安塞油田壓裂工藝進(jìn)展及下步發(fā)展方向

黃戰(zhàn)衛(wèi) 張育超 邱家友 郭 亮 姬 偉 鐘智勇 史小亮 王 延

(中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田第一采油廠)

安塞油田壓裂工藝進(jìn)展及下步發(fā)展方向

黃戰(zhàn)衛(wèi) 張育超 邱家友 郭 亮 姬 偉 鐘智勇 史小亮 王 延

(中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田第一采油廠)

安塞油田屬典型的“低壓、低滲、低產(chǎn)”油藏，新建油井只有通過(guò)壓裂改造方能投產(chǎn)，大部分老井需進(jìn)行重復(fù)改造保證持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。為此，自20世紀(jì)80年代以來(lái)，積極探索和完善了安塞油田壓裂工藝，已基本形成了控水和體積壓裂兩大技術(shù)體系?；仡櫫税踩吞飰毫压に囘M(jìn)展，并分析了現(xiàn)有工藝技術(shù)的適應(yīng)性，指出了下步發(fā)展方向，旨在為同類油藏壓裂改造提供借鑒和參考。

安塞油田 壓裂工藝 工藝進(jìn)展 發(fā)展方向

1 安塞油田地質(zhì)特征

安塞油田主要含油層組長(zhǎng)6具有低滲、低壓、低產(chǎn)特征:平均孔隙度12.4% 、空氣滲透率1.29×10-3μm2；原始地層壓力8.3～10.0 MPa、壓力系數(shù)0.7～0.8、地飽壓差3～4 MPa；油層無(wú)自然產(chǎn)能，經(jīng)壓裂和注水后，單井日產(chǎn)油能力2～3 t。

早期地應(yīng)力測(cè)試結(jié)果顯示，最大主應(yīng)力方位基本平行于人工裂縫方位，為NE60°～80°。2009年室內(nèi)試驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果表明，最大主應(yīng)力方位與原方位已產(chǎn)生20°～30°的夾角，但水平應(yīng)力差值保持在2 ～4 MPa之間，有利于壓裂縫網(wǎng)的形成。

天然裂縫走向主要有近SN向和EW向兩組，裂縫密度2～2.5 條/m；人工裂縫平行于水平最大主應(yīng)力方向，方向基本一致，為NE60°～80°，高度8～26 m。對(duì)安塞油田各區(qū)塊的裂縫特征較清楚的認(rèn)識(shí)，很好地應(yīng)用在井網(wǎng)優(yōu)化和儲(chǔ)層改造方面。

2 壓裂工藝進(jìn)展

安塞油田壓裂工藝的發(fā)展過(guò)程分為前期試驗(yàn)、工藝攻關(guān)、規(guī)模應(yīng)用、新工藝應(yīng)用4個(gè)階段[1]。

前期試驗(yàn)階段(1983～1987年)：通過(guò)對(duì)17口井開展單井小排量、低砂比小型水力壓裂試驗(yàn)。

工藝攻關(guān)階段(1991～2000年)：通過(guò)研究井網(wǎng)與壓裂適配關(guān)系，初步形成整體壓裂技術(shù)，逐步開展裂縫形態(tài)與配套壓裂工藝技術(shù)研究，并開展了爆燃?jí)毫训榷喾N工藝技術(shù)試驗(yàn)，初步形成壓裂工藝技術(shù)體系。

規(guī)模應(yīng)用階段(2002～2012年)：逐步完善形成了暫堵壓裂、改變相滲壓裂、堵水壓裂、水力噴射分段壓裂多種壓裂技術(shù)體系，并開始規(guī)?；瘧?yīng)用。

新工藝應(yīng)用階段(2012年～至今)：開展大規(guī)?；旌纤w積壓裂技術(shù)研究，探索壓裂增產(chǎn)新技術(shù)。

3 近年實(shí)施的主體壓裂工藝

3.1控水壓裂

王窯、侯市等老區(qū)中高含水井逐漸增多，近年加大老區(qū)加密及擴(kuò)邊，因水洗程度高，儲(chǔ)層含水飽和度高，常規(guī)壓裂僅會(huì)形成裂縫延伸，難達(dá)到控水增產(chǎn)效果。為此，針對(duì)不同見水類型，分別采取改變相滲壓裂和堵水壓裂等控水壓裂技術(shù)試驗(yàn)(表1)。

表1 不同見水特征及采取的改造工藝統(tǒng)計(jì)Table1 Statisticsoffracturingprocessofthedifferentwatercharacteristics見水類型見水特征改造工藝裂縫性見水受剖面非均質(zhì)性、裂縫發(fā)育等影響,來(lái)水方向明顯,見水后高液量、高含水堵水壓裂孔隙性見水隨開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng),含水逐漸緩慢上升,無(wú)明顯見水方向;弱底水油藏改變相滲壓裂

3.1.1堵水壓裂

從油井注入選擇性堵劑，頂替至裂縫深部，對(duì)近井裂縫進(jìn)行封口和小規(guī)模加砂改造，形成新的滲流通道[2](圖1)。

安塞油田前期分別采取“先壓后堵”和“先堵后壓”兩種堵水改造工藝。先堵后壓工藝實(shí)施井表現(xiàn)為“提液不增產(chǎn)”，受再次壓裂易仍沿原先的裂縫延伸影響，含水大幅上升；先壓后堵工藝實(shí)施井表現(xiàn)為“不提液不增產(chǎn)”，含水下降幅度不大，未增油(表2)。

表2 分工藝改造效果統(tǒng)計(jì)Table2 Effectstatisticsofdifferentprocess實(shí)施工藝實(shí)施井?dāng)?shù)/口有效井?dāng)?shù)/口措施后增液/m3措施后降水/m3有效井單井日增油/t先堵后壓314.280.3先壓后堵310.7120.2

針對(duì)前期實(shí)施效果差，對(duì)施工工藝進(jìn)行篩選，認(rèn)為先壓后堵無(wú)增產(chǎn)潛力，而先堵后壓工藝需進(jìn)一步優(yōu)化，改進(jìn)為定向射孔壓新縫工藝。

在先堵水后壓裂改造時(shí)，先通過(guò)測(cè)井手段首先確定剩余油方位，利用陀螺測(cè)斜儀定向優(yōu)化射孔，最后控制改造規(guī)模進(jìn)行壓裂(圖2)。目前，在王窯老區(qū)共實(shí)施4口，射孔方位NE20°，與最大主應(yīng)力方位NE62°呈40°夾角，有效井3口，平均單井日增油0.4 t，該工藝是安塞油田高含水主體挖潛方向。

3.1.2改變相滲壓裂

利用RPM聚合物分子親水性特點(diǎn)，吸附在儲(chǔ)層巖石表面后形成選擇性屏障，未被吸附部分可在水中伸展，從而起到增加流動(dòng)阻力，降低水相滲透率的目的(圖3)。

杏1井室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)表明，經(jīng)RPM液處理后水相滲透率降低77%(表3)。

表3 杏1井巖心改變相滲試驗(yàn)Table3 TestofchangingphasepermeabilityinthecoreofXing1試驗(yàn)內(nèi)容驅(qū)替滲透率/10-3μm2滲透率改變/%備注水飽和巖心水驅(qū)0.018處理后水驅(qū)0.00477.0(降水)η水0.594mPa·sη油2.38mPa·s油飽和巖心油驅(qū)0.00837.5(降油)

在施工過(guò)程中，采取前置小排量(0.4～0.6 m3/min)注入改變相滲劑，然后再加砂壓裂。該工藝適用于中高含水區(qū)域及長(zhǎng)2底水油藏，共實(shí)施49口井，含水平均下降2.1%，相比常規(guī)壓裂控水效果明顯(表4)。

表4 改變相滲壓裂與常規(guī)壓裂效果Table4 Effectofchangingphasepermeabilityfracturingandconventionalfracturing實(shí)施工藝實(shí)施井?dāng)?shù)/口有效率/%措施后含水變化/%有效井單井日增油/t改變相滲壓裂4995-2.11.18常規(guī)壓裂6092120.98

3.2體積壓裂

近年來(lái)，體積壓裂技術(shù)的成功運(yùn)用使得國(guó)外致密油、致密氣獲得成功開發(fā)[3-5]。結(jié)合安塞油田儲(chǔ)層特征、設(shè)備能力、地面條件等，按照體積壓裂原理，探索具有安塞油田特色的體積壓裂技術(shù)，即：在定向井推廣混合水壓裂技術(shù)；在水平井推廣水力噴射分段多簇壓裂技術(shù)。

3.2.1混合水壓裂

根據(jù)主力層位長(zhǎng)6的脆性指數(shù)高、油層厚度大的特點(diǎn)，采取“大排量、大砂量、大液量、低砂比”的工藝思路[6]，在主裂縫的側(cè)向強(qiáng)制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分支形成二級(jí)次生裂縫，增加改造體積，提高單井產(chǎn)量。

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(zhǎng)+多縫”的主體技術(shù)思路，開展暫堵、定向射孔等工藝聯(lián)作(表5)，提高改造體積，實(shí)施后平均單井日產(chǎn)4.6 t，比常規(guī)壓裂井產(chǎn)能提高1倍。

表5 混合水體積壓裂工藝思路Table5 Processthoughtofvolumefracturingbymixedwater井網(wǎng)特征施工目的實(shí)施工藝多油層發(fā)育,見水風(fēng)險(xiǎn)低提高泄油面積多油層井分層+體積壓裂菱形反九點(diǎn)井網(wǎng),多方向見水控制縫長(zhǎng)、增加帶寬暫堵+混合水壓裂聯(lián)作低產(chǎn)井、側(cè)向剩余油富集控制裂縫方向,動(dòng)用側(cè)向剩余油定向射孔+體積壓裂聯(lián)作

(1) 暫堵+混合水體積壓裂。針對(duì)裂縫主向方位對(duì)應(yīng)油井存在多向見水井，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。

(2) 定向射孔+混合水體積壓裂。針對(duì)井網(wǎng)邊部、裂縫側(cè)向剩余油富集，儲(chǔ)層縱向上存在隔夾層的油井，通過(guò)定向射孔，誘導(dǎo)改變?nèi)斯ち芽p方向。

(3) 分層+混合水體積壓裂。針對(duì)多油層開采、隔夾層發(fā)育、層間物性差異大的油井，采用單上封壓裂下層，再填砂壓裂上層，在儲(chǔ)層縱向上形成多條獨(dú)立的裂縫系統(tǒng)，提高儲(chǔ)層改造體積。

對(duì)井筒試壓合格井均采用光套管注入，針對(duì)套損井采用Φ88.9 mm加厚油管(內(nèi)徑76 mm)加對(duì)應(yīng)封隔器及水力錨。

3.2.2水平井壓裂

安塞油田水平井儲(chǔ)層改造工藝由最初的“填砂+液體膠塞分段壓裂”發(fā)展到以“水力噴射分段壓裂”為主的分段多簇壓裂工藝，通過(guò)高速水射流射開套管和地層并形成一定深度的噴孔，流體動(dòng)能轉(zhuǎn)化為壓能，在噴孔附近產(chǎn)生水力裂縫，有效地提高了改造效果(表6)。

表6 改造效果統(tǒng)計(jì)Table6 Transformationeffectofdifferentprocess改造方式噴點(diǎn)數(shù)/個(gè)施工參數(shù)投產(chǎn)初期平均噴點(diǎn)數(shù)/個(gè)最大噴點(diǎn)數(shù)/個(gè)砂量/m3排量/(m3·min-1)砂比/%日產(chǎn)液/m3日產(chǎn)油/t含水/%填砂+液體膠塞分段壓裂3423.21.9640.87.522.9553.3水力噴射分段壓裂7821.51.8334.910.434.1851.9

4 下步技術(shù)方向

目前，安塞油田已形成了控水壓裂和體積壓裂兩大體積體系，但對(duì)高含水井特別是水淹井增產(chǎn)效果幅度低，未達(dá)到規(guī)?；瘧?yīng)用要求，而長(zhǎng)期低產(chǎn)低效井治理還缺乏有效手段。因此，下步發(fā)展方向?yàn)楦吆畨毫迅脑旌瓦M(jìn)一步提高改造體積。

4.1加強(qiáng)基礎(chǔ)規(guī)律研究

針對(duì)隨著老區(qū)注水開發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，以單井為單元水驅(qū)規(guī)律較為復(fù)雜，地應(yīng)力場(chǎng)參數(shù)發(fā)生變化等特征，需要進(jìn)一步加強(qiáng)水驅(qū)規(guī)律、地應(yīng)力變化研究、裂縫形態(tài)研究的基礎(chǔ)規(guī)律，并為工藝優(yōu)化提供依據(jù)。

4.2優(yōu)化堵水壓裂工藝

(1) 提高裂縫封堵強(qiáng)度。一方面改進(jìn)堵劑類型：凝膠體系在地層中發(fā)生彈性變化，水驅(qū)作用下在裂縫中移動(dòng)，因此在配方中增加石英粉或硅粉等無(wú)機(jī)堵劑。另一方面優(yōu)化施工工序：第一段弱凝膠封堵遠(yuǎn)端大裂縫，第二段弱凝膠填充主裂縫，第三段高強(qiáng)度地下固化化學(xué)堵劑封口，進(jìn)一步提高封堵效果。

(2) 定向射孔誘導(dǎo)裂縫有效轉(zhuǎn)向。安塞油田剩余油主要分布在裂縫側(cè)向和水驅(qū)無(wú)法波及的區(qū)域，在地應(yīng)力變化、微裂縫發(fā)育的復(fù)雜條件下，利用定向射孔實(shí)現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向至有利方位，有效動(dòng)用剩余油。

4.3進(jìn)一步探索體積改造新工藝

(1) 試驗(yàn)徑向鉆孔、多級(jí)暫堵等與混合水壓裂聯(lián)作。通過(guò)運(yùn)用徑向鉆孔技術(shù)，利用徑向井眼引導(dǎo)水力裂縫在儲(chǔ)層中多向擴(kuò)展；通過(guò)配套專業(yè)加注設(shè)備，實(shí)現(xiàn)混合水壓裂與多級(jí)暫堵壓裂的集成，增加裂縫復(fù)雜程度。

(2) 探索多井同步縫網(wǎng)體積壓裂工藝，利用井間應(yīng)力干擾，促進(jìn)水力裂縫擴(kuò)展過(guò)程中相互作用，獲得連通多井的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，提高多井采收率。

[1] 《中國(guó)油氣田開發(fā)志》總編纂委員會(huì).中國(guó)油氣田開發(fā)志·長(zhǎng)慶油氣區(qū)油氣田卷[M].北京：石油工業(yè)出版社，2011，5.

[2] 達(dá)引鵬，李志航，姚百勝，等. 安塞油田中高含水期油井重復(fù)壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2008，22(2)：74-77.

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

[4] 陳鵬飛，劉友權(quán)，鄧素芬，等.頁(yè)巖氣體積壓裂滑溜水的研究及應(yīng)用[J].石油與天然氣化工，2013，42(3)：270-273.

[5] 葉成林，王國(guó)勇.體積壓裂技術(shù)在蘇里格氣田水平井開發(fā)中的應(yīng)用—以蘇53區(qū)塊為例[J]. 石油與天然氣化工，2013，42(4)：382-386.

[6] 王曉東，趙振峰，李向東，等. 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，2012，34(5)：80-83.

TechnologicalprogressanddevelopingdirectionoffracturingtechnologyinAnsaioilfield

HuangZhanwei,ZhangYuchao,QiuJiayou,GuoLiang,JiWe,ZhongZhiyong,ShiXiaoliang,WangYan

(OilProductionPlantNo.1,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Yan’an716000,Shaanxi,China)

Ansai oilfield is a typical low-permeability, low pressure, and low productivity reservoir. The new oil well only can be built by fracturing , and most of other wells still need multiple fracturing to improve its productivity.Therefore, the fracturing technology has being actively explored and improved since the 1980s in Ansai oilfield; and has been basically formed two technical systems as “water control” and “volume fracturing”. This paper reviews the development of fracturing, analyses the existing technology adapted in Ansai oilfield, and points out developing direction of fracturing technology in order to provide the reference for the similar reservoir.

Ansai oilfield, fracturing technology, technological progress, developing direction

TE357.1

：BDOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2014.01.016

2013-09-25；編輯：馮學(xué)軍

黃戰(zhàn)衛(wèi)(1976-)，男，陜西寶雞人，采油高級(jí)工程師。畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，現(xiàn)主要從事措施增產(chǎn)方面的科研與應(yīng)用工作。電話：029-86506370。地址：(716000)陜西省延安市長(zhǎng)慶油田第一采油廠采油工藝研究所。