南堡陸地低滲油藏壓裂開發(fā)技術(shù)對策研究

夏亞文* 孫海童 王為舉 劉千山

（1、中國石油冀東油田公司,河北 唐山 063200 2、中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院,北京 102249 3、勝利油田凱渡石油技術(shù)開發(fā)有限公司,山東 東營 257000）

1 油藏概況與開發(fā)形勢

南堡陸地低滲油藏平均埋藏深度超過3500 m，斷層大量發(fā)育，大量斷塊被斷層分隔，因此具有較小面積的斷塊和較小的含油面積，是典型的復(fù)雜斷塊油田[1]。其主力含油層系為Es33，具備滲透率極差及滲透率變異系數(shù)較大的特點，非均質(zhì)性較強，具有較差的儲層物性?；谏绑w規(guī)模和物性參數(shù)，依據(jù)砂體面積、儲量、滲透率、有效滲流系數(shù)及平均主流半徑5 個參數(shù)，將冀東油田低滲油藏分為三類。低滲I 類油藏主要分布在深層油藏G65 和G5 斷塊IV 油組，儲層平均孔隙度為15.9%，平均滲透率為28.3 mD，儲層發(fā)育相對集中。開發(fā)過程呈現(xiàn)“四低、一高”特征，即水驅(qū)儲量動用程度、能量保持水平、采油速度和采出程度低，注采井網(wǎng)水驅(qū)儲量控制程度高。在開發(fā)過程中，由于該油組孔隙度滲透率較低、油井泄油面積小，導(dǎo)致注采井間具有較強的流動阻力，不易構(gòu)建良好的井間連通關(guān)系；注采井距大，且地層滲透率低，導(dǎo)致地層壓力波傳導(dǎo)速度慢、水井注水時啟動壓力高、單井產(chǎn)量低、難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)等一系列問題[2-3]。低滲II 類油藏主要為G5 斷塊V 油組的構(gòu)造巖性層狀油藏，原油為常規(guī)輕質(zhì)油，油藏埋深4000 m，孔隙度16.9%，滲透率6.9 mD，油層喉道細(xì)小，主流喉道半徑集中分布在1～1.5 μm。儲層連片發(fā)育，連通性好，主要分布扇三角洲沉積砂體，砂體縱向疊置，平面連片分布，單砂體寬度大于300 m，厚度在0.5～6 m 之間，平均厚度為2.8 m。Ⅴ油組原始地層壓力高，但由于較大的儲層物性差異和井間驅(qū)替滲流阻力，使該油組導(dǎo)壓系數(shù)低，壓力波傳導(dǎo)速度慢，油井天然能量開采產(chǎn)量較低，不易形成較好連通關(guān)系，因此，常規(guī)注水開發(fā)在該類儲層進行使用時效果較差，不能實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。因此，需要通過壓裂改造方式提高單井產(chǎn)能[3]。低滲III類油藏主要分布在G12、G94、G9、G14、L202 等小斷塊，具有地層壓力系數(shù)高、砂體規(guī)模小等特點。平均油砂體面積為0.063 km2，河道砂體寬度為30～150 m，在現(xiàn)有井網(wǎng)下難以建立多向注采驅(qū)替關(guān)系；同時，油砂體呈條帶狀、席狀和土豆?fàn)钫共?，平均長度為100 m，寬厚比為35 m/m，砂體范圍小，也不利于多向注采井網(wǎng)的建立。因此，低滲III 類油藏采出程度較低，平均采出程度僅為5.4%[4]。

2 壓裂開發(fā)技術(shù)思路

針對I 類油藏的壓裂注水開發(fā)特征，立足井網(wǎng)、連通情況和注采動態(tài)等，開展裂縫與井網(wǎng)匹配研究、裂縫參數(shù)差異化設(shè)計及壓裂數(shù)值模擬研究，指導(dǎo)整體壓裂方案設(shè)計[5-7]。I類儲層屬低滲油藏，具有一定滲流能力，通過壓裂改造后減小注采井距，降低井間驅(qū)替滲流阻力，使其具備井間驅(qū)替能力，是Ⅰ類低滲油藏的設(shè)計關(guān)鍵。因此，通過“縫長縮短注采井距、縫面建立驅(qū)替、縫網(wǎng)擴大波及”的壓裂思路，變“點對點徑向驅(qū)”為“面對面線性驅(qū)”，降低油水井近井壓實帶的壓力損失，增大泄油面積，提高驅(qū)替壓力梯度，從而實現(xiàn)源匯之間的有效注采驅(qū)替[6]。針對低滲II 類油藏，利用壓裂的高應(yīng)力差來提高裂縫復(fù)雜程度，并初步試驗了混合水壓裂技術(shù)[8-10]?；旌纤畨毫鸭夹g(shù)綜合了滑溜水、線性膠以及凍膠壓裂液的優(yōu)點，實現(xiàn)了不同類型壓裂液之間的在線混配，具有更高效的施工方式和更低的施工成本。在工藝上，混合水壓裂技術(shù)轉(zhuǎn)變了傳統(tǒng)“造長縫、飽填砂”的壓裂方式，先利用滑溜水的低粘度高速攜帶細(xì)粉砂，支撐壓裂過程中形成的動態(tài)縫，將支撐劑添加到遠(yuǎn)井地帶打碎儲層，前置蓄能；然后，依靠線性膠壓裂液更高的稠度和粘度進行粘度攜砂，實現(xiàn)支撐劑的順利鋪置；最后，應(yīng)用系列暫堵轉(zhuǎn)向劑封堵裂縫并多次加砂，提高裂縫復(fù)雜程度，增加縫控儲量實現(xiàn)長效增產(chǎn)?；旌纤畨毫鸭夹g(shù)提高了施工效率，使得支撐劑可以順利鋪置，減少運移過程中的能量損失，還可以解決常規(guī)胍膠壓裂液體系在配制、施工過程中成本造成成本較高的問題，有效提升作業(yè)效率和效益。針對III 類無能量補充的低滲油藏，采用了小規(guī)模砂體壓裂和吞吐一體化的立體開發(fā)模式[11-13]。III 類儲層滲透率極低，孔隙致密，壓裂后僅在近井地帶形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，且原油有效動用面積較小，近井地帶易形成人工縫穿過天然縫、天然縫自滑移形成誘導(dǎo)縫的縫網(wǎng)構(gòu)造，且隨壓裂能量的降低，人工縫逐漸發(fā)生轉(zhuǎn)向最終匯入天然縫。因此，除壓裂改造區(qū)外，其余地層的導(dǎo)流能力極低，天然裂縫不具備長足導(dǎo)流能力，難以實現(xiàn)注采井間驅(qū)替，且由于極低滲透率導(dǎo)致注入井注水壓力極高，當(dāng)注入壓力大于地層破裂壓力時，在注入井井底壓開裂縫甚至造成地層垮塌。因此，針對這種情況采用了小規(guī)模砂體壓裂和吞吐一體化的立方開發(fā)模式：縱向上“層段組合、逐段壓裂、吞吐開發(fā)，段間接替”，層段內(nèi)“多輪次吞吐增產(chǎn)模式”，實現(xiàn)能量的多級注入補充，在近井實現(xiàn)CO2和原油的多次混相形成混相驅(qū)替，有利于提高原油采收率并延長壓裂增產(chǎn)的有效期[14]。

3 壓裂技術(shù)方案

3.1 整體壓裂技術(shù)

形成以低濃度胍膠壓裂液、精細(xì)分層工藝為主的工藝配套體系，壓裂縫長為0.5 個井距，分段數(shù)為3 段以下，液量規(guī)模為300 方/段，砂量20 方/段，施工排量控制在4～5 方/分鐘。

3.1.1 低濃度胍膠壓裂液體系

結(jié)合該區(qū)塊地層物性參數(shù)、先期經(jīng)驗總結(jié)及室內(nèi)實驗結(jié)果，采用低濃度胍膠壓裂液體系進行注入，配方為：0.4～0.45%稠化劑+0.8%KCl+0.5%防膨劑+0.5%助排劑+0.5%交聯(lián)劑。如表1 所示，與常規(guī)胍膠相比，低濃度胍膠壓裂液體系具有“兩高四低”的特點，即耐高溫（170℃）、高防膨率（87%）、低胍膠濃度（0.3%）、低殘渣（141 mg/L）、低傷害（7.8%）和低成本，實現(xiàn)了更優(yōu)異的壓裂液性能及更低的儲層傷害性。

表1 低濃度胍膠體系和常規(guī)胍膠體系不同基本性能對比

3.1.2 支撐劑評價

支撐劑目數(shù)是影響裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)鍵因素之一，大量的實驗及現(xiàn)場數(shù)據(jù)表明，裂縫導(dǎo)流能力與支撐劑粒徑呈正相關(guān)關(guān)系。然而，選擇較大粒徑的支撐劑往往導(dǎo)致沉降速率過快，從而不能實現(xiàn)支撐劑的深部運移，另一方面，更大的支撐劑粒徑對攜砂液的動態(tài)懸砂性能具有更高的要求，這意味著攜砂液的粘度將進一步提升，這不僅會增加配液成本，增加泵注困難，同時會對地層造成不可逆?zhèn)?。因此，在裂縫較窄的情況下，優(yōu)先使用粒徑較小的支撐劑，提高泵注效率，從而一定程度上通過對微裂縫進行封堵從而降低壓裂液對地層的濾失傷害。但支撐劑粒徑太小會導(dǎo)致裂縫導(dǎo)流能力過低，可能達不到設(shè)計要求。因此，綜合考慮各因素，主壓裂階段選用抗壓強度為69 MPa、粒度為30/50 目的陶粒，尾追69 MPa、粒度為20/40 目的陶粒。

3.1.3 精細(xì)分層壓裂工藝

K344 逐級坐封解封工藝適用于各種型號的套管完井壓裂施工，通常與安全接頭、水力錨、噴砂器等配套使用。K344封隔器由上下接頭、上下膠筒座、轉(zhuǎn)換接頭、壓裂膠筒、中心管、分瓣卡爪等組成。該封隔器裝配簡單、施工簡易，110℃下封隔器啟封壓力約為0.7～1.3 MPa；工具采用端部進液，進液口處采用切口寬度為0.1～0.2 mm 的防砂管做內(nèi)襯，有效防止壓裂砂進入工具內(nèi)部。膠筒的下膠筒座與下接頭采用滑動配合式，配合膠筒伸縮，提高封隔器承壓性能。K344逐級坐封解封工藝的技術(shù)特點如下：

（1）逐級坐封，通過套壓實時監(jiān)控坐封狀態(tài)；

（2）停泵即解封，降低管柱風(fēng)險。

3.1.4 水力噴射壓裂工藝

水力噴射壓裂工藝采用專用噴射工具產(chǎn)生高速流體（190 m/s），穿透套管和巖石形成孔眼，隨著孔內(nèi)流體壓力的增高，當(dāng)壓力超過破裂壓力時發(fā)生起裂和延伸現(xiàn)象，造出單一裂縫，由于射流的抽吸引射作用，進一步強化動態(tài)封隔能力。水力噴射壓裂工藝主要應(yīng)用于套變井、大斜度井、水平井和封隔器下入有風(fēng)險的井。

3.2 混合水壓裂技術(shù)

為有效增大改造體積提高改造效果，應(yīng)用“套管分段+混合水+暫堵轉(zhuǎn)向”復(fù)合壓裂工藝[15]?；旌纤稳饕獮椤盎锼?線性膠+凍膠壓裂液”，其中滑溜水主要起增能和置換原油作用，線性膠提高砂液比，形成具有一定導(dǎo)流能力的泄流通道，交聯(lián)凍膠壓裂液實現(xiàn)造主縫及攜砂的目的。壓裂縫長為0.8 個井距，分段數(shù)在3 段以下，液量規(guī)模為600 方/段，砂量40 方/段，施工排量控制在8～9 方/分鐘（圖1）。

圖1 嵌入式裂縫離散網(wǎng)格模擬結(jié)果

自研功能型滑溜水:

將超分子理論和溶液流變學(xué)相結(jié)合，設(shè)計了高分子表面活性劑單體，合成超分子活性聚合物降阻劑，并制備自研功能型滑溜水，實現(xiàn)一劑多效連續(xù)混配，從而提高壓裂效率。如表2 所示，自研功能型滑溜水溶解速度較快，5 min 內(nèi)完全溶解，體系分子量為150 萬，破膠后殘渣分子量低于4.5 萬，巖心傷害率小于12.5%，界面張力為0.45 mN/m。

表2 三種滑溜水體系相關(guān)性能評價對比

3.3 小規(guī)模砂體壓裂+吞吐技術(shù)

通過吞吐介質(zhì)優(yōu)選研究，初步形成了以氣體介質(zhì)為主，活性水為輔的多元增能介質(zhì)體系。配套應(yīng)用壓裂設(shè)備，將前置增能介質(zhì)快速注入，補充地層能量。

3.3.1 快速注水吞吐增產(chǎn)機理

補充能量，向地層中注入氣體及活性水，燜井一段時間后使氣體及活性水與原油和地層充分接觸，從而提高甚至恢復(fù)儲層滲透性，形成反向水驅(qū)替原油的驅(qū)動力。

圖2 不同類型巖心滲透率與地層有效應(yīng)力的關(guān)系曲線

滲吸采油，利用儲層巖石的親水性，在毛管力的作用下液體自發(fā)吸入巖石孔隙中并置換出孔隙內(nèi)部的原油[16-19]，滲吸原理的公式如下：

3.3.2 氮氣吞吐機理

（1）氮氣膨脹能高，有利于提高地層壓力；

（2）地層條件下，氮氣與油藏存在三相滲流，使地層孔隙通道中的流動阻力大幅度提升，從而實現(xiàn)對剩余油區(qū)的有效驅(qū)替，提高整個儲層的宏觀波及體積；

（3）生產(chǎn)過程中，氮氣主要以小氣泡形式存在，形成“泡沫油”，避免氮氣快速產(chǎn)出。

3.3.3 二氧化碳吞吐機理

二氧化碳主要增油機理為：增溶膨脹、混相、降粘。

CO2對原油具有增溶膨脹作用，創(chuàng)造了有利的排水驅(qū)油環(huán)境，提高了原油的分相流量；室內(nèi)實驗表明：當(dāng)CO2注入比例達到35%時，溶解氣油比由注入前的33.8 m3/m3提高到105 m3/m3，可使原油體積膨脹11%。

圖3 隨壓力上升氮氣相對體積變化

圖5 儲層增產(chǎn)效果曲線

在中深、深層油藏二氧化碳與原油能夠?qū)崿F(xiàn)混相，且有效降低原油粘度，提高驅(qū)油效率。

圖4 CO2 注入量與Rsi/膨脹系數(shù)及體積系數(shù)關(guān)系曲線

當(dāng)二氧化碳溶解于原油后，原油粘度降低，并且隨著二氧化碳溶解量的增加，降粘幅度增大。同時二氧化碳溶于原油后，粘度的下降也有利于原油克服毛細(xì)管阻力和摩擦力，從而提高原油的流動能力（表3）。

表3 不同吞吐介質(zhì)優(yōu)缺點分析

4 應(yīng)用效果

針對低滲Ⅰ類儲層，現(xiàn)場應(yīng)用整體壓裂技術(shù)270 井次，有效率85%，單井產(chǎn)量由平均1.0 噸/天提高至4.5 噸/天，增產(chǎn)有效期平均300 天；針對低滲Ⅱ類儲層，現(xiàn)場試驗應(yīng)用混合水壓裂10 井次，有效率90%，單井增產(chǎn)量較常規(guī)壓裂方式提高2 倍，且增產(chǎn)有效期增加1.5 倍；針對低滲Ⅲ類儲層，現(xiàn)場試驗應(yīng)用壓裂+吞吐技術(shù)6 井次，有效率100%，單井增產(chǎn)有效期較常規(guī)壓裂方式增加1.8 倍。整體上取得了很好的增產(chǎn)效果。

5 認(rèn)識與結(jié)論

5.1 南堡陸地低滲油藏儲層特征各異，根據(jù)不同砂體規(guī)模和物性，將其分為三類油藏，針對其特點研究配套不同的壓裂開發(fā)技術(shù)對策，取得很好增產(chǎn)效果。

5.2 整體壓裂技術(shù)立足注水開發(fā)井網(wǎng)、連通情況和注采動態(tài)等，開展裂縫與井網(wǎng)匹配研究、裂縫參數(shù)差異化設(shè)計及壓裂數(shù)值模擬研究，指導(dǎo)整體（開發(fā)）壓裂方案設(shè)計，通過研究配套了低濃度胍膠、精細(xì)機械分層和水力噴射分層等成熟壓裂工藝，能滿足整體壓裂技術(shù)需求，實現(xiàn)了對低滲注水開發(fā)油藏的有效動用。

5.3 混合水壓裂技術(shù)是高排量、大液量、大劑量、滑溜水與凍膠組合、不同粒徑支撐劑組合的段塞式正向混合水壓裂技術(shù)，能使裂縫發(fā)生剪切破壞、錯斷、滑移，形成一條或者多條裂縫的同時，溝通天然裂縫、巖石層理，形成次生裂縫，與主縫交織成裂縫網(wǎng)絡(luò)，打碎儲層，與儲層基質(zhì)的接觸面積最大化，實現(xiàn)對儲層的全面改造。增大改造體積，增產(chǎn)效果顯著，且穩(wěn)定能力較好。

5.4 開展精細(xì)地質(zhì)研究，明確了小規(guī)模砂體類型，對典型單元進行精細(xì)刻畫，建立了小規(guī)模砂體壓裂-吞吐開發(fā)模式，通過吞吐介質(zhì)優(yōu)選研究，初步形成了以氣體介質(zhì)為主，活性水為輔的多元增能介質(zhì)體系，現(xiàn)場試驗證明增能效果明顯，能大幅提高增產(chǎn)有效期。