水平井薄層壓裂技術(shù)在稀油老區(qū)油藏中的應(yīng)用

魏 波，王漢青，李濤濤

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065）

我國包括大慶、勝利、河南等大部分油田的主力油藏已經(jīng)進(jìn)入高含水開發(fā)差的低滲透層，邊角部位、斷層屋檐下及井網(wǎng)控制差的小砂體轉(zhuǎn)移，此類油藏大部分屬于薄差層。其單層厚度2 m～6 m，隔層厚度2 m～3 m，地應(yīng)力差，一般是4 MPa～8 MPa。稀油老區(qū)油藏滲透率偏低、油層薄、隔層薄且鄰近高含水層。垂直井的井眼軌跡在油層的穿行距離短，很難從這么薄的儲層中生產(chǎn)石油。常規(guī)的壓裂施工過程人工裂縫易竄入水層造成油井壓后大量出水，降低采油效率。有的老區(qū)一次壓裂井已經(jīng)失效，重復(fù)壓裂裂縫沿老縫延伸，達(dá)不到增產(chǎn)效果，油井處于低產(chǎn)低效的狀態(tài)。

由于垂直井和常規(guī)壓裂技術(shù)在開發(fā)稀油老區(qū)薄差層表現(xiàn)出來的一些疑難問題和技術(shù)現(xiàn)狀，結(jié)合水平井和薄層壓裂技術(shù)的優(yōu)勢以及薄差層的自身特點(diǎn)研究適合開發(fā)稀油老區(qū)薄差油層的關(guān)鍵技術(shù)。

1 稀油老區(qū)水平井關(guān)鍵技術(shù)

垂直井開發(fā)稀油老區(qū)薄差層油藏，易出水，生產(chǎn)效率低，沒有經(jīng)濟(jì)效益。利用水平井的水平段在油藏中的穿行距離長來增大油井生產(chǎn)過程中的泄油面積，達(dá)到降低生產(chǎn)壓差，提高采油效率的目的。

1.1 水平井軌跡控制和合理的水平段長度

（1）避水高度，數(shù)據(jù)模擬研究表明：在不同的底部含水層中，水平段的避水高度越大，油井生產(chǎn)效果越好。當(dāng)?shù)撞亢畬拥暮穸刃∮? m 時(shí)，底水能量和水脊進(jìn)活躍變得很弱，因此，水平段的避水高度對油井生產(chǎn)效果有很小的影響，避水高度應(yīng)該維持在3.5 m 以上。當(dāng)?shù)撞亢畬拥暮穸却笥? m 時(shí)，底水能量和水脊進(jìn)活躍變得很強(qiáng)，因此，水平段的避水高度對油井生產(chǎn)效果有很大的影響，避水高度應(yīng)該維持在4 m 以上。在現(xiàn)場施工中，水平段軌跡應(yīng)該盡可能控制在接近油層的頂部。

（2）水平段長度，確定合理的水平段長度必須遵循油水的分布規(guī)律，防止邊底水的過早突進(jìn)，提高水驅(qū)效率和生產(chǎn)效果。數(shù)據(jù)模擬研究表明：水平井的水平段長度應(yīng)該平行于砂體的延伸方向，位于砂體中心。當(dāng)?shù)撞亢畬雍穸刃∮? m 時(shí)，合理的水平段長度是砂體長度的0.6 倍；當(dāng)?shù)撞亢畬雍穸瘸^2 m 時(shí)，合理的水平段長度是砂體長度的0.7 倍。

1.2 生產(chǎn)方法和井位布局圖

現(xiàn)場生產(chǎn)效果表明：注水生產(chǎn)仍然是薄差層底水油藏最主要的生產(chǎn)方式。數(shù)據(jù)模擬研究表明：水平井部署區(qū)的寬度超過300 m，水平井位置應(yīng)該分配在部署區(qū)的中心或者接近中心，這樣可以獲得較好的生產(chǎn)效果。如果水平井部署的位置遠(yuǎn)離部署區(qū)的中心，生產(chǎn)效果將會變得很差。當(dāng)水平井部署區(qū)的寬度大約是100 m時(shí)，水平井應(yīng)該分布在部署區(qū)的中心，水平段應(yīng)該平行砂體的延伸方向。遠(yuǎn)離部署區(qū)的中心，生產(chǎn)效果將會變差。

水平井位置確定之后，在水平井的兩邊布置垂直注水井這樣就形成了規(guī)則的井位布局圖。由于凈產(chǎn)層厚度，規(guī)則的井位布局圖不能形成。根據(jù)油層的開發(fā)狀態(tài)，可以布置250 m～300 m 注采間距的非規(guī)則布局圖。

1.3 合理的產(chǎn)量控制

Permadi 提出了水平井開采底部含水油藏的極限產(chǎn)量公式[5]，水平井的極限產(chǎn)量通過不同的凈產(chǎn)層厚度和井位來計(jì)算，基于這個理論控制合理的產(chǎn)量。

其中：qc－水平井極限產(chǎn)油量，m3/d；kh－油層水平滲透率，10-3μm2；h－凈產(chǎn)層厚度，m；Bo－原油體積系數(shù)，f；μo－原油粘度，mPa·s；L－水平段長度，m；β－滲透率各向異性因子，f；rw－井眼半徑，m；Xe－矩形區(qū)域排水寬度，m；Ye－矩形區(qū)域排水長度，m；S－表皮系數(shù)，f；△γow－油和水的密度差，MPa/m；how－水平段到油水界面的高度，m。

對不同凈產(chǎn)層厚度的水平井極限產(chǎn)量分析得出，當(dāng)水平段位于3 m～5 m 的凈產(chǎn)層厚度的油層頂部時(shí)，極限產(chǎn)量的范圍是2 m3/d～11 m3/d。數(shù)據(jù)模擬研究表明：水平井每天產(chǎn)量越低，水脊進(jìn)越遲，無水生產(chǎn)期越長。為了滿足油田的經(jīng)濟(jì)開采需求，實(shí)際每天產(chǎn)量應(yīng)該維持在一個合理的范圍。通過綜合分析，在早期生產(chǎn)階段，每天的水平井產(chǎn)量應(yīng)該維持在大約15 m3/d。

1.4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

（1）華北區(qū)油田布置了58 口水平井，生產(chǎn)效率達(dá)到24.5×104t。單個水平井采收率大約是15 t/d，是垂直井的2.5 倍。

（2）1.5×108t 的地質(zhì)儲量得到了有效地開采，采出程度從50.7 %提高到83.2 %。

2 稀油老區(qū)薄層壓裂技術(shù)

2.1 控制縫高壓裂技術(shù)

水力壓裂時(shí)，若裂縫向產(chǎn)層上、下無限制的延伸，會造成壓裂后產(chǎn)量低、遞減快、增產(chǎn)有效期短，大大影響了增產(chǎn)增注效果。對于存在底水或氣頂?shù)挠筒兀芽p高度無法控制，容易壓穿氣頂或含水層，造成大量出水出氣。如果裂縫穿入產(chǎn)層上下的非油氣層段，造縫長度相應(yīng)地要減小，供油氣流動的有效裂縫面積極為有限，同時(shí)大量的壓裂液和支撐劑都消耗在產(chǎn)層以外的裂縫中。因此，有效地控制裂縫高度是稀油老區(qū)薄差層增產(chǎn)的必要措施。

2.1.1 變排量控制裂縫高度 通過對壓裂施工排量大小的控制，從而實(shí)現(xiàn)增加裂縫長度、控制裂縫高度的目的。如果油層比較薄并且鄰近含水層，可進(jìn)行小幅度排量躍變，如0.25 m3/min～0.35 m3/min；如果開采油層比較厚或遠(yuǎn)離底水，為了將砂比提得更高，可進(jìn)行大幅度排量躍變，如0.55 m3/min～0.65 m3/min。

圖1 儲層厚度與施工排量對裂縫高度的影響

2.1.2 低粘壓裂液來控制裂縫高度 在確保壓裂液攜砂性能的基礎(chǔ)上，盡量降低壓裂液粘度，降低液體流動壓差，增加裂縫長度。數(shù)據(jù)模擬研究表明：壓裂液粘度對人工裂縫的高度有顯著的影響。研究低粘壓裂液體系就成為有效開采薄層油藏的首要工作?，F(xiàn)場一般使用GRJ+CH 低粘壓裂液體系和DF3A-05 低粘無傷害壓裂液體系。

圖2 壓裂液粘度與裂縫高度的關(guān)系

2.1.3 添加人工隔層 通過上浮式和下沉式導(dǎo)向劑在裂縫的頂部和底部形成人工遮擋層，形成壓差，阻止裂縫高度的進(jìn)一步延伸，繼而達(dá)到控制裂縫高度的目的。粘度越低，控縫劑上浮或下沉的越快，因此對上浮劑可以采用活性水?dāng)y帶，對下沉劑可以采用線性膠攜帶。

2.1.4 應(yīng)用效果 2011－2013 年薄層控縫高壓裂技術(shù)在稀油老區(qū)成功實(shí)施36 井次，占壓裂改造井的29%，累計(jì)增油17 045 t，成為稀油老區(qū)主要的油井增產(chǎn)措施。

A 井儲隔層地應(yīng)力差為6 MPa～7 MPa，計(jì)算隔層厚度需4 m～4.5 m 才能實(shí)現(xiàn)油層壓裂縫高的有效遮擋，通過采用人工隔層技術(shù)，成功實(shí)現(xiàn)了僅3 m 隔層對縫高的有效遮擋。該井壓后得到了一定的增產(chǎn)效果，壓前日產(chǎn)液量4.9 t/油0.5 t，含水88 %，壓后日產(chǎn)液30.7 t/油3.4 t，含水89 %，表明縱向上沒有壓竄鄰近高含水層引起含水率的明顯上升，產(chǎn)量得到明顯提高。

2.2 稀油老區(qū)強(qiáng)制轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)

針對稀油老區(qū)一次壓裂井已經(jīng)基本失效，常規(guī)的重復(fù)壓裂裂縫仍然沿老縫延伸，壓裂效果差，強(qiáng)制轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，通過人工控制裂縫強(qiáng)制轉(zhuǎn)向，有效地溝通剩余油富集區(qū)，提高壓裂效果。

研究表明：受初次人工裂縫和孔隙壓力變化產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力作用的影響，稀油老區(qū)當(dāng)前的水平應(yīng)力差較原始水平應(yīng)力差在減小，并發(fā)生實(shí)質(zhì)性的改變，常規(guī)重復(fù)壓力人工裂縫不能自然轉(zhuǎn)向，導(dǎo)致壓裂效果較差。2.2.1 裂縫轉(zhuǎn)向機(jī)理研究 裂縫轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)實(shí)質(zhì)上就是在壓裂過程中向老縫注入暫堵劑，暫堵劑進(jìn)入裂縫后，產(chǎn)生濾餅橋堵，利用暫堵劑的塑性和支撐劑剛性，可以形成致密地、高于裂縫破裂壓力的人工暫堵墻。按照流體向阻力最小方向流動的原則，促使裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，波及剩余油富集區(qū)域，如果轉(zhuǎn)向的次數(shù)越多，轉(zhuǎn)向距離及轉(zhuǎn)向半徑就越大，產(chǎn)量就得到了有效地提高。

表1 11 口井的現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果

現(xiàn)場結(jié)合油藏特征和剩余油分布狀況，形成了三套轉(zhuǎn)向壓裂工藝技術(shù)。

（1）“老縫處理+暫堵轉(zhuǎn)向+主壓裂”施工工藝技術(shù)：老縫處理：加砂2 m3～3 m3；主壓裂：溝通剩余油富集區(qū)，提高重復(fù)壓裂效果。

（2）“小規(guī)模加砂+暫堵轉(zhuǎn)向+循環(huán)壓裂”施工工藝技術(shù)：支撐縫長：控制在井距30 %以內(nèi)；多級短寬縫：增加泄油面積，防止壓后高含水。

（3）“加砂壓裂+多級暫堵轉(zhuǎn)向+循環(huán)壓裂”施工工藝技術(shù)：施工對象：特低滲難采儲量；多級轉(zhuǎn)向裂縫：增加泄油面積，大幅度提高單井產(chǎn)量。

2.2.2 現(xiàn)場應(yīng)用情況及效果 現(xiàn)場試驗(yàn)了11 口井，試驗(yàn)結(jié)果（見表1）。為了方便，給11 口井編號，從1 到11號。其中5 口井進(jìn)行地面微地震監(jiān)測，結(jié)果表明：裂縫轉(zhuǎn)向率83.3 %。

從表1 可以看出，通過裂縫強(qiáng)制轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)可以使產(chǎn)油量得到明顯的提高，甚至使沒有產(chǎn)量的井又開始生產(chǎn)，雖然有的井含水率有點(diǎn)升高，但是沒有水淹的跡象。

3 結(jié)論

（1）結(jié)合現(xiàn)場的試驗(yàn)結(jié)果，水平井技術(shù)在提高稀油老區(qū)剩余油開采效率中顯示出了重要作用。

（2）為了提高水平井油層鉆遇率，保障水平井投產(chǎn)效果，必須認(rèn)清稀油老區(qū)的油藏特征、儲層展布、剩余油分布、產(chǎn)能狀況、油水關(guān)系及底部含水層厚度，確定避水高度、合理的水平段長度及合理的產(chǎn)量。

（3）通過控制壓裂液粘度、施工排量及裂縫高度等技術(shù)，可使支撐劑有效地填充在產(chǎn)層中。

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