對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)在低滲透油藏薄差油層的應(yīng)用

于海山

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠 （黑龍江 大慶 163318）

經(jīng)過30余年高效高速開發(fā)，油田開采的主力油層已經(jīng)進(jìn)入中高含水期，薄差油層成為油田重要的產(chǎn)能挖潛對象。壓裂作為改善油層滲流條件的重要增產(chǎn)技術(shù)，對薄差油層的開發(fā)提供了有效的技術(shù)支持[1-8]。但是，受到低滲透油藏砂體發(fā)育差、薄互層多、連續(xù)性差、孔隙度低、滲透率低、非均質(zhì)性強(qiáng)、注采關(guān)系不完善等因素影響，壓后增油少、收效時(shí)間短，重復(fù)壓裂效果不理想。因此，針對低滲透油藏薄差油層有效動用難題，探索應(yīng)用了油水井對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)，將改造方式由單井點(diǎn)常規(guī)壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)橛退M同時(shí)對應(yīng)層位壓裂改造，通過加大施工規(guī)模形成大穿透比裂縫，間接縮小井距，建立有效驅(qū)替壓差，取得了較好的壓后效果，實(shí)現(xiàn)薄差層長期有效動用的目的，為低滲透油藏薄差油層開發(fā)提供了技術(shù)參考。

研究區(qū)域?qū)俅髴c長垣外圍的低滲透油田范圍，主要開采低豐度薄互葡萄花油層和特低滲透扶余油層。區(qū)域內(nèi)油氣儲層主要為三角洲分流平原亞相和前緣亞相的沉積砂體，受區(qū)域沉積環(huán)境控制，含油砂體以分流河道砂和水下分流河道砂為主，薄差油層多為窄小河道砂、復(fù)合河道砂、分流河道間小片薄層砂和透鏡狀砂體，具有薄砂薄泥互層、含鈣隔層發(fā)育、砂體連續(xù)性差、非均質(zhì)性強(qiáng)等特征；受區(qū)域斷層及巖性變化控制，主要發(fā)育構(gòu)造巖性油藏。油藏開發(fā)方面，原油開采具有井深、油稠、凝固點(diǎn)高、含蠟量高等特點(diǎn)。由于油田開發(fā)井網(wǎng)間距大，對薄差油層砂體控制程度低，使部分油水井間距大、砂體連通性差，薄差油層注采關(guān)系往往不夠完善，水驅(qū)效果不夠理想。

1 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)

1.1 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)原理

針對薄差油層發(fā)育特點(diǎn)，對未動用及動用效果差的薄差層應(yīng)用油水井對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)，將壓裂方式由常規(guī)油井單井點(diǎn)壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)橛退M對應(yīng)壓裂，將壓裂對象由單卡段多層籠統(tǒng)壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)閱紊绑w對應(yīng)精細(xì)控制壓裂改造。并將裂縫形式由常規(guī)單縫延伸轉(zhuǎn)變?yōu)闃渲盍芽p系統(tǒng)，將壓裂砂量由常規(guī)固定用量轉(zhuǎn)變?yōu)閱紊绑w壓裂工藝個(gè)性化用量，將壓裂液由常規(guī)胍膠壓裂液轉(zhuǎn)變?yōu)槿簯B(tài)締合壓裂液，以減少對低滲透薄差油層的傷害，達(dá)到提升壓裂效果的目的。

1.2 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂選井選層

通過對預(yù)實(shí)施壓裂井組的井史、措施、監(jiān)測、井況、油藏描述、井振解釋、數(shù)值模擬、測井解釋等資料分析，明晰井組生產(chǎn)動態(tài)變化、歷史措施、壓力狀態(tài)、井身狀況、連通類型、構(gòu)造特征、動用狀況、油水分布情況，建立了薄差油層油水井壓裂井組及挖潛層位的優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)（表1）。同時(shí)根據(jù)井組油層發(fā)育及連通狀況確定壓裂時(shí)機(jī)，對全井薄差層層數(shù)比例大于80%、厚度比例大于60%的油井，在投產(chǎn)初期實(shí)施對應(yīng)壓裂；對全井薄差層層數(shù)比例50%～80%，厚度比例30%～50%的油井，在投產(chǎn)后2年左右實(shí)施壓裂，此時(shí)地層儲量和能量較高，為較長增長期提供保證；對全井薄差層層數(shù)比例小于50%，厚度比例20%～40%的油井，跟蹤生產(chǎn)動態(tài)，選取最佳壓裂時(shí)機(jī)進(jìn)行壓裂。按照選井選層標(biāo)準(zhǔn)，將目的層精細(xì)劃分成若干個(gè)與水井壓裂層位，逐個(gè)小層進(jìn)行個(gè)性化設(shè)計(jì)，以提高油層剖面薄差小層的動用程度。

表1 薄差油層壓裂措施選井選層標(biāo)準(zhǔn)表

1.3 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂工藝優(yōu)選

1.3.1 壓裂方法優(yōu)選

根據(jù)選井選層結(jié)果，找準(zhǔn)油水井砂體連通層位對應(yīng)關(guān)系，在對油藏、井、層特點(diǎn)取得再認(rèn)識基礎(chǔ)上，將現(xiàn)有成熟工藝與創(chuàng)新技術(shù)試驗(yàn)相結(jié)合，將改造對象由雙封單卡多層段籠統(tǒng)壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)閱紊绑w個(gè)性化壓裂改造，形成適合薄差油層條件、不同井型井況條件下的壓裂改造工藝體系研究確立了6種剩余油挖潛方向的壓裂工藝方法（表2），有效解決了薄差油層開發(fā)的平面矛盾及層間矛盾。

表2 薄差油層壓裂工藝優(yōu)選

1.3.2 壓裂管柱優(yōu)選

根據(jù)壓裂井井況，壓裂層位及壓裂層數(shù)設(shè)計(jì)，優(yōu)選適合井況特點(diǎn)的工藝管柱（表3），實(shí)現(xiàn)壓裂設(shè)計(jì)。

表3 薄差油層壓裂管柱優(yōu)選

1.4 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂規(guī)模優(yōu)化

1.4.1 裂縫參數(shù)優(yōu)化

結(jié)合薄差油層特點(diǎn)，通過建立不同裂縫參數(shù)與措施后投入產(chǎn)出比的對應(yīng)數(shù)值模型，對裂縫參數(shù)進(jìn)行合理優(yōu)化，并模擬了措施井采出程度與穿透比關(guān)系曲線，確定了最佳的裂縫穿透比，將油井穿透比由優(yōu)化前的35%提高到45%，縫長由優(yōu)化前的105 m提高到135 m，在技術(shù)效果上形成了大穿透比裂縫體系；將水井從一定程度控制壓裂規(guī)模，進(jìn)而控制含水及提高驅(qū)動效果，由優(yōu)化前的40%降低到35%，縫長由優(yōu)化前的120 m降低到105 m，使施工規(guī)模與裂縫穿透半徑取得最大化效益，同時(shí)完善了薄差油層注采關(guān)系，提升了改造效果。

1.4.2 施工砂量優(yōu)化

將裂縫縫長設(shè)計(jì)結(jié)合井距和油層類別設(shè)計(jì)加砂量（表4），以滿足不同條件砂體的個(gè)性化特征。

表4 施工砂量優(yōu)化設(shè)計(jì)表

1.4.3 施工排量優(yōu)化

隨著施工排量的增加，裂縫幾何尺寸增大，縫高延伸加快，所以結(jié)合井況地質(zhì)條件設(shè)計(jì)了針對性的施工排量（表5）。并且，對隔層厚度較小的井，為防止竄槽，降低施工排量；對于壓裂層段內(nèi)夾層小且小層較多的壓裂井，為盡可能壓開多個(gè)層段，增大施工排量。

表5 施工排量優(yōu)化設(shè)計(jì)表

1.5 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂材料優(yōu)選

1.5.1 壓裂液優(yōu)選

低滲透油藏薄差油層存在油層深、井筒摩阻大、地層壓力系數(shù)低的特征，壓裂液返排率較低，常規(guī)壓裂工藝采用的胍膠壓裂液不溶于水，低返排率不僅污染地層，而且削減壓裂效果。所以，為保證薄差油層壓裂效果，需要應(yīng)用無需返排、不污染地層的清潔壓裂液進(jìn)行施工。針對薄差油層對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)應(yīng)用清潔壓裂液技術(shù)，采用全液態(tài)締合壓裂液體系，由稠化劑、輔劑兩種液體組成，通過分子間的締合作用形成超分子聚集體，由這些超分子聚集體相互結(jié)合形成布滿整個(gè)溶液空間的三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而使溶液成為典型的結(jié)構(gòu)流體，具備大大提高有效黏度-黏彈性、抗剪切降解、高有效黏度低磨阻-剪切稀釋性等特點(diǎn)，滿足壓裂施工的需求，減少地層傷害[9-10]。

1.5.2 支撐劑優(yōu)選

以預(yù)期獲得的壓裂效果所需要的裂縫導(dǎo)流能力為根據(jù)，結(jié)合地層條件、工程條件以及對支撐劑的室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果，選擇適用的支撐劑（表6）。針對高含水井，采用覆膜砂壓裂，同時(shí)為防止壓裂后支撐劑回流，增強(qiáng)縫口的導(dǎo)流能力，對有效厚度4 m以上尾追樹脂陶粒。

表6 薄差油層壓裂支撐劑優(yōu)選

2 應(yīng)用效果分析

針對低滲透油田的薄差油層，應(yīng)用對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)試驗(yàn)8個(gè)井組，其中實(shí)施油井壓裂8口、水井壓裂8口。采取措施后，油井平均單井日增油3.1 t，增油強(qiáng)度 1.1 t/(d·m)，平均有效期達(dá)到 266 d（表7）。

Y6井于2015年11月投產(chǎn)，壓裂前生產(chǎn)狀況較差，采油強(qiáng)度只有0.2 t/(d·m)。為了發(fā)揮該井潛能，2017年3月對該井全井壓裂，初期與壓裂前對比，日增液2.9 t，日增油1.8 t。與之連通的水井S6井延遲對應(yīng)壓裂，在Y6井壓后1個(gè)月實(shí)施對應(yīng)壓裂，壓前該水井油泵壓持平完不成配注，吸水指數(shù)僅為0.05 m3/(d·MPa)，壓后注水壓力降至16.5 MPa，順利完成配注。此時(shí)，油井Y6井增油效果更好，日增液5.3 t，日增油4.2 t，采油強(qiáng)度1.37 t/（d·m），累計(jì)增油821.4 t。由此可見，同一井組內(nèi)油水井同時(shí)壓裂，油井增油效果更加顯著。

Y2井于2015年10月投產(chǎn)，壓裂前生產(chǎn)狀況較差。2017年1月，對油井Y2井及水井S2井同時(shí)進(jìn)行了對應(yīng)壓裂，取得了較好效果。S2井壓裂后，日注水量增加5 m3，視吸水指數(shù)提高至0.66 m3/(d·MPa)。Y2井壓裂后，日產(chǎn)液增加6.5 t，日產(chǎn)油增加4.6 t，綜合含水下降25.0%，動液面穩(wěn)定，累積增油963 t。從數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，同一井組中的油水井同時(shí)壓裂，及時(shí)補(bǔ)充了地下能量，壓裂效果更好。

表7 對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)表

見油時(shí)間方面，因全液態(tài)壓裂液體系無殘?jiān)?、濾失遠(yuǎn)，破膠液有驅(qū)油作用，見油時(shí)間較應(yīng)用胍膠壓裂液井晚3 d左右，初期日增油較對比井少0.3 t，15 d后驅(qū)油效果顯現(xiàn)，較應(yīng)用胍膠井稍低，后期產(chǎn)油、產(chǎn)液穩(wěn)定。

3 結(jié)論

1）對于薄差油層砂體發(fā)育差、注采不完善的實(shí)際情況，實(shí)施針對性的油水井對應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)，平均單井日增油3.1 t，增油強(qiáng)度1.1 t/(d·m)。

2）應(yīng)用全液態(tài)壓裂液體系，見油時(shí)間較應(yīng)用胍膠壓裂液井晚3 d左右，初期日增油較對比井少0.3 t，15 d后驅(qū)油效果顯現(xiàn)，較應(yīng)用胍膠井稍低，后期產(chǎn)油、產(chǎn)液穩(wěn)定。

3）對應(yīng)即系控制壓裂技術(shù)針對薄差油層改造，從壓裂改造方式、改造對象、裂縫形式、壓裂砂量等方面轉(zhuǎn)變思路，形成適用于低滲透油藏薄差油層的壓裂改造技術(shù)，取得了較好的試驗(yàn)效果，對改善動用較差或未動用的薄差油層具有一定借鑒作用。