安83 區頁巖油水平井大規模蓄能體積壓裂技術

李凱凱，安 然，岳潘東，陳世棟，楊凱瀾，韋 文

（1.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油田開發事業部，陜西西安 710018）

安83 區位于鄂爾多斯盆地，地質儲量2.2×108t，是長慶油田第一個大規模開發的頁巖油區[1]，其儲層壓力系數為0.75～0.85，自然能量嚴重不足。由于該區注水開發不見效，目前主要開發模式為長水平段水平井自然能量開發，共投產水平井229 口，平均水平段長855 m，初期單井平均日產油11.7 t，第1 年自然遞減達50%～60%，目前單井平均日產油1.4 t，長期處于低產低效狀態。為提高水平井單井產量，在安83 區早期探索了注水補能和重復壓裂措施，但未取得理想效果[2-3]。國內部分油田探索研究了蓄能壓裂技術，其中，吉林油田通過提高壓裂入地液量補充地層能量，擴大儲層改造規模，試驗井增產效果較好，但補能規模有限，且措施后產量仍然下降較快[4]；吐哈油田針對水平井實施了縫網增能重復壓裂技術，通過注水補充地層能量先導性試驗和室內數值模擬確定壓裂前注水量，采用大規?；\統體積壓裂方式進行儲層重復改造，但未充分考慮儲層差異[5]。安83 區頁巖油儲層非均質性較強，需要著重刻畫層間差異。同時，為了實現措施后的長期增產，需要進一步優化蓄能壓裂技術，以滿足高效開發的需求。

為此，筆者在分析注水補能和前期重復壓裂存在問題的基礎上，借鑒其他油田蓄能壓裂理念，采用大規模蓄能體積壓裂技術，通過壓前注水補能設計，優選壓裂層段，優化壓裂管柱及配套工藝，大幅提高了水平井重復改造效果，為低產水平井高效治理提供了較好的技術借鑒。

1 蓄能體積壓裂技術難點

2017 年，安83 區7 口水平井實施重復壓裂措施，單井累計增油僅510.0 t 即失效。前期經驗表明，該區井間連通性強，油水滲吸置換作用較弱，重復壓裂改造規模較小，措施后油井產量下降快，整體效果較差，采用蓄能體積壓裂技術進行改造較為困難。分析認為，存在的技術難點為：

1）壓裂效果減弱快。注水補能雖然在一定程度上可以提高地層能量，但由于對儲層未能有效改造，措施后含水較高，效果差；重復壓裂規模小、入地液量少，地層能量不充足，措施后產量下降快，壓裂效果減弱快，累計增油量較少。

2）受壓裂工具等限制，壓裂規模較小。水平井重復壓裂主要采用雙封單卡壓裂管柱，早期受壓裂井口、直井段和水平段管柱等的限制，儲層改造規模有限，在限壓范圍內，現場施工排量最高僅能達到5.5 m3/min，不能滿足開發需求。

3）儲層初期改造不均勻。安83 區水平井初期射孔一般采用常規火力射孔或雙水力噴射器射孔技術，壓裂作業時進液不均，其中雙水力噴射器在噴砂射孔時存在相互干擾，降低了兩簇同時射開的概率，儲層初期改造不均勻。

4）不易形成復雜裂縫。安83 區最大和最小水平主應力的差在5.00 MPa 左右，微地震測試顯示裂縫長寬比為5:1 左右，縫寬相對較小，裂縫較為單一，不易形成復雜體積縫網。

2 蓄能體積壓裂關鍵技術

針對安83 區蓄能體積壓裂技術難點，開展了壓前注水補能、壓裂工具優化改進和裂縫復雜程度配套技術等研究。

2.1 壓前注水補能

安83 區目前地層壓力為6.20 MPa，壓力保持水平僅34.1%，壓裂前通過原有注水管網對單井籠統注水補能，一方面可以提高地層能量，有助于油井長期穩產；另一方面使原低應力區人工縫網恢復初始壓力，有利于形成新縫，提高儲層有效改造體積。利用注入液量與局部壓力變化的關系式（式（1）），結合單井壓力，確定單井壓裂前注水蓄能用水量，確保地層壓力恢復至原始壓力水平，在提高地層能量和儲層改造效果的同時，促進地層中流體飽和度重新分布，提高油水置換效率[5]。

式中：ΔV為儲層壓前蓄能需增加液量，m3；Ct為儲層綜合壓縮系數，MPa-1；V為裂縫改造入地液量，m3；Δp為增加的儲層壓力，MPa。

安83 區儲層綜合壓縮系數受注入量等影響較小，補能液量與地層局部壓力增加量有較好的正相關性（見圖1）。根據單井所控制的儲層改造體積及目前壓力保持水平，為使單井控制區域地層壓力恢復至原始水平，壓裂前單井需補能液5 000～9 000 m3。

圖1 補能液量與地層局部壓力增量的關系Fig.1 Relationship between the amount of energy replenishing fluid and the increment of the local formation pressure

2.2 壓裂管柱優化

為進一步提高壓裂規模，增強儲層改造強度，將壓裂管柱優化為φ101.6 mm 油管（直井段）+φ88.9 mm油管（水平段）+K344 封隔器+噴砂器+TDY 封隔器（見圖2），壓裂管柱內徑增大了12.0 mm。

圖2 水平井重復壓裂管柱示意Fig.2 The refracturing string in the horizontal well

現場實施效果表明，在相同壓裂液體系下，采用優化壓裂管柱直井段和水平段的摩阻分別降低了26.0% 和31.0%，施工排量可提高至8.0～10.0 m3/min。同時選用TDY 封隔器，采用機械坐封方式，有助于判斷下封隔器坐封情況，確保壓裂液進入目的層段。

2.3 提高裂縫復雜程度配套技術

2.3.1 極限分簇射孔優化

為改善初期改造不均勻的問題，采用極限分簇射孔技術增加射孔簇數，大幅減少單簇孔數，以提高壓裂初期井底壓力和孔眼同步起裂概率，實現多簇同時起裂。新補孔段單簇射孔長度為0.40 m，射孔孔眼2 個/簇，孔眼有效率達到80.0%以上（見表1），較常規射孔提高20.0%～30.0%，有效進液射孔簇數提高25.0%，裂縫密度提高1.8 倍[6]。

表1 極限分簇射孔與常規射孔多簇起裂有效性對比Table 1 Comparison of the multi-cluster initiation effectiveness by extreme clustered perforation and conventional perforation

2.3.2 差異化裂縫設計

通過精細儲層解釋及開發效果對比，改變以往均勻改造模式，對該區頁巖油儲層進行分級，針對不同的儲層品質，結合近幾年安83 區新投產水平井生產數據、單井EUR 預測與加砂強度、進液強度等壓裂參數的相關性，實施儲層改造差異化設計，實現優質儲量的最大程度動用[7-8]。利用數值模擬軟件，模擬水平段長800.00 m，井距500.00 m 時，不同物性條件下加砂強度和進液強度對累計產量的影響，發現對于I 類儲層，當加砂強度超過5.0～6.0 t/m、進液強度超過20.0～25.0 m3/m 時，累計產油量增幅顯著減小，于是將該加砂強度和進液強度確定為I 類儲層的改造參數。同理，確定II 類儲層加砂強度為4.0～5.0 t/m，進液強度為17.0～22.0 m3/m（見表2）。

表2 儲層改造差異化設計Table 2 Differential design for reservoir stimulation

2.3.3 多級動態暫堵轉向技術

為提高裂縫復雜程度，在壓裂過程中隨壓裂液多次加入多粒徑組合的可降解暫堵轉向劑。該組合暫堵劑由粒徑為100 目、1～2 mm 和3～4 mm的暫堵劑按質量比1:1:1.5 配制，抗壓強度可達70.0 MPa 以上，在地層溫度下48 h 可完全溶解。多種粒徑組合的暫堵劑進入裂縫后容易形成橋堵，抑制裂縫繼續延長，使縫內凈壓力不斷提高，當壓力升高幅度超過最大和最小水平主應力差時，可以實現裂縫轉向或開啟側向微裂縫，使人工裂縫更加復雜，最大程度增加儲層改造體積，提高改造效果[9-11]。

2.4 悶井時間優化

數值模擬及巖心滲吸試驗結果表明，合理的悶井時間能夠增強油水滲吸置換作用[12]。當井口壓力穩定時，認為油水滲吸平衡過程結束；礦場實踐表明，新投產水平井利用EM30S 滑溜水壓裂后悶井30～60 d，初期產能較高[13-14]。為充分利用注入能量，提高措施井初期產量，現場結合井口壓降情況，將悶井時間優化為30～60 d。

3 現場試驗

安83 區3 口井網邊部相鄰水平井均于2013 年底投產，水平段長800.0 m，井距500.0 m，初期采用分段多簇壓裂方式，共壓裂30 段60 簇，每段入地液量593.0 m3，措施前單井累計產油量達到5 989.0 t。3 口井進行了大規模蓄能體積壓裂施工，共改造31 段，其中根據原簇試擠結果，確定重復壓裂14 段，優選未動用優質儲層補孔壓裂17 段，所有壓裂段中Ⅰ、Ⅱ類儲層占比達到81.0 %。3 口井措施前實施注水補能措施，平均單井注水量達到0.8×104m3，地層能量恢復至原始壓力水平；單段加砂量120.0～150.0 m3，單段入地液量1 200.0～1 500.0 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，每段壓裂實施2 級暫堵?，F場統計75.0% 以上的壓裂段在大排量下施工壓力升高了3.0～6.0 MPa，起到了較好的暫堵效果。同時，應用優化后的壓裂管柱，單趟管柱施工段數由1 段提至3 段，單井壓裂施工占井時間3 d，縮短了24.0%，與前期重復壓裂對比，壓裂強度和施工效率均得到大幅提高。壓裂結束后平均單井滯留液量達到2.0×104m3。壓裂結束悶井2 個月，井口壓力穩定在2.0～4.0 MPa，局部地層壓力系數提高至1.20。

壓裂后開井生產，平均單井產油量由1.2 t/d 提高至10.2 t/d，截至2020 年12 月底生產10 個月，單井累計增油量2 010.0 t，有效期內單井日增油量6.6 t，是 2017 年措施井同期增油量的7.6 倍、鄰井產量的5.6 倍，油井增產效果顯著（見圖3）。結合目前產量遞減情況，預計有效期內單井累計增油量可以達到4 500.0～6 000.0 t，投入產出比達到1∶1.1，可實現效益開發。

圖3 2017 年與2019 年水平井體積壓裂后日增油量對比Fig.3 Comparison of daily oil increment after volumetric fracturing of horizontal wells in 2017 and 2019

截至2020 年12 月底，3 口井均持續有效，其中，X2井位于3 口井中部，2 口鄰井壓裂過程中使該井受效，補孔段比例達62.5%，壓裂結束后繼續注入4 900.0 m3補能液，儲層改造充分，日增油量6.7 t，累計增油量2 405.0 t，增油效果最好，但該井只改造了8 段，可見壓裂段數并非越多越好，可優化補孔段占比和實施段數，降低壓裂費用，進一步提高壓裂效益。X1 井共壓裂12 段，日增油量5.7 t，累計增油量2 342.0 t；X3 井試油時改造規模大，累計產油量高達7 800.0 t，壓裂后效果相對一般，生產10 個月后，日增油量3.0 t，累計增油量1 282.0 t。X1 井和X3 井改造段數和壓裂前含水相近，但X3 井補孔段數占比低，壓裂前累計產油量比X1 井高3 200.0 t，壓裂后含水率相對較高，增油效果較差。3 口試驗井壓裂規模及效果統計情況見表3。

表3 3 口措施井規模及效果統計Table 3 Statistics of fracturing scale and effect in 3 horizontal wells

現場應用結果表明，X2 井改造段數最少，補孔段占比最高，效果效益預期最好，采取壓后補能措施后，未出現產液量下降快、含水率持續增高的情況，證明壓后繼續補能可行。后續水平井重復改造時，可優先采取補孔體積壓裂措施，提高補孔段占比，有效利用未動用儲量。同時，適當減少壓裂段數，優化壓前補能液量、壓裂入地液量和壓后補能液量，以進一步提高壓裂效果。

4 結論與建議

1）針對安83 區蓄能壓裂技術難點，開展了壓前注水補能、壓裂管柱優化、極限分簇射孔、儲層差異化裂縫設計、多級動態暫堵和悶井時間優化等關鍵技術研究，形成了安83 區水平井大規模蓄能體積壓裂技術，可大幅提高水平井重復壓裂的改造規模、作業效率和裂縫復雜程度，進一步提高水平井的產量和延長穩產期。

2）安83 區水平井實施大規模蓄能體積壓裂技術取得了較好的試驗效果，相比單純注水吞吐和重復壓裂，效果大幅提高。該技術能同時補充地層能量和有效改造儲層，表現出較好的儲層適應性和增產潛力，具有良好的應用前景。

3）大規模蓄能體積壓裂技術仍舊多采用傳統的雙封單卡壓裂工藝，不利于地層能量和壓裂縫網形態保持，需要進一步研發壓后不放噴壓裂工藝，以進一步提高壓裂改造效果。