重復壓裂工藝在南翼山油田的研究及應用

姜楠，董家濱，楊建軒，杜全慶，陶成學

1.中國石油青海油田分公司采油四廠（甘肅 敦煌 816499）

2.中國石油青海油田分公司工程技術(shù)處（甘肅 敦煌 816499）

0 引言

南翼山油田為低孔、低-特低滲難采油田，其中主力油藏為III、IV、V油層組的淺油藏。油田開發(fā)表現(xiàn)為自然產(chǎn)能低下、甚至無產(chǎn)能，因此措施改造是南翼山淺油藏增儲上產(chǎn)的最有效手段。根據(jù)長期開發(fā)實踐指導，III、IV、V 油層組主要采用壓裂投產(chǎn)增產(chǎn)措施，酸化效果不明顯。結(jié)合南翼山往年壓裂增產(chǎn)的單井產(chǎn)量分析，可以判斷出儲層改造潛力在逐步降低。同時由于油田持續(xù)開發(fā)，目前已完成III、IV、V油層組的細分工作，并完善開發(fā)綱要、重新調(diào)整井網(wǎng)，井距已加密至最小，繼續(xù)在老區(qū)部署新的加密井位難度很大。為了進一步穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)，在繼續(xù)勘探新區(qū)、尋找新層的同時，必須考慮老井老層的新出路。

通過對南翼山油田各油層組近年來壓裂施工規(guī)模的分析，發(fā)現(xiàn)2016 年之前水力壓裂的油井，由于井控設備壓力等級、施工設備水馬力受限，理念相對落后，工藝相對保守，導致施工規(guī)模與現(xiàn)階段相比較小，造成裂縫的高度和長度都未達到儲層充分改造的目的，儲層改造體積有限，改造效果一般。同時考慮到生產(chǎn)過程中黏土和巖石顆粒運移及化學結(jié)垢和沉積引起裂縫堵塞、支撐劑在較高的閉合應力作用下破碎率增加或嵌入裂縫壁面，壓裂投產(chǎn)生產(chǎn)周期較長的井，裂縫導流能力逐步降低，甚至失去作用。為增產(chǎn)和經(jīng)濟效益開發(fā)，迫切需要尋找能“讓老井煥發(fā)新活力”的工藝技術(shù)，使這類井能夠提高單井產(chǎn)量，實現(xiàn)油藏增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的開發(fā)目標。本文通過國內(nèi)外技術(shù)調(diào)研，結(jié)合油田生產(chǎn)實際，采用重復壓裂工藝、優(yōu)選井層工作開展現(xiàn)場項目試驗，進行增產(chǎn)效果分析、經(jīng)濟效益評價和工藝技術(shù)總結(jié)，為油田開發(fā)后期穩(wěn)油控水、提高采收率提供了思路、積累了技術(shù)經(jīng)驗。

1 重復壓裂工藝現(xiàn)狀

1.1 國內(nèi)外重復壓裂工藝現(xiàn)狀

國外早在20 世紀50 年代就已經(jīng)開始重復壓裂[1]，受當時技術(shù)水平與認識水平的限制普遍認為，重復壓裂僅是原有水力裂縫的延伸或重新張開已經(jīng)閉合的裂縫，且施工規(guī)模必須大于前次的2～4 倍方可見效。到了20世紀80年代，在重復壓裂機制、油藏數(shù)值模擬、壓裂材料、壓裂設計、施工等方面進行研究攻關，獲得的主要認識有：①重復壓裂的水力裂縫方位可能與第一次形成的裂縫方位有所不同，即重復壓裂可能產(chǎn)生新的水力裂縫；②重復壓裂應重新優(yōu)選壓裂材料；③對于致密油氣藏，重復壓裂設計的原則是增加裂縫長度[2]。

進入21世紀，開始向暫堵轉(zhuǎn)向重復壓裂工藝進一步發(fā)展，即“堵老裂縫、壓新裂縫”重復壓裂工藝，使裂縫轉(zhuǎn)向，即形成新的裂縫[3]。從而采出最小主應力方向或接近最小主應力方向泄油面積的油氣，實現(xiàn)控水增油。

1.2 重復壓裂工藝機理

由于不同方向的水平應力在重復壓裂施工過程中可產(chǎn)生誘導應力，因此新的裂縫將在最小應力的方向上逐步形成[4]，一般可通過補射孔、使用縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向劑配合重復壓裂施工，實現(xiàn)效益開發(fā)。目前國內(nèi)外的重復壓裂方法主要包括3 種：原有裂縫延伸、層內(nèi)壓出新裂縫和轉(zhuǎn)向重復壓裂。

1.2.1 原有裂縫延伸

在油井的持續(xù)開采過程中，由于物性條件的逐漸變化，老裂縫加速閉合，滲透率大幅下降，產(chǎn)量減少。對此可通過重復壓裂施工，對原有的裂縫進行延伸并重新填充支撐劑，增大導流能力，恢復甚至提高油井產(chǎn)量[5]。

1.2.2 層內(nèi)壓出新裂縫

由于油層縱向上存在非均質(zhì)性，會導致層內(nèi)矛盾突出，可通過采取補射孔后重復壓裂改善產(chǎn)液剖面[6]，從而取得很好的效果。

1.2.3 轉(zhuǎn)向重復壓裂

在長時間對油田的不斷開采后，油井進入高含水期，產(chǎn)油量大幅下降[7]。這種情況下可對老縫進行封堵，同時開展重復壓裂，實現(xiàn)控水增油的目的。而轉(zhuǎn)向劑、暫堵劑[8]的強弱直接影響控水增油的效果，結(jié)合室內(nèi)實驗優(yōu)選轉(zhuǎn)向劑、暫堵劑，能更大程度地對油井進行再次開發(fā)，增加經(jīng)濟效益[9]。

1.3 南翼山油田重復壓裂工藝研究方向

結(jié)合南翼山油田過去壓裂施工情況，依據(jù)重復壓裂控水增油機理，初步確定在以下3 種情況老井上開展重復壓裂工藝：①初次壓裂失敗，未形成新裂縫；②初次壓裂所造裂縫已失效；③初次壓裂規(guī)模小，需延伸裂縫擴大規(guī)模。

2 重復壓裂工藝現(xiàn)場應用

以有效提高采油速度為目的，針對因前期儲層改造未成功、施工規(guī)模小、裂縫失效、效果變差等原因造成低產(chǎn)低效的問題，以問題為導向，通過對單井“以往施工規(guī)模、歷史生產(chǎn)動態(tài)、剩余油分布”為主的論證依據(jù)進行措施潛力評估，結(jié)合評估結(jié)果，開展“堵老縫、開新縫”的暫堵轉(zhuǎn)向重復壓裂工藝[10]。

2.1 重復壓裂設計思路

1）工具：由于南翼山油田油水井生產(chǎn)壓力較低，鉆井時采用壓力等級為35 MPa的套管頭。而根據(jù)新井新層壓裂投產(chǎn)一般施工壓力在40～60 MPa，選用承壓差不低于70 MPa、耐溫不低于70 ℃的壓裂封隔器。同時為了保護井口和套管，必要時可以打平衡壓，在分段壓裂管柱的設計上，加入頂封設計。

2）液體：參考南翼山油田淺油藏儲層平均溫度57.3 ℃，為降低措施施工泵入液體對儲層的傷害，采用易破膠、殘渣少的低濃度胍膠壓裂液作為主液?？紤]到需要在老井老層上提高儲層改造效果，借鑒體積壓裂中的滲析置換理念，試驗滲析驅(qū)油壓裂液體系，加入表面活性劑，經(jīng)室內(nèi)實驗測試在溫度60 ℃的耐溫耐剪切性能良好。

基液配方：0.25%胍膠+0.02%NaOH+1%KCl+0.2%QGC 表面活性劑；基液pH 值9～10，基液黏度18 mPa·s；交聯(lián)劑：25%低濃度胍膠交聯(lián)劑；交聯(lián)比：100∶2.5；交聯(lián)時間：60～120 s。

3）泵注：在壓裂施工的前置液階段，為避免裂縫扭曲帶來的加砂困難，加入若干個低砂比支撐劑段塞，以達到打磨近井地帶裂縫的目的；在攜砂液階段，為有效堵塞老縫、壓開新縫，實現(xiàn)復雜縫網(wǎng)，利用暫堵轉(zhuǎn)向劑配合施工，即壓裂時讓優(yōu)勢通道暫時堵塞，施工結(jié)束后由于暫堵轉(zhuǎn)向劑可以溶解，重新解放老縫；在頂替階段，由于是采用封隔器分段壓裂工藝，為了使分層壓裂滑套順利打開，確保下一層順利施工，采用過頂替技術(shù)，杜絕滑套沉砂。

考慮南翼山油田近年來已經(jīng)成熟的直井縫網(wǎng)壓裂工藝體系，采用大液量、高排量、高砂比施工規(guī)模，以造短寬縫、建立復雜縫網(wǎng)為目的，設計參數(shù)見表1。

表1 直井分段重復壓裂設計施工參數(shù)

4）暫堵劑加量優(yōu)化：隨著縫口暫堵轉(zhuǎn)向液的持續(xù)注入，裂縫內(nèi)濾餅不斷增厚和加長，最后在裂縫內(nèi)形成一定長度和一定滲透率的纖維濾餅充填帶。根據(jù)前期施工數(shù)據(jù)進行軟件擬合，得出前期施工形成的裂縫參數(shù)；

計算封堵裂縫的體積：

式中：H為縫高，m；W為縫寬，m；L為封堵深度，m。

通過對暫堵材料在溶解性、與壓裂液配伍性、承壓能力等參數(shù)的測定，最終確定南翼山油田裂縫轉(zhuǎn)向需要的暫堵材料配方（表2）。

表2 暫堵材料復合承壓能力條件下纖維與顆粒比例

5）支撐劑：通過對比不同種類支撐劑，依據(jù)室內(nèi)實驗從圓度、硬度、導流能力進行分析，由于南翼山淺油藏措施層位較淺，閉合壓力較小，最終選用石英砂（平均粒徑0.425～0.850 mm）作為支撐劑。

2.2 優(yōu)選井層開展現(xiàn)場試驗

通過對單井“以往施工規(guī)模、歷史生產(chǎn)動態(tài)、剩余油分布”為主的論證依據(jù)進行措施潛力評估，同時評價南翼山IV 油組邊部構(gòu)造應用重復壓裂工藝的效果，在南翼山油田IV 油組構(gòu)造的西北端、東端共計選擇6井次。

以南淺5-08 井為例，該井位于構(gòu)造東端，且地層壓力系數(shù)在0.5以上，地層能量偏低。電測顯示：通過電測曲線觀察，物性、含油性如圖1所示。

圖1 南淺5-08井測井解釋成果圖（部分）

生產(chǎn)情況：2007年9月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液6.7 m3，日產(chǎn)油2.6 t，含水60.1%；2014 年5 月補孔壓裂III-58、IV-4、5、10，目前日產(chǎn)液2.8 m3，日產(chǎn)油0.3 t，含水88%，累計產(chǎn)油6 315 t，累計產(chǎn)液14 146 t。

儲量基礎：南淺5-08 井單井控制儲量9 900 t，采出程度63.8%，剩余儲量較豐富。

鄰井情況：鄰井投產(chǎn)后初期平均日產(chǎn)液11.1 m3，平均日產(chǎn)油2.9 t，目前平均日產(chǎn)液4.4 m3，平均日產(chǎn)油0.6 t。根據(jù)鄰井產(chǎn)液剖面解釋III-58、IV-4、5號小層均有一定產(chǎn)出。

產(chǎn)吸情況：從吸水剖面分析，IV-4、5、10號小層均有一定能量補充，根據(jù)地層壓力可確定注水見效。

歷史壓裂情況：具體壓裂施工參數(shù)及特殊情況見表3。

表3 南淺5-08井歷史壓裂情況

南淺5-08 井位于構(gòu)造東端，物性、含油性較好，剩余可采儲量較高且地層能量得到一定補充，主力產(chǎn)層未壓開，歷史施工規(guī)模較小，且該井井筒良好，固井質(zhì)量合格，具備重復壓裂措施潛力。

2.3 現(xiàn)場實施情況

本次項目以“改規(guī)模、堵老縫、開新縫”為目的，實施暫堵轉(zhuǎn)向重復壓裂工藝，共計開展6井次21層段的現(xiàn)場試驗，平均單井日增油1.37 t，當年累計增油2 101 t（表4）。

表4 南淺5-08井等6口井重復壓裂生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.3.1 南淺5-08井

2007、2014 年對該井壓裂投產(chǎn)、補孔壓裂最高施工壓力44.6 MPa，最大排量3.6 m/min，平均單段施工液量110 m3，單段加砂量12 m3。

2021 年重復壓裂最高施工壓力55.1 MPa，最大排量6.1 m3，平均單段施工液量178 m3，單段加砂量20 m3，第一、二段前置液中各加入暫堵纖維50 kg、暫堵顆粒（1～5 mm）80 kg。暫堵后第一段起壓3 MPa、第二段有3.8 MPa 起壓，說明有一定效果（圖2）。

圖2 南淺5-08井壓裂施工實時監(jiān)測曲線圖

但每段破裂后施工壓力下降較快，分析可能是近井地帶地層存在污染，且地層存在一定的能量虧空。

重復壓裂前該井油壓、套壓均為0，日均產(chǎn)油0.2 t，日均產(chǎn)液2.8 m3，含水88%；施工后油壓、套壓分別為0.5、0.6 MPa，日均產(chǎn)油1.2 t，日均產(chǎn)液7 m3，含水80%，日均增油1 t，效果較好。

2.3.2 南淺22-04-1井

2015年對該井壓裂投產(chǎn)最高施工壓力42 MPa，最大排量2.4 m/min，平均單段施工液量85 m3，單段加砂量12 m3。2021 年重復壓裂最高施工壓力57.3 MPa，最大排量6.0 m3，平均單段施工液量267 m3，單段加砂量24.8 m3，第一、二段前置液中各加入暫堵纖維20 kg、暫堵顆粒（1～5 mm）60 kg。暫堵后第一段起壓7.3 MPa、第二段有7.9 MPa 起壓，說明暫堵轉(zhuǎn)向形成新的支縫，構(gòu)成了復雜縫網(wǎng)，重復壓裂效果明顯。

重復壓裂前該井油壓、套壓均為0，日均產(chǎn)油0.3 t，日均產(chǎn)液0.7 m3，含水51%；施工后油壓、套壓均為0.7 MPa，日均產(chǎn)油3.7 t，日均產(chǎn)液8.4 m3，含水47%，日均增油3.4 t，效果較好。

2.3.3 南淺2-09-1井

2016 年對該井壓裂投產(chǎn)最高施工壓力28.3 MPa，最大排量3.2 m3，平均單段施工液量134 m3，單段加砂量12 m3。

2021年重復壓裂最高施工壓力60 MPa，最大排量6.0 m3，平均單段施工液量185 m3，單段加砂量18.3 m3，第一段前置液中加入暫堵纖維30 kg、暫堵顆粒（1～5 mm）60 kg。暫堵后第一段起壓3.2 MPa，有一定效果。

重復壓裂前該井油壓、套壓均為0，日均產(chǎn)油1.7 t，日均產(chǎn)液4.2 m3，含水51%；施工后油壓、套壓均為0.4 MPa，日均產(chǎn)油1.8 t，日均產(chǎn)液4.9 m3，含水55%，效果不明顯。

2.3.4 南淺23-13-1井

2015 年對該井壓裂投產(chǎn)最高施工壓力30.5 MPa，最大排量3.4 m3，平均單段施工液量131 m3，單段加砂量8.9 m3。

2021 年重復壓裂最高施工壓力57.1 MPa，最大排量5.5 m3，平均單段施工液量160 m3，單段加砂量13.6 m3，第一、二、三段前置液中各加入暫堵纖維35 kg、暫堵顆粒（1～5 mm）85 kg。暫堵后第一、二、三段分別起壓4.2、5.5、7.0 MPa，說明暫堵轉(zhuǎn)向形成新的支縫，構(gòu)成了復雜縫網(wǎng)，重復壓裂效果明顯。

但第一段暫堵后施工壓力下降較快，結(jié)合測井解釋分析該層物性一般，可能存在溝通老縫，導致施工壓力快速下降。

重復壓裂前該井油壓、套壓均為0，日均產(chǎn)油1.3 t，日均產(chǎn)液5.6 m3，含水72%；施工后油壓、套壓均為0.5 MPa，日均產(chǎn)油2.1 t，日均產(chǎn)液5.6 m3，含水55%，日均增油0.8 t，有一定效果。

2.3.5 南淺23-06-1井

2016 年對該井壓裂投產(chǎn)最高施工壓力40.1 MPa，最大排量3.6 m3，平均單段施工液量108 m3，單段加砂量10 m3。

2021 年重復壓裂最高施工壓力62.5 MPa，最大排量6.0 m3，平均單段施工液量230 m3，單段加砂量18.3 m3，第一、二、三段前置液中各加入暫堵纖維20 kg、暫堵顆粒（1～5 mm）60 kg。暫堵后第一、二、三段分別起壓5、3、6.5 MPa，說明暫堵轉(zhuǎn)向形成新的支縫，構(gòu)成了新的復雜縫網(wǎng)，重復壓裂取得了一定效果。

重復壓裂前該井油壓、套壓均為0，日均產(chǎn)油0.5 t，日均產(chǎn)液1.2 m3，含水52%；施工后油壓、套壓均為0.4 MPa，日均產(chǎn)油2.5 t，日均產(chǎn)液5.6 m3，含水45%，日均增油2 t，效果較好。

2.3.6 南淺23-05-1井

2016年對該井壓裂投產(chǎn)最高施工壓力47 MPa，最大排量4 m3，平均單段施工液量139 m3，單段加砂量14 m3。

2021 年重復壓裂最高施工壓力57.1 MPa，最大排量6.0 m3，平均單段施工液量188 m3，單段加砂量16.1 m3，第一、三、四段前置液中各加入暫堵纖維50 kg、暫堵顆粒（1～5 mm）100 kg。暫堵后第一、三、四段分別起壓6.4、0.8、1.3 MPa，暫堵后起壓較小，但結(jié)合監(jiān)測曲線分析，暫堵后施工壓力下降緩慢，說明存在新支縫被打開，重復壓裂有一定效果。

重復壓裂前該井油壓、套壓均為0，日均產(chǎn)油1.1 t，日均產(chǎn)液2.5 m3，含水52%；施工后油壓、套壓均為0.6 MPa，日均產(chǎn)油2.3 t，日均產(chǎn)液7 m3，含水60%，日均增油1.2 t，效果較好。

2.4 經(jīng)濟效益評價

南淺5-08 井等6 口重復壓裂井平均單井壓裂施工費用70.73 萬元，共計費用424.39 萬元。重復壓裂后單井日均增油1.37 t，當年累計增油2 101 t。以油價3 175 元/t 計算，回收667.12 萬元，盈利約242.73萬元（表5），當年投資回報率157.2%。

表5 南淺5-08井等6口井重復壓裂經(jīng)濟效益評價數(shù)據(jù)統(tǒng)計

3 結(jié)論

1）南翼山油田淺油藏多數(shù)油井生產(chǎn)過程中存在近井地帶結(jié)垢、砂堵或裂縫閉合可能性，結(jié)合施工情況分析，多數(shù)井起縫壓力均較高、暫堵轉(zhuǎn)向過程中存在升壓且壓降較低，重復壓裂工藝在開新縫上取得了一定效果。

2）對比一般壓裂工藝，重復壓裂使用暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)，在針對老井老層的施工過程中，實現(xiàn)堵老縫、壓新縫，從而采出最小主應力方向或接近最小主應力方向泄油面積的油氣，達到了更充分改造生產(chǎn)儲層的目的，實現(xiàn)了老井的增產(chǎn)增油。

3）南翼山油田淺油藏2016 年以前的老井在措施改造時排量較低（3～4 m3/min）、單段液量較?。?0～140 m3），造縫長約40 m、縫高約12 m?，F(xiàn)結(jié)合縫網(wǎng)壓裂技術(shù)，重復壓裂施工時排量達到6～7 m3，單段液量160～220 m3，模擬縫長達到55 m、縫高達到16 m，提高了措施改造面積和縫網(wǎng)復雜程度。

4）在開發(fā)過程中多種因素導致油井附近應力場發(fā)生變化，因此通過暫堵劑實現(xiàn)水平最大應力方向上的壓力阻擋可改變裂縫起縫方位，使重復壓裂打開新縫和縫內(nèi)轉(zhuǎn)向，但無法人工控制裂縫轉(zhuǎn)向角度及方位。下步計劃在實施重復壓裂時開展微地震監(jiān)測解釋工作，進一步評價論證新縫開啟方位、論證重復壓裂中暫堵轉(zhuǎn)向有效性。

5）進行經(jīng)濟效益評價當年投資回報率約157.2%，考慮遞減，施工后1 年的投資回報率約207.1%，施工后2 年的投資回報率約273.5%，具備大范圍推廣的可行性。