混合水壓裂工藝技術(shù)研究與效果分析

劉忠能，高 曦，曹培旺，胡方芳，別勇杰，王 凱

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

2013 年油水井大調(diào)查表明，全油田低產(chǎn)低效井（Q＜0.5 t/d）占總井?dāng)?shù)21 %，而采用常規(guī)重復(fù)壓裂增產(chǎn)幅度低，難以提高區(qū)塊整體開發(fā)水平。分析表明造成區(qū)域性低產(chǎn)低效主要有兩方面的原因：儲層物性差，難以建立有效的注采系統(tǒng)[1-4]；常規(guī)壓裂、酸化等措施改造范圍有限，難以動用側(cè)向剩余油[5-9]。針對老油田存在的上述問題，2013 年對耿271 長8 油藏、吳410 長6 油藏優(yōu)選、實(shí)施了13 口混合水壓裂井，實(shí)施效果較好。因此，開展混合水壓裂工藝技術(shù)研究與效果分析，為下一步擴(kuò)大混合水壓裂試驗(yàn)提供參考和依據(jù)。

1 混合水壓裂試驗(yàn)效果分析

1.1 耿271 區(qū)混合水壓裂實(shí)施效果分析

耿271 區(qū)2013 年開展了4 口混合水壓裂試驗(yàn)，有效率100%。截至2014 年7 月，平均有效天數(shù)378 d，累計(jì)增油2 630 t，平均單井日增油0.98 t，平均含水24%。該區(qū)4 口試驗(yàn)井混合水壓裂效果統(tǒng)計(jì)表（見表1）。

從表1 中可以看出，耿271 區(qū)混合水壓裂試驗(yàn)井措施后，含水率由8.9 %上升至15.9 %，沒有明顯變化，采油速度加快，開發(fā)指標(biāo)變好。截止目前，含水率為24 %，與該區(qū)塊整體含水相當(dāng)。對該區(qū)塊4 口井均開展了暫堵+混合水壓裂試驗(yàn)，其中江62-28 井施工效果最理想，增油效果遠(yuǎn)高于另外3 口井，目前日增油2.67 t。

表1 2013 年耿271 區(qū)混合水壓裂效果統(tǒng)計(jì)表

2 次暫堵升壓均超過4 MPa，實(shí)現(xiàn)了既定工藝目標(biāo)。該井微地震監(jiān)測結(jié)果，可以看出，裂縫帶寬明顯增加，縫長得到有效控制，實(shí)現(xiàn)了裂縫轉(zhuǎn)向。

4 口井的日增油量對比（見圖1），從圖1 中可以看出，江62-28 井日增油效果好于另外3 口井。由此表明，針對采出程度較高、側(cè)向剩余油富集的區(qū)塊開展暫堵+混合水壓裂能夠?qū)崿F(xiàn)控縫長、有效動用側(cè)向剩余油的目的，具有較好的增產(chǎn)效果。

圖1 耿271 混合水壓裂井日增油量對比

1.2 吳410 區(qū)塊混合水壓裂實(shí)施效果分析

2013 年混合水壓裂井措施后含水上升幅度大于20 %的井有12 口，吳410 區(qū)有5 口，含水上升明顯，截至2014 年7 月，該區(qū)9 口試驗(yàn)井平均有效天數(shù)406 d，累計(jì)增油5 169 t，平均單井日增油0.98 t，平均含水達(dá)到47.4 %（見圖2）。

從圖2 中可以看出，吳410 長6 油藏試驗(yàn)井含水上升幅度較大，措施后含水上升大于20 %的油井5口，含水上升10 %～20 %的油井2 口，含水上升小于10 %的油井只有2 口。針對吳410 區(qū)措施后含水上升的問題，主要開展了兩個方面的工作：（1）對加砂強(qiáng)度及施工參數(shù)進(jìn)行控制（見表2）；（2）改進(jìn)了施工工藝，開展了下沉劑控縫高試驗(yàn)。

圖2 吳410 區(qū)塊措施后3 個月平均含水增量對比圖

從表2 中可以看出，參數(shù)優(yōu)化后，含水沒有得到有效控制，因此，改造參數(shù)并不是導(dǎo)致措施后含水上升的主要原因。

對旗94-96 井進(jìn)行了下沉劑控縫高試驗(yàn)，該井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油2.3 t，含水13.2 %；措施前，日產(chǎn)油0.8 t，含水27.0 %；混合水壓裂改造過程中加下沉劑40/70 目陶粒10 m3，措施后，日產(chǎn)油1.89 t，含水達(dá)到49.3 %。含水上升沒有得到有效控制，因此，對吳410 中高含水期的儲層改造需慎重。

表2 控參數(shù)實(shí)施效果對比

2 混合水壓裂選井選層標(biāo)準(zhǔn)研究

2.1 混合水壓裂選井選層指標(biāo)分析

由于本廠試驗(yàn)井?dāng)?shù)較少，選取長慶油田公司2013年混合水壓裂試驗(yàn)井為分析對象。含水率、地層能量、改造層位與措施增油量的關(guān)系（見圖3，圖4，圖5）。

圖3 試驗(yàn)井日增油-措施前含水率相關(guān)圖

圖4 試驗(yàn)井日增油-壓力保持水平相關(guān)圖

圖5 老井混合水壓裂分油藏實(shí)施效果柱狀圖

從圖3、圖4 可以看出，油井措施前含水率小于30 %，壓力保持水平在85 %～120 %時，混合水壓裂改造后增油效果相對較好。通過圖5 中不同層位改造效果對比發(fā)現(xiàn)，長6、長8 和部分長4+5 油藏實(shí)施效果較好，結(jié)合耿271 長8 油藏措施后含水上升小、增油效果明顯，可進(jìn)一步擴(kuò)大試驗(yàn)。

2.2 混合水壓裂選井標(biāo)準(zhǔn)

采用模糊評判方法，確立了4 個評判等級：優(yōu)先選擇、次先選擇、慎重選擇、不宜選擇。綜合考慮地層、初次改造及開發(fā)3 大類因素各項(xiàng)指標(biāo)，分析了措施增油量與各參數(shù)的對應(yīng)權(quán)重，對措施效果進(jìn)行了評價(jià)，從而確立了姬塬長8 油藏選井指標(biāo)及分類標(biāo)準(zhǔn)，運(yùn)用該標(biāo)準(zhǔn)選井符合率達(dá)到90 %以上。

3 結(jié)論與建議

（1）吳410 區(qū)混合水壓裂改造后含水上升幅度大，控水困難，工藝適應(yīng)性差。

（2）耿271 區(qū)應(yīng)以多級暫堵+混合水壓裂為主要改造方式。

（3）通過不同油藏混合水壓裂改造效果對比，確立了長6、長8 及部分長4+5 油藏作為混合水壓裂主體改造對象，充分考慮儲層、初次改造及開發(fā)因素，確立了適合姬塬長8 油藏的措施選井標(biāo)準(zhǔn)。

（4）結(jié)合耿271 區(qū)暫堵+混合水壓裂試驗(yàn)情況，進(jìn)一步優(yōu)選暫堵劑，以實(shí)現(xiàn)多級暫堵的目的。

（5）由于混合水壓裂改造規(guī)模、改造體積均增加，油井見水風(fēng)險(xiǎn)增大，下一步需結(jié)合階段試驗(yàn)成果，不斷優(yōu)化調(diào)整選井選層標(biāo)準(zhǔn)，提高工藝適應(yīng)性。

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