特低滲透油藏定面射孔壓裂技術研究與應用

段鵬輝， 雷秀潔， 來昂杰， 張同伍， 康 博

（1. 中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；2. 中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安710018；3. 中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西西安 716000）

安塞油田長6 特低滲透油藏經過多年的注水開發，目前主力區塊均已進入中高含水開發期，受儲層非均質性及微裂縫發育影響，剩余油分布復雜，穩產及提高采收率難度極大。隨著油田開發的深入，剩余油挖潛逐漸由平面、層間和連片向剖面、層內和分散轉變，通過對加密井、檢查井的資料及野外露頭對比分析，并結合測井解釋結果，認為長6 單砂體儲層內的竄流、繞流等“非活塞式”驅替非常嚴重，水驅波及系數較小，水洗程度差異較大，縱向未水洗的油層厚度高達40%以上，剩余油富集區主要集中在油層縱向低滲段[1-2]。近年來，該油田采取了以常規壓裂為主的老井重復改造措施，平均單井增油量小于1.0 t/d，且部分井產量遞減快，有效期短，其主要原因是縱向低滲段難以有效改造。

為了充分動用低滲段剩余油，提高重復改造效果，筆者提出了以控制裂縫高度為主的定面射孔壓裂技術，通過改變射孔方式，并將壓裂施工與控水材料相結合，在較小應力差條件下改造油層低滲段，取得了較好的增產效果，為安塞油田老井特低滲透油藏重復改造探索了新的技術途徑。

1 長6 油藏增產潛力分析

1.1 縱向剖面動用程度低，增產潛力較大

安塞油田已注水開發多年，測井及剩余油監測資料顯示，長6 層縱向高水淹層厚度占比24.7%，而未水淹的低滲段厚度占比34.4%，剩余油飽和度48.1%，剩余油比較富集[3]（見表1）。研究表明，受層內非均質性影響，油井水淹僅僅是局部某一高滲透層段見水，目前注采條件下水驅難以波及低滲及致密層段，形成剩余油富集區[4]。

表 1 長6 層水淹狀況統計Table 1 Statistics on the water flooding condition of Chang 6 Formation

1.2 層內物性差異大，油層低滲段剩余油豐富

依據儲層物性、孔喉特征及自然伽馬等參數，建立了單砂體內部儲量精細劃分標準[5]，并進行了儲量分類：Ⅰ類儲量主要分布在油層物性好的部位，滲透率大于0.8 mD，采出程度較高，容易建立（舌進）水淹通道，水洗程度較高，大部分層段已經高含水，這類油層占比43.7%，層內剩余儲量僅17.9%，挖潛難度較大。Ⅱ類儲量主要分布在油層物性相對較差部位，滲透率0.2～0.8 mD，水驅推進速度慢，采出程度低，這類油層占比33.4%，層內剩余儲量較大，占比29.7%，應是挖潛的重點。Ⅲ類儲量基本未動用，占比22.9%，是今后的增產潛力方向。

表 2 單砂體內部儲量劃分標準Table 2 Division standard for reserves inside the single sand body

2 重復壓裂面臨的問題

安塞油田長6 油藏油層厚度較大，層內非均質性較強，油層高滲段受注水影響較大，含水達到60%以上，油層縱向低滲段剩余油成為挖潛的主要方向，近年來針對性地采取了重復壓裂、補孔壓裂等措施，均未達到理想的增產效果，相關技術措施和工藝面臨諸多問題。

2.1 增產效果逐年變差，老裂縫挖潛潛力不足

根據近年措施效果分析，常規重復壓裂措施增油量呈明顯下降趨勢，措施效果逐年變差，初期單井增油量由1.50 t/d 下降到1.00 t/d，特別是部分井經過多輪次重復壓裂措施后，單井增油量逐次降低，含水率不斷上升，且隨著選井空間的不斷縮小，多輪次措施井已占措施工作量的30%，措施后初期增油量由0.81 t/d 下降到0.67 t/d，含水率上升幅度達13.7 百分點。在原有裂縫進行重復改造已經難以滿足開發需求，需要探索新的技術途徑。

2.2 受層內應力影響，儲層縱向改造不充分

2.2.1 層內應力剖面較弱，裂縫容易突破隔夾層

安塞油田長6 油藏單砂體油層厚度較大，在長期水驅波及作用下，儲層含水飽和度發生變化，巖石力學參數也隨之發生變化[6]。室內巖心測試結果表明，巖石的彈性模量、Biot 系數隨著孔隙壓力的增大而減小；巖石的泊松比隨著孔隙壓力的增大而增大，但增大幅度較小[7]，表明巖石的塑性不斷增強，脆性不斷減弱。在相同孔隙壓力（pp=8.0 MPa）條件下，室內三軸巖石壓縮測試求得儲層水平方向上楊氏模量和泊松比分別為19.6 GPa 和0.28，垂直方向上楊氏模量和泊松比分別為20.3 GPa 和0.24。

研究表明，長期注采條件下巖石的楊氏模量、最小水平主應力等相應發生變化；同時，室內實驗發現儲層非均質性對巖石應力影響較大。綜合考慮巖石力學參數的影響，改進了應力剖面計算模型[8]。綜合考慮層間孔隙壓力變化、巖石力學參數變化結果及非均質性的影響，計算得出長期注采條件下儲隔層應力差為2.2～3.3 MPa。

2.2.2 較小應力差條件下裂縫縱向容易壓竄

為驗證較小應力差條件下重復壓裂后裂縫的擴展特征，利用Stimplan 壓裂軟件模擬了X18-06 井常規補孔壓裂后，在層內較小應力差作用下裂縫的延伸擴展，模擬基本參數為：垂深1 160.00 m，有效滲透率2.0 mD，孔隙度12%。油層上部采用常規螺旋射孔，射孔段1 570.00～1 574.00 m，壓裂施工參數為：砂量10 m3，排量1.0 m3/min，入地液量75 m3。結果表明，壓裂后有70%的壓裂液充填擴展在原裂縫（1 555.00～1 595.00 m 井段），裂縫高度40.00 m, 裂縫縱向竄通明顯，僅有30% 左右壓裂液壓入新裂縫，低滲層段改造程度較低[9]，說明在層內儲隔層應力面較弱情況下常規補孔壓裂難以控制裂縫的縱向延伸（見圖1）。

圖 1 X18-06 井常規壓裂裂縫模擬結果Fig.1 Fracture simulation results for conventional fracturing in Well X18-06

3 定面射孔壓裂技術研究

3.1 技術思路

根據安塞油田長6 儲層特征，要提高油層縱向動用程度，需要控制裂縫高度，盡可能避免新裂縫與原裂縫溝通壓竄[10]。常規螺旋射孔與定面射孔的地層應力分布情況如圖2 和圖3 所示。

從圖2 可以看出，常規螺旋射孔孔眼主要沿垂直方向分布，最大主應力點在垂向分布較密，裂縫易沿著垂直方向起裂貫通，最終形成垂直裂縫。從圖3 可以看出，定面射孔孔眼呈扇形平面分布，由于同一平面內孔眼間的相互影響[11]，最大主應力點在水平方向分布較密，形成水平應力集中面[12]，兩側的最大主應力向中間孔眼集中，引導水力裂縫優先從該平面起裂，并向外延伸擴展貫通形成徑向平面裂縫，從而減緩裂縫的縱向擴展幅度。

圖 2 常規螺旋射孔地層應力分布矢量圖Fig. 2 Formation stress distribution vector plot for conventional spiral perforation

圖 3 定面射孔地層應力分布矢量圖Fig. 3 Formation stress distribution vector plot for fixedplane perforating

圖 4 定面射孔壓裂裂縫擴展模擬結果Fig. 4 Simulation results of fracture propagation on fixedplane perforating and fracturing

3.2 定面射孔壓裂機理分析

3.2.1 裂縫延伸規律

為驗證定面射孔壓裂的裂縫擴展規律，利用有限元軟件Abaqus6 進行建模，研究不同壓力、不同射孔相位角情況下的巖體應力場、變形場及射孔孔道連通-融合特征[13]，得到裂縫延伸擴展規律：在井筒平行于y 軸的情況下，射孔相位角分別為30°，45°，60°，75°和90°時，定面射孔壓裂裂縫主要沿井筒徑向擴展[14]，同一壓力作用下，射孔相位角由30°增大到60°時，裂縫徑向融合面積呈增加趨勢；射孔相位角大于60°時，裂縫徑向融合面積減小，不利于形成徑向裂縫面（見圖4）。綜合分析，射孔相位角為60°條件下裂縫徑向融合面積最大，更有利于裂縫沿徑向擴展。

3.2.2 儲層較小應力差條件下控制縫高

根據W90-242 井油藏地質參數及現場施工情況，建立了地應力剖面模型，模擬定面射孔壓裂對縫高的影響。模擬基本參數為：井深1 200.00 m，有效滲透率2.1 mD，孔隙度12.8%，儲隔層應力差2.0 MPa。在油層上部低滲段進行定面射孔，研究裂縫擴展規律，施工參數以實際為準，該井射孔井段為1 152.00～1 154.00 m，采用102-16-180-70定面射孔槍和SDP44HMX32 射孔彈，射孔密度12 孔/m，加砂量15 m3，排量1.4 m3/min，入地液量60 m3。模擬結果表明：80%左右的裂縫在低滲段擴展延伸（1 140.00～1 160.00 m 井段），裂縫縱向擴展距離得到有效控制[15]，油層低滲段得到有效改造（見圖5）。

圖 5 W90-242 井定面射孔壓裂裂縫模擬結果Fig.5 The results of fractures simulation on fixed-plane perforating and fracturing in Well W90-242

3.3 壓裂參數優化

考慮現場施工條件，在工藝上考慮控制裂縫縱向延伸參數條件，盡可能在施工時將新裂縫縱向高度控制在低滲段油層內部，避免溝通已經水洗的老裂縫，確保能夠充分改造低滲段油層。

3.3.1 施工排量

根據前文2.2 的研究結果，要使儲層壓裂裂縫受儲隔層應力控制，縫內凈壓力需小于3.0 MPa[16]。通過理論計算，得到了凈壓力與排量之間的關系曲線（見圖6）。從圖6 可以看出，要達到控制裂縫高度所需的縫內凈壓力，排量需小于1.6 m3/min；排量大于1.6 m3/min 后，裂縫高度出現突升，儲層縱向裂縫延伸易失控，從而影響改造效果。綜合考慮，施工排量優選為1.4～1.6 m3/min。

圖 6 凈壓力與排量的關系曲線Fig. 6 Net pressure versus discharge capacity curve

3.3.2 液量

為了充分發揮水力裂縫的作用，避免油井過早水淹或壓裂裂縫過長引起水竄，需要研究入地液量對水力裂縫長度的影響，以便確定不同井網形式和井距下的最優水力裂縫參數，設計優化油井壓裂改造方案[17]。安塞油田長6 油藏300 m×120 m 矩形反九點井網經過多年注采，水驅前緣逼近原裂縫周圍，需要控制壓裂裂縫長度。模擬結果表明，入地液量大于80 m3時，裂縫長度大于90 m，裂縫穿透比大于0.3，容易溝通水線。因此，要控制裂縫穿透比小于0.3，最終優化縫長60～80 m，入地液量60～80 m3。

3.3.3 支撐劑及壓裂液優選

為了控制含水率上升，采用選擇性潤濕支撐劑與石英砂支撐劑組合來支撐裂縫，根據儲層閉合應力大小和支撐劑導流試驗評價結果[18]，優選40/70目選擇性潤濕支撐劑與20/40 目石英砂的組合。

為了更好地控制縫內凈壓力和措施后的含水率，前置階段注入10 m3可改變相滲特性的壓裂液，控制裂縫端部含水率，加砂初期加入40/70 目選擇性潤濕支撐劑5～10 m3，利用包裹樹脂技術改變相滲透率，阻止裂縫內含水率的上升；主壓裂階段加入20/40 目的石英砂10～15 m3，采用弱交聯壓裂液作為攜砂液，降低液體黏度及砂比，控制裂縫縱向延伸，平均砂比控制在20%～25%。

4 現場應用

4.1 總體應用情況及效果

安塞油田78 口井的長6 特低滲透油藏應用定面射孔壓裂技術進行了壓裂改造，平均單井增油量1.80 t/d，含水率43.0%。與常規補孔壓裂技術的應用效果相比，平均單井增油量提高0.70 t/d，含水率降低20.0 百分點。從長期生產數據可以看出，該技術增油控水作用明顯，穩產效果較好，且措施效果持續有效（見圖7）。

圖 7 定面射孔壓裂試驗井生產曲線Fig. 7 Production curve of fixed-plane perforating and fracturing test well

4.2 實例分析

W101-232 井位于安塞油田長6 區塊中部，2015年7 月投產，初期產油量2.10 t/d，含水率8.3%；措施前產油量0.68 t/d，含水率70.6%，累計產油量13 460 t。

2017 年6 月，綜合分析該區井網、水驅系統和地層壓力等情況，對W101-232 井長6 下段低滲段油層實施定面射孔壓裂，開發低滲段剩余油。設計采用選擇性潤濕支撐劑，增大裂縫中水的流動阻力，降低措施后的含水率。單井施工參數優化設計為：階段排量1.4 m3/min，前置液注入10 m3可改變相滲特性的壓裂液，攜砂液前段加入40/70 目選擇性潤濕支撐劑5.0 m3，攜砂液后段加入常規20/40 目支撐劑15.0 m3進行裂縫充填，總入地液量75 m3。該井措施后產液量2.98 m3/d，產油量1.63 t/d，含水率35.6%，取得了較好的壓裂增產效果。

5 結論與建議

1）安塞油田長6 油藏老裂縫周圍水驅波及程度較高，儲層縱向低滲段剩余油是油田增產的主要方向。

2）儲隔層應力差變弱對重復壓裂效果的影響較大，對射孔方式、壓裂液（包括控水材料）、支撐劑和施工參數進行優化，形成了定面射孔壓裂技術，解決了應力面較弱條件下的壓裂改造難題。

3）從裂縫監測和壓裂效果來看，定面射孔壓裂實現了縱向低滲段油層的充分改造，增產效果顯著。

4）定面射孔是誘導裂縫沿徑向起裂的重要方式，需進一步研究巖石地應力與裂縫起裂的關系及其影響因素，提高該技術的應用效果。