余油的充分動用，提高“縫控儲量”；二是將補充地層能量和滲吸驅替相結合，實現(xiàn)地層能量的有效補充以及復雜縫網(wǎng)條件下原油的高效滲吸置換，提高滲吸驅替效率；三是將擴大改造體積與提高裂縫有效支撐效果相結合，實現(xiàn)重復壓裂復雜縫網(wǎng)條件下裂縫的有效支撐和高導流能力，提高長期增產(chǎn)效果，如圖1 所示。

3 水平井復合重復壓裂關鍵技術

3.1 細分補孔

由于在開發(fā)初期，水平井初次改造存在壓裂規(guī)模小以及段、簇間距大的問題，從而導致儲層整體動用程度低。通過數(shù)值模擬和礦場實踐證實，當水平段簇間或者段間距離比較大時，通過第一輪注水吞吐后，在裂縫附近及縫間仍具有較高的含油飽和度（So） 分布，儲層動用程度較低，剩余油潛力依然較大。多輪次吞吐之后，儲層動用范圍進一步擴大，裂縫附近的含油飽和度降低，在此情況下，常規(guī)吞吐難以繼續(xù)挖潛剩余油，隨后通過提壓注水吞吐，形成裂縫溝通新縫洞后，裂縫附近含油飽和度重復進行分布，可明顯改善吞吐效果，如圖2 所示。因此結合現(xiàn)場實際，制定了三塘湖油田非常規(guī)油藏水平井細分補孔原則：（1） 初次改造時段間距＞30 m，簇間距大于25 m；（2） 優(yōu)選氣測值高、油氣顯示好的位置補孔；（3） 補孔層段套管及固井質(zhì)量情況良好，避開套管接箍； （4） 射孔方式采取多簇射孔， 5～6 簇/段， 1m/簇；（5） 補孔后段、簇間距控制在10 m 以內(nèi)。通過細分補孔+改造后，能夠提高人工裂縫所控制的段、簇間流體的流動范圍，減小流動阻力和滲流距離，從而實現(xiàn)產(chǎn)量的提升。

3.2 壓前補能優(yōu)化

低壓低滲油藏在生產(chǎn)后期，地層能量快速下降是遞減難以控制的主要原因之一。根據(jù)滲流力學基本理論，壓前和壓裂過程中注入大規(guī)模液體并燜井增壓，能大幅提高近井地帶的水相飽和度、水相壓力和低壓區(qū)的儲層孔隙壓力，從而提高地層壓力保持水平，實現(xiàn)增產(chǎn)的目的［14］。因此，為了提高重復壓裂效果，壓前進行有效的能量補充是關鍵。采用數(shù)值模擬可知：向地層注入液量越大，地層壓力上升越高。當注入5 000 m3 液體時，30 d 后地層壓力上升1.10 MPa；當注入15 000 m3 液體后，30 d 后地層壓力上升3.13 MPa，隨著地層壓力的升高，單井累計產(chǎn)液量也越高。在補能液量優(yōu)化方面，主要基于單井虧空體積以及注液壓力，形成了注采比和注水壓力2 個關鍵判別參數(shù)。結合現(xiàn)場實踐，要求注采比＞2，注水停泵壓力大于上次壓裂停泵壓力，可實現(xiàn)有效的地層能量補充。

3.3 縫內(nèi)+縫間多級暫堵壓裂技術

3.3.1 暫堵劑的選擇及用量優(yōu)化

由于初次壓裂改造規(guī)模小，并且段、簇間距較大，重復壓裂思路將原有裂縫重復改造與細分補孔加密新縫相結合，實現(xiàn)水平段縫內(nèi)、縫間以及井間剩余油的充分動用。優(yōu)選了高強度水溶性暫堵劑，承壓能力達到40 MPa，24 h 內(nèi)可完全降解，內(nèi)含表面活性劑，有利于返排。結合縫內(nèi)+縫間暫堵工藝技術需求，配套1～5 mm、5～8 mm 和11～13 mm 組合粒徑暫堵劑，其中1～5 mm 和5～8 mm 小粒徑暫堵劑主要為縫內(nèi)暫堵，11～13 mm 大粒徑暫堵劑主要為縫間暫堵，根據(jù)不同粒徑暫堵劑的封堵作用，形成了分級優(yōu)化和用量優(yōu)化依據(jù)，提高暫堵效果。在分級優(yōu)化方面，以首次壓裂停泵壓力為基礎，結合前期認識按照停泵壓力差值3 MPa 以內(nèi)以及物性條件相近的層段進行分級暫堵優(yōu)化，提高重復壓裂改造均勻性，考慮到現(xiàn)場施工因素，分級數(shù)量最多不超過4 級。而在用量優(yōu)化方面，則形成各種暫堵劑用量計算公式，指導重復壓裂方案優(yōu)化設計。

3.3.2 加砂方式優(yōu)化

為了提高重復壓裂改造體積及支撐劑遠端支撐效果，加砂方式由前期的多段塞+連續(xù)加砂施工工藝優(yōu)化為全程連續(xù)加砂施工工藝，盡可能將更多的支撐劑在施工早期往裂縫遠端輸送，進一步提高支撐裂縫縫長，同時也使裂縫支撐剖面更加均勻，中遠端裂縫導流能力得到提高，延長裂縫有效期。為配合全程連續(xù)加砂工藝，提高施工排量，由初期的10～12m3/min 提高至15～16 m3/min，進一步提高儲層改造體積和縫網(wǎng)復雜程度，通過軟件模擬不同加砂方式和排量下的支撐劑裂縫半長結果見表3，按照單簇液量300 m3，加砂量30 m3 進行模擬。

3.4 滲吸驅油與燜井時間優(yōu)化

隨著水平井生產(chǎn)時間的延長，導致在近井筒和裂縫區(qū)域儲層含油飽和度以及地層壓力下降后，常規(guī)滲吸采油方式難以挖潛剩余油［15］。為了進一步提高老井采收率，需要采用驅油劑等新的注入介質(zhì)提高驅替效果［16］。針對牛東區(qū)塊和馬56 區(qū)塊原油，通過室內(nèi)實驗評價分別優(yōu)選了超低界面張力的表面活性劑類驅油劑GX-1、GX-2，如圖3 所示，可以看出，超低界面張力驅油劑GX-1、GX-2 在質(zhì)量分數(shù)0.15%～0.80% 范圍內(nèi)，油水界面張力可達到10?2 mN/m 級別，具有優(yōu)良的降低油水界面張力效果［17］。該驅油劑系列還可有效改變巖石潤濕性，將巖樣表面的潤濕性由中性弱親油改變?yōu)槿跤H水，從而提高壓裂作業(yè)后的水驅油動力，利于提高水驅油采收率［18］。

此外該驅油劑與壓裂液具有良好的配伍性能，懸砂實驗評價結果表明，經(jīng)該超低界面張力活性劑改性后支撐劑的沉降速度較改性前降低22.6%，可以提高壓裂液的懸砂性能，支撐劑沉降時間變長后，有利于增加支撐縫半長［19］。在滑溜水和壓裂液中復配質(zhì)量濃度為0.3%～0.5% 驅油劑，大排量注入儲層中，通過壓裂進行二次補能的同時，實現(xiàn)復雜縫網(wǎng)條件下原油的高效滲吸置換，進一步提高滲吸驅替效率［20］。在壓裂完成后進行合理燜井，確保油水充分滲吸置換和壓力擴散［21］。依據(jù)驅油劑室內(nèi)滲吸置換平衡時間和燜井期間不同區(qū)塊壓力下降情況，綜合優(yōu)化牛東區(qū)塊燜井時間為20～30 d 之間，馬中區(qū)塊燜井時間為10～15 d 之間。

4 現(xiàn)場實施效果

2021?2022 年期間，在三塘湖盆地馬中和牛東區(qū)塊非常規(guī)油藏共實施水平井細分補孔+多級暫堵重復壓裂23 井次，壓前各井根據(jù)儲層虧空情況及井組注水吞吐量優(yōu)化補能液量1 000～8 000 m3 之間，保證單井注采比2 以上，主壓裂階段平均單井用液量1 600 m3，加砂量122.7 m3，暫堵劑455 kg，暫堵級數(shù)2～3 級，施工排量14～16 m3/min 之間，暫堵升壓值由前期3～5 MPa 提高至5～10 MPa，升壓持續(xù)時間大幅度提升，說明實現(xiàn)了新縫的有效開啟。重復壓裂后根據(jù)不同的區(qū)塊優(yōu)化燜井10～30 d，有效率100%，單井產(chǎn)量大幅提高，平均單井日產(chǎn)油量由復壓前2.2 t/d 提高至10.5 t/d，日增油達到8.3 t。截止目前大部分井仍在有效期內(nèi)，平均單井累計增油已超過1 400 t，單井最高累計增油超過3 000 t，顯示了良好的增產(chǎn)效果。按照油價40 美元/桶計算，平均單井投入產(chǎn)出比達到1∶1.2 以上，具有良好的經(jīng)濟效益。

5 結論

（1） 針對三塘湖油田非常規(guī)油藏水平井首次改造程度低、段簇間距較大的井，通過細分補孔+壓前補能+滲吸驅油+多級暫堵重復改造組合技術可以有效地提高單井產(chǎn)量和采收率，并具有良好的經(jīng)濟效益，對其他類似的非常規(guī)油藏水平井老井提高產(chǎn)量及最終采出程度具有一定的借鑒作用。

（2） 暫堵轉向工藝是水平井重復壓裂技術的關鍵，通過優(yōu)選高強度水溶性暫堵劑，并配套不同粒徑類型的暫堵劑，能夠滿足縫內(nèi)+縫間暫堵壓裂的需求，暫堵升壓值和持續(xù)時間得到提高，保證了暫堵工藝的有效性。

（3） 壓前有效的能量補充是保證重復壓裂效果的關鍵，通過實踐確立了以注采比和注水壓力兩個核心參數(shù)來優(yōu)化單井補能液量，滿足了三塘湖油田非常規(guī)油藏壓前補能的需求。