區塊整體縫網壓裂在a試驗區的應用

李濤（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

近年來，薩葡主力油層含水升幅大、產能遞減速度較快，扶余儲層逐漸成為主要產量接替層，如何能實現經濟有效動用尤為重要。a試驗區作為首個扶余油層規模開發的區塊，2021年計劃投產近300口新井，井數多、單井砂體差異大，在有限投資下實現經濟有效開發成為亟待解決的問題。為此，在a試驗區扶余油層開發中進行了整體縫網壓裂改造，通過工藝參數優化完善，以期提高區塊整體開發效果。

1 試驗區概況

a試驗區扶余油層屬淺水河流—三角洲沉積，砂體類型以分流河道砂體為主，近南北向延伸、東西向呈條帶狀展布，橫向規模較小，井間砂體變化快，砂體有薄有厚。主力油層厚度3～10 m，一般4～6 m，寬度大于300 m，最寬800 m；非主力油層厚度1～3 m，寬度100～300 m。孔隙度在9.0%～17.0%，平均12.7%，中值孔隙度12.1%；空氣滲透率在0.1～5.0 m D，平均1.0 mD，中值滲透率0.5 mD，整體屬于致密儲層。經調查，前期小規模開發的M區塊地質條件與本次開發的a試驗區相似，現已投產2年。M區塊投產采用300×80 m矩形井網布井，共投產油水井33口，其中采油井21口，注水井12口。

注入井情況：試驗區12口扶余油層水井超前3個月普通壓裂投注，投注初期平均單井日注水25 m3，注入壓力14.0 MPa，注水井具有較好的吸水能力。

采油井情況：試驗區內20口采油井投產初期全部采用壓裂投產，平均單井日產液5.3 t，日產油2.4 t，含水54.22%，其中常規壓裂油井12口，產油強度0.21 t/d·m。為提高單井產能，其余9口井特別采用了小規模縫網壓裂完井，產油強度0.5 t/d·m，是常規壓裂完井產油強度的2.38倍。

從整體上看，M區塊縫網壓裂增產效果優于常規壓裂，說明其在扶余區塊適應性良好，在新區塊開發中可以考慮擴大應用規模。

2 區塊整體壓裂方案

鑒于縫網壓裂在前期小規模取得的良好增產效果，為提高區塊開發效果，a試驗區采用整體改造模式。

一是針對試驗區儲層分類情況將壓裂工藝進一步細分，Ⅰ類油層油井采用小規模縫網壓裂，連通水井采用常規壓裂；對于發育較差的Ⅱ類油層油井，則采用大規模縫網壓裂。同時在層位選擇上，按照“鄰井錯層壓裂、隔井同層壓裂”的思路，盡可能減少壓裂層數、適當控制壓裂規模，盡量在保證平面及縱向裂縫控制程度提高的同時，降低壓裂成本。

二是在改造工藝上，為進一步提高改造效果，采取縫網壓裂、壓裂驅油一體化施工，即在縫網壓裂壓開裂縫后，利用壓裂方式將驅油液快速送至儲層深部，邊壓裂造縫邊沿程上下濾失實現驅油，減少常規注入過程中驅油劑的剪切和吸附損失，大幅度提高驅油效率，充分發揮縫網壓裂和壓裂驅油雙重作用，提高改造效果[1-2]。

2.1 施工規模設計

I類儲層規模設計：根據開發布井方案，a試驗區I類油層井距為300 m，設計采取小縫網壓裂。在規模設計，為進一步提高規模與砂體匹配程度，依據儲層微地震監測解釋結果，建立了用液規模與裂縫范圍及縫網改造體積的關系圖版，確定了不同儲層條件下的合理施工規模，施工規模與縫長關系如圖1，施工規模與縫寬關系圖2。

圖1 施工規模與縫長關系Fig.1 Relationship between construction scale and seam length

圖2 施工規模與縫寬關系Fig.2 Relation between construction scale and seam width

施工規模優化步驟：一是參照試驗區井網、井距、儲隔層條件，設計確定適合的裂縫波及范圍（裂縫長、寬、高）；二是比對施工規模關系圖版得出相應的有效注入體積；三是通過注入有效體積與縫高、砂巖厚度關系，并結合砂體圖設計現場實際施工規模。

Ⅱ類儲層規模設計：根據開發布井方案，本區主要受北部沉積體系的控制，以分流河道砂為主，具有北強南弱的特點，河道寬度在200～400 m，a試驗區Ⅱ類油層井距為450 m，為彈性開發區塊，無類似區塊開發經驗，為此對于周邊沒有鄰井的試驗井設計半縫長240～260 m，周邊有鄰井或斷層壓裂的考慮波及范圍設計半縫長200～230 m。針對鉆遇儲層砂巖厚度及致密油分類，通過不同施工規模對比，明確了施工規模與效果關系，最終形成支撐劑和滑溜水個性化優化范圍。彈性開發區塊不同分類油層規模設計模板見表1。

表1 彈性開發區塊不同分類油層規模設計模板Tab.1 Design templates for different types of reservoir sizes in elastic development blocks

2.2 支撐工藝優化

根據本區塊最小主應力分布情況，預測閉合壓力25～32 MPa，選用石英砂作為本區塊支撐劑。為提高改造效果采用變粒徑支撐，采用滑溜水攜70-140目及40-70目支撐微縫及支縫，在主壓裂階段締合液攜40-70目尾追20-40目石英砂支撐主縫；設計70-140目、40-70目、尾追20-40目三種粒徑支撐劑配比為1∶7∶2[3-5]，組合加砂支撐剖面側視圖如圖3。

圖3 組合加砂支撐剖面側視圖Fig.3 Side view of composite sand bracing section

2.3 壓裂液及驅油液體系優化

1）壓裂液優化：方案壓裂液優選一體化滑溜水，通過單添加劑比例調節，實現減阻造縫、增黏攜砂一體化。平均單方綜合成本52.4元，較締合壓裂液成本（95元/m3）降低44.8%，在成本上更具優勢；在配置流程上，不需要配液、粉料設備等，較胍膠壓裂液更為簡單。

2）驅油液優化：針對試驗區儲層流體特點，開展了驅油液優選研究，評價結果表明弱堿+石油磺酸鹽二元體系及無堿表活劑降低界面張力效果好于一元石油磺酸鹽體系，可達10-3以下，無堿表活劑效益更優，同時由于無堿對設備影響較小，為此現場驅油液選擇無堿表活劑濃度為0.35%，壓開裂縫后大排量泵注地層。

2.4 壓裂工具優化

在壓裂工具優選上，通過巖性、應力分析，具備層段細分條件的，依據扶楊油層井深結構、井底溫度以及現場施工控制參數等要求，選用內返排噴砂器/縫網I型噴砂器+K344-116封隔器坐壓管柱，上下加水力錨加強管柱穩定性[6-10]。該工具通過進一步優化滑套及鋼球級差，可實現一趟管柱坐壓8層，最高承壓70 MPa，耐溫120℃，單噴砂器最大過砂量100 m3，可有效滿足縫網壓裂改造需求。

對于隔層薄，小層數多的壓裂井，優選連續油管水力噴射環空加砂工藝，提高砂體改造精細程度。該工藝可實現新井射孔、壓裂一體化施工，通過水力噴槍結合底部封隔器，逐層噴射結合套管環空加砂上提壓裂，可突破常規工藝管柱施工規模限制，可實現單層壓裂改造，大幅度提高壓裂改造精細程度。優化后，平均單井水力噴射13個小層，平均砂量288 m3，成功率100%。施工周期較常規管柱縮短40%，有效縮短投產周期。

3 現場應用

試驗井K井全井射開6個儲層，射開砂巖厚度19.3 m，有效厚度9.8 m。對照選井選層標準，根據該井地應力綜合解釋結果及巖性遮擋條件分析，本井壓裂劃分為4個壓裂層段。其中F16(1)號層不存在有效的巖性遮擋和應力遮擋，預測縫高為18.0 m，需控制施工排量。按以上優化方法，全井設計壓裂4段，總支撐劑351 m3，總液量7 691.4 m3，加砂強度18 m3/m，滑溜水強度340 m3/m。該井壓后初期日產液10 t，日產油5.9 t，含水41%，目前已階段產油437 t，K井壓裂設計參數見表2。

表2 K井壓裂設計參數Tab.2 Fracturing design parameters of well K

按照以上設計方法，截至目前a試驗區扶余油層平均單井產油2.8 t，比預測產量高0.7 t，目前已累計產油9 983 t，油價按2 101元/t計算，累計創效2 097.5萬元。

4 結論與認識

1）新型低成本清潔壓裂液、新型支撐劑組合、一趟管柱壓裂多層工具壓裂改造技術效果顯著，可作為扶余油層縫網壓裂關鍵技術。

2）扶余油層縫網壓裂施工規模與砂體合理匹配是優化的重點，從方案源頭做好經濟效益評價、并圍繞成本控制做好設計優化，可保證壓裂施工的有效實施。