超低滲透油藏暫堵壓裂技術(shù)優(yōu)化研究

李凱凱，安 然，瞿 春，王 毅，賀紅云

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710000）

胡A 油藏主力層系為長4+5 層，平均滲透率為0.6 mD，為超低滲透儲層，平均孔隙度13.5%，油層厚度11.3 m，累計動用含油面積61.0 km2，地質(zhì)儲量3 683×104t，該油藏沉積相為三角洲前緣亞相，多期河道砂體切割疊置，縱向隔夾層發(fā)育，層間和層內(nèi)儲層非均質(zhì)性均較強(qiáng)，存在一定的天然微裂縫，平均兩向主應(yīng)力差為5.0 MPa。

該油藏于2007 年開始投入開發(fā)，初期油井均進(jìn)行過大規(guī)模壓裂，單井日產(chǎn)油達(dá)到5.00 t，但受儲層非均質(zhì)性影響，整體水驅(qū)不均、注水見效差、見水井多，油藏平均含水率持續(xù)上升，開發(fā)效果逐年變差。2016 年至2018 年為提高油藏開發(fā)水平、充分動用剩余油，實施大規(guī)模加密措施，井排距由520 m×130 m 縮小為173 m×130 m，目前綜合含水率64.5%，采出程度9.6%，已進(jìn)入高含水率開發(fā)階段。

1 油藏開發(fā)存在的問題

1.1 常規(guī)儲層改造工藝適應(yīng)性變差

近幾年在胡A 油藏共實施重復(fù)壓裂、酸化等增產(chǎn)措施209 井次，但有效率由91.5%下降至74.1%，單井日增油由1.20 t 下降至0.49 t，措施后平均含水率上升幅度由7.6%上升至16.3%，整體上油井措施各項指標(biāo)逐年變差。

胡A 油藏儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，常規(guī)改造工藝以重復(fù)壓裂和酸化解堵為主，主要目的是恢復(fù)原裂縫導(dǎo)流能力和解除近井地帶地層堵塞，隨著采出程度增加及水驅(qū)前緣推進(jìn)，常規(guī)改造工藝動用新區(qū)剩余油難度大、見水風(fēng)險高，導(dǎo)致措施效果逐年變差，隨著油田開發(fā)，常規(guī)儲層改造工藝已不能滿足該區(qū)需求，工藝適應(yīng)性變差。

1.2 剩余油分布復(fù)雜

胡A 油藏長4+5 儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，水驅(qū)不均，生產(chǎn)開發(fā)情況及各類監(jiān)測資料均顯示，該區(qū)在宏觀層面和微觀層面均存在嚴(yán)重的平面和縱向動用不均情況[1]，嚴(yán)重影響油井開發(fā)效果。

1.2.1 宏觀層面 產(chǎn)液剖面顯示縱向不同小層之間產(chǎn)液情況差異很大，部分已射開油層完全不出液，對油井整體產(chǎn)液量貢獻(xiàn)為0；同一小層非均質(zhì)性強(qiáng)，產(chǎn)液能力也相差較大，相同厚度油層產(chǎn)液量最大相差23 倍；同時全區(qū)的含水率分級圖顯示局部地區(qū)水淹井呈條帶狀分布，側(cè)向動用差，剩余油豐富。

1.2.2 微觀層面 胡A 油藏加密井X 為一水淹井，長4+5 層投產(chǎn)時日產(chǎn)純水14.6 m3，取心資料顯示該井水淹層段僅存在局部高滲帶水淹小層，巖心顯示3～5 cm水淹帶與原狀含油層段交互存在，統(tǒng)計5 口水淹加密井取心資料發(fā)現(xiàn)，整體水淹厚度僅占油層厚度的8.6%，該區(qū)數(shù)值模擬也顯示縱向物性較差的低滲小層剩余油豐富。

2 暫堵壓裂工藝優(yōu)化研究

胡A 油藏采出程度低、剩余油豐富，縱向和平面動用程度均較差，針對目前儲層改造工藝存在的問題及剩余油分布特征分析，提高儲層縱向和平面有效動用是改善壓裂效果的重要方向和必由之路，也是暫堵壓裂工藝優(yōu)化的主要內(nèi)容[2-6]。

2.1 暫堵劑優(yōu)選

2.1.1 縫口暫堵球 由于該區(qū)存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性，通過對取心資料相關(guān)測試及縱向應(yīng)力剖面計算，根據(jù)破裂壓力計算公式（1）計算出采油井Y 油層段的破裂壓力剖面值（圖1），可以看出同一個油層由于儲層物性差異，存在多個破裂壓力值，且相互之間差別較大，在壓裂改造時，壓裂液優(yōu)先進(jìn)入破裂壓力較低的小層。由于井眼附近的應(yīng)力集中，破壓之后施工壓力一般會有所下降，破裂壓力較高的區(qū)域很難動用。井下微地震監(jiān)測證實了射孔井段周圍微地震事件分布不均，30%～40%射孔孔眼附近很少或沒有微地震響應(yīng)，有效起裂的孔眼僅占所有射孔孔眼的1/3～2/3[7]。

圖1 油井Y 破裂壓力隨井深變化曲線

式中：Pf-巖石破裂壓力，MPa；σh、σH-分別為水平方向最小和最大主應(yīng)力，MPa；Po-巖石孔隙壓力，MPa；St-巖石抗拉強(qiáng)度，MPa。

暫堵球用來暫時性封堵進(jìn)液較好的已壓開孔眼，使壓裂液進(jìn)入開啟不好或未開啟的孔眼，進(jìn)而壓開縱向未動用小層?？扇苄詴憾虑蚱骄睆綖?9～22 mm，略大于射孔孔眼直徑，溶解時間為10～12 h，承壓能力大于45 MPa，設(shè)計用量為總孔眼數(shù)的0.7～0.8 倍，同時在井口壓裂管匯處安裝高壓投球器設(shè)備，對暫堵球?qū)嵤┩１眉尤搿?/p>

2.1.2 縫內(nèi)暫堵劑 要實現(xiàn)縫內(nèi)有效轉(zhuǎn)向且不影響壓裂過程，暫堵劑應(yīng)滿足以下三個方面要求：（1）暫堵劑滿足一定的抗壓強(qiáng)度，同時具有一定的塑性特征，能對裂縫起到較好的封堵效果，滿足“堵得住、壓不開”；（2）暫堵劑具有可溶性，溶解時間要大于壓裂時間且不宜過長，有利于快速返排且不產(chǎn)生較多殘渣對地層造成二次傷害；（3）暫堵劑性能要好，目前壓裂規(guī)模相對較小，暫堵劑應(yīng)具有用量少、易泵送、升壓快、封堵能力強(qiáng)等特征，可在混砂車連續(xù)加入，否則存在暫堵劑用量過多、泵注不連續(xù)等問題，將嚴(yán)重影響壓裂作業(yè)施工效率。

通過對比暫堵劑室內(nèi)性能評價及現(xiàn)場應(yīng)用情況，優(yōu)選DA 系列和A-ZD 作為胡A 油藏暫堵壓裂工藝的縫內(nèi)暫堵劑（表1）。

表1 縫內(nèi)暫堵劑性能指標(biāo)

2.2 暫堵劑用量優(yōu)化

暫堵劑用量計算方法較多[8]，但現(xiàn)場實踐發(fā)現(xiàn)，按各類方法計算的暫堵劑用量具有較強(qiáng)的不確定性，相同排量下，升壓幅度達(dá)到5.0 MPa 時，不同類型暫堵劑用量差異很大，結(jié)合現(xiàn)場應(yīng)用及室內(nèi)評價實驗，優(yōu)選的DA 系列暫堵劑每級用量為60～80 kg，A-ZD 暫堵劑每級用量在40～60 kg，根據(jù)近幾年施工經(jīng)驗，加入暫堵劑后形成有效暫堵，是轉(zhuǎn)向動用新區(qū)的必要條件，總結(jié)形成了暫堵有效性現(xiàn)場判識方法（表2），根據(jù)壓力情況，現(xiàn)場實時調(diào)整暫堵劑用量，確保暫堵效果。

表2 暫堵有效性現(xiàn)場判識方法

2.3 暫堵劑加入時機(jī)優(yōu)化

2.3.1 中低含水率井 中低含水率井累產(chǎn)相對較低、原裂縫周邊剩余油分布較多，仍有較大改造潛力，選擇在前置液或泵注程序的1/3 處加入暫堵劑：（1）填充老縫，提高其導(dǎo)流能力，同時又抑制主裂縫過度延伸，進(jìn)而形成側(cè)向新縫，動用側(cè)向剩余油；（2）在壓裂一半時投球后暫時封堵原動用小層，憋起高壓，超過物性較差小層破裂壓力，進(jìn)而提高儲層縱向動用。

2.3.2 高含水率井 高含水率井普遍累產(chǎn)較高或為孔隙-裂縫型見水井，原裂縫周邊剩余油分布較少無重復(fù)壓裂價值且存在進(jìn)一步溝通水線風(fēng)險，對該類井的儲層改造以完全動用新區(qū)為目的，在壓裂低替階段加入水溶性暫堵劑，當(dāng)暫堵劑運(yùn)移至射孔段處迅速提高排量座封，在原裂縫縫口處形成暫堵，瞬間形成高壓，超過原未壓裂小層破裂壓力，從而動用新層。該工藝可以避免原裂縫壓裂改造，大幅減少見水風(fēng)險。

2.4 施工參數(shù)優(yōu)化

施工參數(shù)優(yōu)化以提高儲層有效改造為根本目標(biāo)，室內(nèi)填砂管實驗表明井筒排量整體較低時，適當(dāng)增大泵注排量，暫堵材料轉(zhuǎn)向率增大，同時可以增大縫寬、增加縫高，有助于提高儲層縱向動用。適當(dāng)增大壓裂液黏度，暫堵劑顆粒雷諾數(shù)降低，拖曳系數(shù)增大，暫堵材料轉(zhuǎn)向率增大。

具體參數(shù)優(yōu)化：單井加砂量施工排量由1.4～1.6 m3/min提高至1.8～2.4 m3/min，砂比由20.3%提高至28.6%，壓裂液中羥丙基瓜爾膠濃度由標(biāo)準(zhǔn)的0.30%提高至0.35%，平均單井入地液量下降19.6%，同時胡A 油藏地層水與壓裂用水配伍性很差，混合后結(jié)垢嚴(yán)重（表3），在壓裂液中加入濃度0.5%的鋇鍶垢阻垢劑，避免對地層造成二次傷害。

表3 胡A 油藏地層水與壓裂用水主要離子含量

3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

在胡A 油藏實施暫堵壓裂17 口，見效100%，措施后單井日產(chǎn)油由0.36 t 上升到1.83 t，相近壓裂規(guī)模的常規(guī)壓裂單井日增油僅0.49 t，平均含水率由83.8%下降至59.3%，當(dāng)年平均生產(chǎn)160 d，動態(tài)平穩(wěn)，累增油達(dá)到3 570 t，實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)利潤484 萬元，在井排距大幅縮小、措施難度不斷加大的背景下，措施效果效益達(dá)到歷年最好。

從措施后生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，暫堵壓裂有效動用了新區(qū)，剩余油得到進(jìn)一步挖潛，實現(xiàn)了控水增油，油井穩(wěn)產(chǎn)水平顯著提高。暫堵壓裂前后17 口采油井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)符合甲型水驅(qū)曲線，拐點明顯，曲線明顯向累產(chǎn)油坐標(biāo)軸偏移（圖2），預(yù)計最終水驅(qū)采收率提高13.5%，當(dāng)整體含水率達(dá)到90.0%時，累產(chǎn)水量減少54×104m3、減少采出水處理費用972 萬元，預(yù)期效益十分顯著。

圖2 17 口采油井暫堵壓裂前后甲型水驅(qū)曲線

A 井為一口加密采油井，射孔段4.0 m，投產(chǎn)時間短，后期液量下降快，累產(chǎn)油1 430 t，措施前日產(chǎn)液1.4 m3，日產(chǎn)油0.50 t，含水率58.3%。由于該井累產(chǎn)較少，剩余油豐富，對該井實施前置液階段加入暫堵劑改造充填老縫，實現(xiàn)側(cè)向動用，在壓裂過程1/2 階段時加入暫堵球45 個，動用縱向未開啟小層，加砂20 m3，施工排量2.2 m3/min，砂比24.3%。該井初期破裂壓力34.5 MPa，前置液加入A-ZD 暫堵劑60 kg，升壓幅度達(dá)到8.2 MPa，后期施工壓力相對平穩(wěn)，較加入暫堵劑之前平均高4.6 MPa，泵注程序1/2 時投球45 個，將已壓開射孔孔眼封堵，壓力瞬間升高9.1 MPa，新的破裂壓力達(dá)到38.1 MPa，比初期破裂壓力高3.6 MPa，平穩(wěn)后施工壓力提高5.5 MPa（圖3），顯示投球后縱向原未動用小層實現(xiàn)了有效壓裂。該井措施后日產(chǎn)液提高至6.7 m3，日產(chǎn)油3.30 t，含水率38.9%，效果較好。

圖3 A 井壓裂施工曲線

4 結(jié)論

（1）胡A 油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，剩余油分布復(fù)雜，常規(guī)增產(chǎn)工藝儲層改造難度大，難以充分動用側(cè)向及縱向剩余油，措施適應(yīng)性逐年變差。

（2）通過對暫堵劑類型、用量、加入時機(jī)及施工參數(shù)等優(yōu)化，形成了適用于胡A 油藏地質(zhì)及開發(fā)特征的暫堵壓裂技術(shù)體系，該工藝能大幅提高儲層平面及縱向立體改造效果，充分動用剩余油。

（3）暫堵壓裂現(xiàn)場應(yīng)用效果較好，平均單井日增油1.47 t，達(dá)到常規(guī)壓裂的3 倍，平均含水率下降24.5%，控水增油成效顯著，穩(wěn)產(chǎn)水平高，預(yù)計水驅(qū)采收率可提高13.5%，在胡A 油藏長4+5 儲層具有很好的針對性和適應(yīng)性，具有良好的應(yīng)用前景。