混合水體積壓裂技術(shù)在安塞油田的應(yīng)用

申 坤，張育超，黃戰(zhàn)衛(wèi)，姬 偉，鐘智勇

(中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西延安 716000 )

混合水體積壓裂技術(shù)在安塞油田的應(yīng)用

申 坤，張育超，黃戰(zhàn)衛(wèi)，姬 偉，鐘智勇

(中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西延安 716000 )

安塞油田屬典型的低壓、低滲、低產(chǎn)“三低”油藏,大部分油井需進(jìn)行重復(fù)壓裂改造才能保證持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，但常規(guī)壓裂工藝技術(shù)增產(chǎn)幅度有限，為此，針對(duì)長A致密儲(chǔ)層的地質(zhì)特征，開展了老井混合水體積壓裂增產(chǎn)技術(shù)研究，分析了實(shí)施混合水體積壓裂的可行性，對(duì)井網(wǎng)、施工參數(shù)、施工工藝、注入方式等方面進(jìn)行了分析和確定。該技術(shù)在安塞油田取得了明顯的增產(chǎn)效果。

安塞油田；特低滲油藏；混合水體積壓裂；適應(yīng)性；

安塞油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中段北部，主力油層長A平均滲透率為(1～2)×10-3μm2，平均孔隙度為11%～14%，是典型的巖性圈閉特低滲透油藏[1]。油田采用反九點(diǎn)法井網(wǎng)開發(fā)，隨著注水開發(fā)時(shí)間的延長，部分油井呈現(xiàn)采油指數(shù)下降、綜合含水上升、裂縫主向油井與側(cè)向油井壓力差異大等特征。分析研究認(rèn)為主要是見效后裂縫閉合、地層滲流能力降低及油水兩相流動(dòng)滲流阻力增大所致。為提高重復(fù)壓裂技術(shù)改造效率，加大對(duì)剩余油的動(dòng)用程度，開展了混合水體積壓裂技術(shù)研究。

1 機(jī)理研究

混合水體積壓裂技術(shù)主要針對(duì)天然裂縫發(fā)育、巖石脆性指數(shù)較高的致密儲(chǔ)層，采用大液量、大排量、大砂量、低砂比及滑溜水與凍膠交替注入方式，開啟天然裂縫并形成有效支撐，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層三維方向的“立體改造”， 提高裂縫導(dǎo)流能力，擴(kuò)大泄油體積，提高單井產(chǎn)量。其增產(chǎn)機(jī)理是將儲(chǔ)層改造的方向由提高人工裂縫泄油面積轉(zhuǎn)化為擴(kuò)大裂縫網(wǎng)絡(luò)與油藏的接觸面積，使油氣從任意方向的基質(zhì)到裂縫的滲流距離最短。 體積壓裂裂縫監(jiān)測(cè)顯示，體積壓裂形成的裂縫網(wǎng)格明顯擴(kuò)展，裂縫幾何尺寸縫長、縫寬分別提高50%與76%。

2 長A儲(chǔ)層基本特征

2.1 地質(zhì)特征

將安塞長A砂巖儲(chǔ)層與國外巴肯致密油藏進(jìn)行對(duì)比發(fā)現(xiàn)(表1)[2]，儲(chǔ)層都具有源儲(chǔ)共生、物性差、巖石脆性指數(shù)高和天然裂縫發(fā)育等特征，同時(shí)長A儲(chǔ)層厚度大，平面兩相應(yīng)力差為2.5 MPa，上下遮擋條件好，分布穩(wěn)定，具備開展大規(guī)模體積壓裂條件。

表1 安塞油田長A儲(chǔ)層與巴肯油藏特征對(duì)比結(jié)果

2.2 井網(wǎng)特征

長A層井網(wǎng)主要以反九點(diǎn)法為主，注水井滲流模型以裂縫型和復(fù)合型為主，見水方向明顯，主向油井見水后，井網(wǎng)轉(zhuǎn)化為排狀注水。排狀注水線側(cè)向反九點(diǎn)井網(wǎng)垂直最大主應(yīng)力方向的油井，不宜見水或含水低，符合大規(guī)模壓裂條件。

2.3 開發(fā)特征

長A油藏采出程度僅為8.76%，水驅(qū)前緣顯示注入水主要沿優(yōu)勢(shì)方向推進(jìn)，平面水驅(qū)具有明顯方向性，側(cè)向水驅(qū)效果差，井間剩余油較富集。油藏平均地層能量保持在90%以上，地層能量充足，需開展增產(chǎn)措施來提高單井產(chǎn)能和采油速度。

3 單井壓裂工藝措施

3.1 水驅(qū)井網(wǎng)

從已實(shí)施的四個(gè)主要油藏的三種井網(wǎng)看，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)中的邊井、避開水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向井和排狀注水側(cè)向井實(shí)施后增油效果好，平均增產(chǎn)倍數(shù)能達(dá)到2.4倍。但水驅(qū)狀況復(fù)雜、見水方向不明的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)措施后液量增幅大，也導(dǎo)致含水上升。以菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)為例：侯市長6油藏水驅(qū)均勻，采出程度11%，實(shí)施10口井，9口井含水上升，平均上升32%；而杏河西南長6油藏水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向明顯，采出程度僅7%，選井時(shí)避開水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向及見水井，共實(shí)施19口，措施后含水僅上升4.2%，當(dāng)年單井累增油520 t。

3.2 施工參數(shù)

(1)排量：針對(duì)單井情況，排量6.0 ～8.0 m3/min最優(yōu)。6.0 m3/min的排量基本能夠滿足天然裂縫開啟所需的凈壓力，但為了產(chǎn)生更多的橫向分支縫，需進(jìn)一步提高縫內(nèi)凈壓力，在8 m3/min以后，凈壓力提升幅度變緩(圖1)。

圖1 縫內(nèi)凈壓力與施工排量關(guān)系

(2)入地液量：從不同壓裂液入地液量與形成帶長關(guān)系可以看出(圖2)，在入地強(qiáng)度25 m3/m時(shí)，帶長最大，之后繼續(xù)加大液量對(duì)帶長影響不大。

圖2 帶長與壓裂液量關(guān)系

(3)加砂強(qiáng)度：當(dāng)單位加砂強(qiáng)度為2.0～2.5 m3/m時(shí)，帶寬達(dá)到了最大值(圖3),如果繼續(xù)增加入地砂量，將會(huì)造成油井過早見水問題。從加砂強(qiáng)度與增產(chǎn)效果看，加砂強(qiáng)度為2.0～2.5 m3/m時(shí)，增油效果最好。

圖3 帶寬與加砂強(qiáng)度關(guān)系

3.3 施工工藝

在具體設(shè)計(jì)思路上，以單井“井網(wǎng)、水線、剩余油”三大地質(zhì)特征為主控因素，采用“控制縫長+多縫”的主體技術(shù)思路，開展暫堵、定向射孔等工藝聯(lián)作方式，以提高改造體積。從實(shí)施工藝分析，分層混合水壓裂措施效果最好。

在菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)區(qū)域，針對(duì)存在多向見水風(fēng)險(xiǎn)的井，先小規(guī)模暫堵壓裂，控制老裂縫、產(chǎn)生新縫，再進(jìn)行混合水體積壓裂，挖掘裂縫側(cè)向剩余油[3]。通過對(duì)王A井試驗(yàn)，裂縫形態(tài)及地應(yīng)力方向出現(xiàn)一定程度變化，暫堵后，壓裂縫網(wǎng)走向從NE69°變?yōu)镹E63°。

對(duì)井網(wǎng)邊部、裂縫側(cè)向剩余油富集和儲(chǔ)層縱向上存在隔夾層的油井，通過定向射孔，誘導(dǎo)改變?nèi)斯ち芽p方向。王B井壓裂時(shí)的井下微地震監(jiān)測(cè)顯示，在射孔方位產(chǎn)生了新裂縫，另外，壓裂時(shí)老縫也得到了延展。

針對(duì)多油層開采、隔夾層發(fā)育和層間物性差異大的油井，采用先封上層壓裂下層，再填砂壓裂上層的辦法，在儲(chǔ)層縱向上形成多條獨(dú)立的裂縫系統(tǒng)，以提高儲(chǔ)層改造體積。

3.4 注入方式優(yōu)化

混合水體積壓裂施工排量大，采用光套管滿足施工要求。對(duì)套管質(zhì)量差及套損井，采用φ88.9 mm加厚油管加對(duì)應(yīng)封隔器及水力錨方式；對(duì)需要暫堵壓裂井，采用油套同注方式。與光套管相比，φ88.9 mm加厚油管注入或油套同注工藝具有三個(gè)方面優(yōu)勢(shì)：一是施工過程容易控制，有效保護(hù)套管，安全性能高；二是能夠做到快速?zèng)_砂排液，縮短壓裂液在地層的滯留時(shí)間；三是能有效提高放噴排液效率。

4 壓裂效果

受儲(chǔ)層物性差及非均質(zhì)性強(qiáng)等因素的影響，儲(chǔ)集層基質(zhì)向裂縫供液能力較差，常規(guī)壓裂技術(shù)僅能形成單一壓裂主縫，且壓裂控制范圍較小[4]。選取油層厚度大、常規(guī)壓裂效果不明顯的油井開展混合水體積壓裂工藝，取得很好的效果。自2012年開始試驗(yàn)，安塞油田共實(shí)施混合水體積壓裂112口，其中有大幅增產(chǎn)井107口，占混合水體積壓裂井總數(shù)的95.5%，至2013年底累計(jì)增油4×104t，混合水體積壓裂井單井日增油是常規(guī)壓裂的1.9倍；2012年，11口混合水體積壓裂井，有效率100%，至2013年年底，仍有效10口井，累計(jì)增油6 160 t，目前平均單井日增油仍1.0 t。

4.1 含水變化情況

混合水體積壓裂技術(shù)實(shí)施后，整體含水上升11.4%，與常規(guī)壓裂基本持平，且含水降幅也快，一般3～6 d恢復(fù)到正常水平；實(shí)施后含水下降井占15%，含水上升在10%以內(nèi)的井占59%，含水上升在30%以上的井占11%，主要在水驅(qū)狀況復(fù)雜、見水方向不明區(qū)域。將杏河區(qū)塊74口混合水體積壓裂井與100口常規(guī)壓裂井進(jìn)行對(duì)比，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)穩(wěn)定后，混合水體積壓裂后，仍略低于常規(guī)壓裂措施后的含水井。但含水超過50%會(huì)影響最終采收率，這就使得選井和參數(shù)設(shè)計(jì)時(shí)，預(yù)控含水上升。

4.2 產(chǎn)量遞減規(guī)律評(píng)價(jià)

混合水體積措施后的遞減率與常規(guī)壓裂相比基本持平，從47口生產(chǎn)滿7個(gè)月井分析(圖4)，措施后第3個(gè)月開始遞減，遞減率保持9%左右，第5個(gè)月以后遞減變緩。2012年實(shí)施井年遞減為25.2%。措施后按照合理流壓，采取參數(shù)優(yōu)化、注水調(diào)整等措施，能有效延長穩(wěn)產(chǎn)期。開展42口參數(shù)優(yōu)化和對(duì)應(yīng)的25口井注水調(diào)整后，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)能延長至8個(gè)月。

圖4 混合水壓裂與常規(guī)壓裂遞減規(guī)律變化情況

4.3 提高采收率預(yù)測(cè)

混合水體積壓裂實(shí)施后，平均采收率提高了2%；從圖5可以看，體積壓裂井與周圍井相比采油速度提高了0.5%；塞130體積壓裂井與周圍井相比提高了0.9%。在含水穩(wěn)定情況下，通過提高采油速度能有效地提高最終采收率。

圖5 塞130、杏河體積壓裂井采油速度變化情況

5 認(rèn)識(shí)及結(jié)論

(1)安塞長A油藏天然微裂縫發(fā)育、水平應(yīng)力差小、脆性指數(shù)較高，適合開展混合水體積壓裂，但應(yīng)根據(jù)不同區(qū)塊特征，優(yōu)化選井原則。

(2)經(jīng)混合水體積壓裂的老井，裂縫帶寬增加明顯，改造體積較常規(guī)壓裂井增加50% 左右。

(3)對(duì)于物性好、厚度大、見效程度低的油層，應(yīng)采取大規(guī)模壓裂工藝技術(shù)；對(duì)存在見水風(fēng)險(xiǎn)的井，應(yīng)采取控制縫長、增加帶寬壓裂技術(shù)；對(duì)于多油層、多方向見水區(qū)，應(yīng)以暫堵、分層及控縫長壓裂技術(shù)為主。

(4)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，壓裂后部分井裂縫形態(tài)及地應(yīng)力方向出現(xiàn)一定程度變化，巖石破裂、延伸程度與油層物性關(guān)系較大。

(5)光套管及三寸油管加封隔器注入方式能滿足壓裂施工需求。由于分層壓裂填砂技術(shù)施工周期長、成本高，因此下步應(yīng)開展不動(dòng)管柱分層體積壓裂技術(shù)研究。

[1] 《中國油氣田開發(fā)志》總編纂委員會(huì).中國油氣田開發(fā)志·長慶油氣區(qū)油氣田卷[M].北京：石油工業(yè)出版社，2011：125-130.

[2] 王曉東.鄂爾多斯盆地致密油層混合水壓裂試驗(yàn)[J].石油鉆采工藝，2012，35(4)：31-33.

[3] 李憲文，樊鳳玲，趙文，等. 轉(zhuǎn)向壓裂工藝在長慶油田的適應(yīng)性分析[J].油氣地質(zhì)與采收率，2010，17(5)：102-104.

[4] 張昊.安塞油田重復(fù)壓裂工藝技術(shù)研究[D].西安：西北大學(xué)，2012.

編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)01-0121-03

2014-08-20

申坤， 高級(jí)工程師，1969 年生，1992 年畢業(yè)于西安石油學(xué)院采油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)與增產(chǎn)措施工作。

TE357.1

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