特低滲透砂巖油藏暫堵轉向壓裂技術研究及應用

楊學武，周美紅，王 軍，杜 周，房玉鳳

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 研究區概況

靖吳油區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西部，長6油藏屬特低滲透油藏（見表1），主力開發區已處于中高含水上升期。受水驅不均影響，低產低效井比例17.9%，通過重復壓裂措施提高單井產量，取得了一定的增油效果，但含水上升問題依然嚴重。

2 研究區生產動態特征

2.1 處于含水上升開發期

靖吳油區長6油藏已逐漸進入中高含水期，隨著開發深入，含水上升，油藏開發矛盾也在逐漸轉化。油藏含水上升規律分析，可以總結為以下幾類：

（1）未見水或低含水井。從投產至今，含水一直低于5%，一方面有注水井的壓力保持；另一方面，注水井間不存在大孔道，不存在突破性見水。

（2）孔隙性或突破性見水。投產初期，經過一段較長時間的無水采油期后，注水井與生產井間形成明顯的優勢通道，含水迅速上升，形成突破性見水。

（3）投產即見水。油井一投產，含水率迅速上升，甚至一投產含水率就在70%左右，主要原因是生產井投產時間較晚，井位處初始含水較高；或油井射孔射開油水層；或油井與注水井存在天然裂縫，投產即與注水連通，形成快速水淹。

2.2 平面剖面剩余油相對富集

從C1長6油藏開采動態分析及剩余油數值模擬研究成果表明：長61單層剩余油平面上富集在油藏中部、南部、壓裂實驗區、ZJ53區西側，有效砂體連片分布的中間部位以及注采井網不完善的井組內。長62單層剩余油平面上富集在油藏北部、ZJ41區、壓裂實驗區和中部產量較好井的井間，南部和ZJ53區，主要富集在產量較好的單井周圍及注采不完善的井組內。

剖面上層間剩余油集中富集在層間非均質性強的滲透性較差層內，整體水洗程度低，而滲透性最好的層間已發生了竄流，造成了大量剩余油的分布。剖面剩余油主要富集在反韻律底部，整體水洗程度較高；正韻律頂部，整體水洗程度較低，剩余油相對富集。韻律砂體內部隔夾層越不發育，剖面水驅效果越差，剩余油越富集，單層內夾層發育數目越少，越容易發生水淹。因為對于單層來說，一般只控制一個單砂體，單砂體內夾層越少，注入水越容易沿高滲條帶突進，造成相應油井過早見水。

表1 靖吳油區長6油藏特征數據統計表

通過對歷年剩余油測試結果及檢查井等資料的分析及剩余油分布規律的研究。認為靖吳長6油藏剩余油分布主要有以下規律：

（1）平面剩余油分布：主要集中在井間分流線附近、兩井之間、儲量失控部位及水驅優勢方向較弱的部位，油層厚度大、儲層物性較好的油藏部位，剩余油富集程度依然較高。

（2）剖面剩余油分布：主要受儲層非均質性和沉積韻律的影響，剖面上主要分布在低滲帶、弱水驅或隔夾層遮擋部位或吸水狀況差的層段，剖面上未水洗的低滲層或弱水洗層段依然存在大量剩余油。因此，含水上升的井依然存在較多的剩余油。

3 不同方式壓裂技術應用

3.1 常規壓裂

（1）經過對2011-2014年靖吳長6油藏的效果統計（見表2），結果表明：四年內，常規壓裂后含水上升幅度均在10%以上，所以，需要對常規壓裂的工藝參數進行優化，控制含水上升。

（2）自2013年將常規壓裂措施井次逐漸減少，同時，2014年對壓裂工藝參數進行控制性優化，不同含水階段，施工參數優化不同，隨著含水率的增大，改造規模減小，加砂強度和砂比逐漸降低，施工排量控制在1.8 m3/min～2.2 m3/min，加砂強度控制在1.95 m3/m～2.30 m3/m，加砂量控制在 20 m3～30 m3，壓裂液入地總液量控制在120 m3～160 m3，而單井增油量提升了0.3 t，但2014年含水依然上升了12.1%。

分析認為，部分油井在長期注水開發過程中，由于天然裂縫和孔隙的發育，隨著注入水水驅前緣的向前推進，壓裂后，因為壓裂裂縫的進一步延伸，水流通道的溝通，出現了壓裂后含水上升的問題。

3.2 暫堵轉向壓裂

3.2.1 技術原理 在水力壓裂過程中加入縫內轉向劑后，使水力壓裂主裂縫通道內暫時形成橋堵，產生升壓效應，從而壓開新的支裂縫或溝通更多微裂縫，在增大油層泄流面積的同時，促使壓裂裂縫向注水線靠近，提高注水見效程度，使油井在增產的同時能夠保持穩產，從而提高采收率[1-3]。

3.2.2 地質選井選層

（1）優選潛力區實施暫堵壓裂，選擇非均質性較弱、注入水推進均勻和穩定，含油飽和度高，有一定初產，地層能量充足區域。

（2）優先選擇油層厚度較大，初期改造規模較小，產液量快速下降，油井堵塞特征明顯的井。

（3）優先選擇油層上下有較好的遮擋層，從生產曲線上看有較長的穩產時間，近期產液明顯下降的井。

3.2.3 工藝思路優化

（1）中高含水主向井前期暫堵壓裂井轉向時機都設計在60%以上，也就是整個泵注程序2/3的階段，優化轉向時機提前，控制主裂縫延伸，充分動用側向剩余油；側向井轉向時機應控制在50%之后，避免過早轉向，導致側向水淹。

（2）低產低效井為了進一步擴大低產井泄流面積，建立有效驅替系統，實施暫堵+混合水壓裂工藝，保證主裂縫延伸同時，盡量擴大側翼支縫的開啟，充分擴大儲層泄流面積，提高單井產能。

3.2.4 工藝參數優化

（1）轉向壓裂縫長和砂量優化[4，5]。通過計算，對于300 m井排距，主向井及側向井距水線的距離分別是424 m和212 m，對于330 m井距，主向井及側向井距水線的距離分別是466 m和233 m，根據縫長與井距之比不能超過0.3，因此優化轉向裂縫垂直距離，主向井轉向裂縫縫長為127 m，轉向后優化加砂量15 m3～20 m3；側向井轉向裂縫縫長64 m，轉向后優化砂量8 m3～10 m3。

表2 靖吳長6油藏常規壓裂效果表

（2）轉向壓裂排量優化。排量越大，流速越高，縫內脫砂概率越小，轉向意圖越容易實現。但反過來說排量越大，縫內凈壓力越大，容易形成復雜裂縫，不利于轉向壓裂意圖的實現。綜合分析認為排量以1.8 m3/min～2.4 m3/min為宜。

（3）暫堵劑加入速度優化。縫內升壓幅度的大小對轉向壓裂成功與否起著至關重要的作用，而縫內升壓主要受暫堵劑加入速度的影響，根據前期暫堵壓裂施工統計升壓幅度隨暫堵劑加入速度的增加而增大，因此優化加入速度50 kg/min～80 kg/min。

（4）暫堵劑用量優化。從現場暫堵劑加量與升壓幅度關系曲線看出，二者并無明顯關系，反映出暫堵升壓不以暫堵劑加量多少為依據，但為了保證暫堵升壓效果，根據施工經驗，優化暫堵劑用量300 kg～550 kg，并實施多級暫堵注入。

3.2.5 現場應用效果

3.2.5.1 整體效果 統計已實施暫堵轉向重復壓裂80井次，有效率93.8%，平均單井日增油1.59 t，措施后含水由47.6%下降到39.7%，含水下降7.9%。

與常規壓裂相比，單井日增油增加了0.34 t，含水下降了15.2%，控水增油效果明顯。因此，暫堵轉向重復壓裂技術是中高含水開發期提高單井產量，控制含水上升一項關鍵技術（見表3）。

3.2.5.2 多級暫堵效果 通過C2油藏二級暫堵與一級暫堵相比，二級暫堵單井日增油1.91 t，比一級暫堵單井日增油多0.40 t，二級暫堵轉向壓裂的含水下降了16.4%，一級暫堵壓裂的含水下降了2.0%，二級暫堵起到了很好的控水增油效果，同時，二級暫堵的暫堵劑用量明顯多于一級暫堵的用量，而入地總液量和加砂量明顯多于一級暫堵的用量（見表4）。

3.2.5.3 主側向井效果 C1油藏主向井暫堵劑單井平均用量315 kg，單井日增油1.67 t，含水下降4.8%。側向井以一級縫內暫堵為主，單井日增油1.36 t，含水上升2.2%，相比而言，主向井的控水增油效果明顯好于側向井（見表5）。

4 結論與認識

（1）暫堵轉向壓裂工藝技術在中高含水期低產低效井挖潛具有良好的措施效果，能夠使主裂縫在延伸的過程中，產生次生縫，進一步動用剩余油，在控水增油方面優化常規暫堵壓裂。

（2）兩級暫堵起到了很好的控水增油效果，在工藝參數方面，兩級暫堵的暫堵劑用量明顯多于一級暫堵的用量，而入地總液量和加砂量明顯多于一級暫堵的用量，具體參數要根據儲層條件進一步優化，有利于進一步提高措施效果。

（3）主向井的控水增油效果明顯好于側向井，暫堵轉向壓裂的轉向時機是取得顯著控水增油效果的關鍵。

表3 不同措施工藝效果表

表4 C2油藏分級暫堵轉向壓裂效果表

表5 C1～C3油藏主側向井暫堵壓裂效果統計表