長(zhǎng)慶油田特低滲透油藏中高含水井調(diào)堵壓裂技術(shù)

達(dá)引朋， 李建輝， 王 飛， 黃 婷， 薛小佳， 余金柱

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710018）

長(zhǎng)慶油田特低滲透主力油藏為三疊系延長(zhǎng)組儲(chǔ)層，埋深 1 000～2 600 m，油層滲透率 0.5～3.0 mD，孔隙度8%～14%，地層溫度40～75 ℃，初期均采用壓裂+注水開(kāi)發(fā)方式[1-2]。經(jīng)過(guò)20余年的開(kāi)發(fā)，安塞、靖安等主力油藏已進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)階段，平均含水率62.1%。重復(fù)壓裂是老井挖潛的主要措施，隨著油藏進(jìn)入中高含水期，常規(guī)重復(fù)壓裂易造成油井措施后含水率上升，影響油藏最終采收率的提高。因此，重復(fù)壓裂改造的主要方向是動(dòng)用老裂縫側(cè)向的剩余油、控制油井含水率上升。國(guó)內(nèi)大慶、吉林等油田針對(duì)水淹油井開(kāi)展了堵老縫壓新縫的試驗(yàn)，但受老縫永久封堵難度大、同層封堵后新縫起裂不確定和措施成本高等因素影響，單井效果差異大，有效期短[3-6]。

為此，筆者結(jié)合安塞油田S127區(qū)塊長(zhǎng)6油藏開(kāi)發(fā)特征，研究了特低滲透油藏中高含水油井調(diào)堵壓裂增產(chǎn)機(jī)理，分析了不同調(diào)堵壓裂參數(shù)對(duì)油井重復(fù)改造效果的影響，提出了“前置調(diào)堵控含水、動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵壓裂提單產(chǎn)”的重復(fù)壓裂技術(shù)思路；配套研發(fā)了前置調(diào)堵劑PEG-1凝膠，優(yōu)化了調(diào)堵壓裂工藝，實(shí)現(xiàn)了老裂縫側(cè)向高應(yīng)力區(qū)剩余油的有效動(dòng)用。在長(zhǎng)慶油田5口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的增油控水效果，為該油田中高含水井重復(fù)壓裂提供了新的技術(shù)途徑。

1 調(diào)堵壓裂增產(chǎn)機(jī)理

安塞油田S127區(qū)塊長(zhǎng)6油藏孔隙度12.48%，滲透率1.98～3.00 mD，是典型的“三低”油藏。隨著注水開(kāi)發(fā)時(shí)間增長(zhǎng)，目前綜合含水率52.3%。檢查井取心結(jié)果顯示，油藏平面上剩余油分散不均且呈條帶狀分布，側(cè)向水驅(qū)寬度為80～100 m，剩余油主要集中在裂縫側(cè)向；縱向上儲(chǔ)層剩余油呈互層式分布，強(qiáng)/弱水洗段交替出現(xiàn)，層內(nèi)夾層對(duì)水驅(qū)遮擋作用明顯。目前，主要存在以下開(kāi)發(fā)矛盾：初期單井產(chǎn)能3.0 t/d，目前單井產(chǎn)油量小于1.0 t/d的井占56.2%，低產(chǎn)井多；油井生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，多輪次措施后常規(guī)措施增油效果逐年變差，單井平均日增油量小于0.8 t/d；對(duì)應(yīng)注水井注水量大，單井平均注水量8.0×104m3以上，存在措施后見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)。為了分析研究區(qū)油藏的滲流特征，明確調(diào)堵壓裂的增產(chǎn)機(jī)理，采用Petrel建模軟件進(jìn)行了三維地質(zhì)建模。

1.1 建立典型井組數(shù)值模型

利用典型井組測(cè)井、地質(zhì)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等資料，結(jié)合流體分析測(cè)試數(shù)據(jù)、巖心測(cè)試數(shù)據(jù)等建立目標(biāo)區(qū)塊的精細(xì)地質(zhì)模型、精細(xì)數(shù)值模擬模型，完成研究區(qū)油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的歷史擬合。根據(jù)研究區(qū)油藏地層流體分析結(jié)果，確定該油藏流體模型主要參數(shù)，原始地層壓力 10.6 MPa，飽和壓力 6.85 MPa，地下原油黏度 2.24 mPa·s，地層原油密度 0.762 8 kg/L ，原油體積系數(shù)1.206，原始溶解氣油比4.30，原油壓縮系數(shù) 1.021×10-3MPa-1，巖石壓縮系數(shù) 2.150×10-4MPa-1，地層水壓縮系數(shù) 1.000×10-4MPa-1。

1.2 確定優(yōu)勢(shì)滲流通道

基于目標(biāo)區(qū)塊的實(shí)際生產(chǎn)歷史，對(duì)每個(gè)井組的數(shù)值模擬模型進(jìn)行精細(xì)的歷史擬合，通過(guò)微調(diào)各個(gè)精細(xì)數(shù)值模擬模型中滲透率、孔隙度等儲(chǔ)層參數(shù)，使模型中各井的生產(chǎn)歷史擬合效果更好；并且，集成測(cè)井資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料來(lái)約束建模的整個(gè)過(guò)程，以減少建模過(guò)程中存在的不確定性，明確不同井組的優(yōu)勢(shì)滲流通道方向[7]。研究表明，目標(biāo)井組儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，高滲條帶較多，油井與其鄰近注水井之間共存在7條優(yōu)勢(shì)滲流通道，且優(yōu)勢(shì)滲流通道方向存在差異性（見(jiàn)圖1）。

圖1 S127長(zhǎng)6油藏典型井組剩余油飽和度等值線Fig.1 Contour map of remaining oil saturation of typical well groups of Reservoir S127 Chang 6

1.3 優(yōu)勢(shì)通道側(cè)向剩余油富集規(guī)律

生產(chǎn)井壓裂后，注入水易沿優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)生水竄，導(dǎo)致生產(chǎn)井含水率較高，影響生產(chǎn)井的正常生產(chǎn)；生產(chǎn)井與加密井井排之間剩余油富集，注入水難以波及，無(wú)法采出剩余油。隨著與油井的距離增大，剩余油飽和度逐漸升高，剩余油分布在垂直于裂縫方向單側(cè)泄流范圍40～50 m、沿裂縫方向泄流范圍130～140 m處，平均泄流半徑約70～85 m。

目標(biāo)區(qū)原井網(wǎng)為 300 m×300 m 正方形井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)中期由于注水仍未見(jiàn)效，在油井、注水井井排加密油井，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液量 3.94 m3，日產(chǎn)油量 2.62 t，含水率20.8%，驗(yàn)證了側(cè)向剩余油富集特征。

針對(duì)目標(biāo)區(qū)存在優(yōu)勢(shì)滲流通道、側(cè)向剩余油富集的特征，重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)時(shí)重點(diǎn)考慮以下2方面：1）通過(guò)在壓裂裂縫前端對(duì)優(yōu)勢(shì)滲流通道進(jìn)行調(diào)堵，改變?cè)兴?qū)滲流方向，減少壓裂對(duì)油井正常生產(chǎn)的干擾；2）通過(guò)對(duì)老裂縫暫堵轉(zhuǎn)向壓新縫，增大對(duì)采油井原有老裂縫側(cè)向剩余油的動(dòng)用程度。

2 調(diào)堵壓裂關(guān)鍵技術(shù)

為了充分動(dòng)用剩余油，立足儲(chǔ)層現(xiàn)有井網(wǎng)條件，進(jìn)行了前置調(diào)堵劑段塞、裂縫參數(shù)和調(diào)堵壓裂工藝優(yōu)化，提出了“前置調(diào)堵控含水、動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵壓裂提單產(chǎn)”的技術(shù)思路，以實(shí)現(xiàn)中高含水開(kāi)發(fā)階段油藏重復(fù)壓裂增油控水的目的。

2.1 前置調(diào)堵方案

2.1.1 前置調(diào)堵劑及加量?jī)?yōu)選

深部調(diào)剖技術(shù)可解決遠(yuǎn)井地帶竄流問(wèn)題，改善水驅(qū)效果。目前應(yīng)用的深部調(diào)剖劑主要是交聯(lián)聚合物弱凝膠，國(guó)內(nèi)外應(yīng)用效果都比較好[8-10]。因此，根據(jù)儲(chǔ)層特征，研發(fā)了PEG-1凝膠作為前置調(diào)堵堵劑。室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)溫度低于60 ℃時(shí)，單位質(zhì)量干凝膠吸水量變化不大；當(dāng)溫度高于60 ℃時(shí)，吸水能力迅速增加，目標(biāo)區(qū)塊油藏溫度50 ℃左右，與室內(nèi)試驗(yàn)30 ℃時(shí)的吸水能力較為接近（見(jiàn)圖2（a））。同時(shí)，凝膠主劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于20%時(shí)，凝膠吸水膨脹后的強(qiáng)度保持在較高水平；當(dāng)凝膠主劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于20%時(shí)，凝膠吸水膨脹后的強(qiáng)度會(huì)有所下降（見(jiàn)圖2（b））。綜合考慮現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)濟(jì)成本，現(xiàn)場(chǎng)優(yōu)選PEG-1凝膠主劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%～10%，此時(shí)凝膠可保持較高的強(qiáng)度，在裂縫深部實(shí)現(xiàn)調(diào)堵控水作用。

圖2 PEG-1凝膠性能的影響因素分析Fig.2 Influencing factor analysis on properties of PEG-1 gel

2.1.2 前置調(diào)堵劑注入排量?jī)?yōu)化

為了分析堵水劑從油井注入地層后的分布特征，利用虛擬示蹤劑對(duì)注入的堵水劑進(jìn)行標(biāo)識(shí)，并基于示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)分析了堵水劑注入地層后的流動(dòng)及分布特征。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工設(shè)計(jì)參數(shù)，設(shè)計(jì)堵水劑的注入排量為1.5～2.5 m3/min，研究不同注入排量下堵水劑前緣突破至相鄰注水井時(shí)的注入時(shí)間及堵水劑注入量，結(jié)果見(jiàn)圖3。研究表明，注入排量越大，堵水劑前緣到達(dá)相鄰注入井所用時(shí)間越短；注入排量越大，堵水劑運(yùn)移到相同位置時(shí)的堵水劑注入量也越大；注入排量較小時(shí)，堵水劑注入量最小。考慮經(jīng)濟(jì)性，優(yōu)選注入排量為1.5 m3/min。

圖3 堵水劑前緣突破至相鄰注水井時(shí)的注入時(shí)間及堵水劑注入量Fig.3 Injection time and amount of water shutoff agent when water shutoff agent front breaks through to adjacent water injection well

2.1.3 前置調(diào)堵劑注入量?jī)?yōu)化

確定最優(yōu)注入排量為1.5 m3/min后，注入不同量的堵劑，使調(diào)堵劑前緣最終到達(dá)位置分別為壓裂井和注水井連線距離的1/4，1/2 ，3/4和1.0處，以代表不同的調(diào)堵深度。采用Eclipse油藏?cái)?shù)值模擬軟件，模擬以上各種調(diào)堵方案下X12-23井調(diào)堵壓裂后10年的生產(chǎn)過(guò)程，對(duì)比分析5種調(diào)堵方案下的壓裂后的含水率、累計(jì)產(chǎn)油量等，發(fā)現(xiàn)在調(diào)堵壓裂初期，含水率明顯降低，達(dá)到20%左右（見(jiàn)圖4）；隨著調(diào)堵劑注入量增大，累計(jì)產(chǎn)油量的增加趨勢(shì)逐漸變緩（見(jiàn)圖5）。注入量增加，增油效果未相應(yīng)改善。調(diào)堵劑前緣位于壓裂井和注水井連線距離的1/4～1/2處效果較優(yōu)。以模擬井組油井和相對(duì)應(yīng)注水井井距170 m計(jì)算，即調(diào)堵劑位于裂縫深部40～80 m 處最優(yōu)，相應(yīng)的最優(yōu)注入量為 300～600 m3。

圖4 X12-23井壓裂后初期含水率Fig.4 The initial water cut of Well X12-23 after fracturing

圖5 X12-23井不同位置調(diào)堵壓裂后累計(jì)產(chǎn)油量Fig.5 Cumulative oil production after profile control and water shutoff at different positions of Well X12-23

2.2 動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵壓裂方案

暫堵壓裂壓新縫是動(dòng)用裂縫側(cè)向剩余油的主要技術(shù)途徑，產(chǎn)生新裂縫的先決條件是水平兩向應(yīng)力差較小。受油水井長(zhǎng)期注采影響，儲(chǔ)層壓力、油水飽和度發(fā)生變化，引起巖石力學(xué)參數(shù)變化，導(dǎo)致地應(yīng)力場(chǎng)發(fā)生變化[11-14]。

2.2.1 井組應(yīng)力場(chǎng)變化

以試驗(yàn)井X12-23井為例，采用流固耦合應(yīng)力計(jì)算方法，計(jì)算得到其近井地帶水平兩向主應(yīng)力下降0.10～0.16 MPa，與原始應(yīng)力相比變化不大；但從其水平兩向應(yīng)力差的分布可以看出，該井附近區(qū)域孔隙壓力降低引起水平應(yīng)力減小，而對(duì)應(yīng)注水井X11-23井附近區(qū)域孔隙壓力升高引起水平應(yīng)力增大（見(jiàn)圖6）。X12-23井附近地應(yīng)力差小于3.0 MPa的范圍比較窄（50 m左右），剩余油主要分布在老裂縫側(cè)向高應(yīng)力區(qū)。因此，為了提高單井產(chǎn)量，動(dòng)用裂縫側(cè)向剩余油，重復(fù)壓裂裂縫需延伸至裂縫側(cè)向80 m，即縫內(nèi)凈壓力要提高至5.0 MPa以上。

圖6 X12-23井側(cè)向水平兩向應(yīng)力差分布Fig.6 Lateral and horizontal stress difference distribution of Well X12-23

2.2.2 壓裂參數(shù)優(yōu)化

為了滿足產(chǎn)生側(cè)向新縫的凈壓力要求，采用大排量施工是提高縫內(nèi)凈壓力最直接、最有效的途徑?？p內(nèi)凈壓力可以用考慮端部效應(yīng)和彈性斷裂力學(xué)條件的Notle凈壓力方程來(lái)進(jìn)行表征。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層特點(diǎn)，結(jié)合老井筒φ88.9 mm油管壓裂管柱摩阻和井口限壓45 MPa要求，優(yōu)化后施工排量為3.0～6.0 m3/min，縫內(nèi)凈壓力可達(dá)到 4.0 MPa（見(jiàn)圖7）。同時(shí)，考慮地層壓力保持水平，優(yōu)化壓裂液注入量為500～600 m3，實(shí)現(xiàn)近井地帶壓力提高 0.5～1.0 MPa，以減小低壓-高壓區(qū)的兩向應(yīng)力差，利于產(chǎn)生新裂縫。

圖7 X12-23井縫內(nèi)凈壓力與排量的關(guān)系曲線Fig.7 Relationship curve of net pressure and flow rate of Well X12-23

2.2.3 動(dòng)態(tài)暫堵壓裂技術(shù)

為促使裂縫向高應(yīng)力區(qū)域充分?jǐn)U展，采用縫端暫堵技術(shù)和縫內(nèi)暫堵技術(shù)，進(jìn)一步提高縫內(nèi)凈壓力，實(shí)現(xiàn)控制裂縫帶長(zhǎng)、增大裂縫帶寬的目的。

根據(jù)施工排量-動(dòng)態(tài)縫寬計(jì)算結(jié)果（見(jiàn)圖8），在施工初期（裂縫寬度為0.5 cm），縫端暫堵主要是在壓裂前置液壓開(kāi)老裂縫后，采用可降解纖維材料攜帶多尺度組合粒徑（150～2 360 μm）顆粒堵劑，運(yùn)移至裂縫端部，形成滲透率極低的隔離層，抑制主裂縫縫長(zhǎng)進(jìn)一步增大，促使液流轉(zhuǎn)向，從而擴(kuò)大老裂縫側(cè)向改造體積；堵劑加入量為10～15 m3，砂比大于20%。施工中期（裂縫縫寬為0.7 cm），加入100～200 kg水溶性可降解暫堵劑，可使縫內(nèi)凈壓力提高2.0 MPa以上，進(jìn)一步增加裂縫帶寬。

圖8 施工排量–動(dòng)態(tài)縫寬計(jì)算結(jié)果Fig.8 Calculation result of dynamic fracture width under different pumping flow rates

通過(guò)優(yōu)化壓裂參數(shù)和采用動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵技術(shù)，縫內(nèi)凈壓力可提高至6 MPa以上，滿足產(chǎn)生側(cè)向新縫凈壓力要大于5 MPa的工藝要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 總體試驗(yàn)情況

長(zhǎng)慶油田特低滲透油藏5口高含水井進(jìn)行了調(diào)堵壓裂技術(shù)試驗(yàn)，根據(jù)其注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，優(yōu)化試驗(yàn)井前置調(diào)堵劑用量150～300 m3，主壓裂階段施工排量4.0～6.0 m3/min。試驗(yàn)井調(diào)堵壓裂后單井平均日增油1.07 t，含水率下降9.0百分點(diǎn)，單井階段平均累計(jì)増油量462 t（見(jiàn)表1），取得了較好的“增油控水”效果，驗(yàn)證了技術(shù)可行性。預(yù)測(cè)有效期內(nèi)單井平均累計(jì)增油量700 t以上，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

表1 前置調(diào)堵壓裂施工參數(shù)及效果Table 1 Parameters of fracturing with profile control and water shutoff in the pad adding stage and measure effect

3.2 典型井例

X13-181井發(fā)育油層厚度14.20 m，初期日產(chǎn)液量 3.94 m3，日產(chǎn)油量 2.62 t，含水率 21.2%；投產(chǎn)后產(chǎn)能一直較低，調(diào)堵壓裂前日產(chǎn)液量1.33 m3，日產(chǎn)油量0.48 t，含水率57.5%。井組區(qū)域油水關(guān)系模擬分析表明，油層存在優(yōu)勢(shì)滲流通道，常規(guī)壓裂容易造成油井含水率進(jìn)一步上升。為此，開(kāi)展調(diào)堵壓裂技術(shù)試驗(yàn)，主壓裂前注入PEG-1前置調(diào)堵劑300 m3，加石英砂支撐劑 35 m3，攜砂液 298 m3，排量 5.0 m3/min。施工過(guò)程中泵注暫堵劑2級(jí)，暫堵升壓3.35 MPa以上，滿足老裂縫內(nèi)產(chǎn)生側(cè)向新縫的條件。井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，裂縫方位為北偏東62°，裂縫偏轉(zhuǎn) 8°；與常規(guī)壓裂相比，帶寬增加 28 m，達(dá)到了 64 m，實(shí)現(xiàn)了壓裂設(shè)計(jì)目標(biāo)（見(jiàn)圖9）。

圖9 X13-181井井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果Fig.9 Downhole microseismic monitoring results of Well X13-181

截至目前，X13-181井實(shí)施調(diào)堵壓裂后已生產(chǎn)668 d，累計(jì)增油量 369 t，與調(diào)堵壓裂前相比，含水率由57.4%降至46.7%，且含水率保持穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)了“增油控水”目標(biāo)。

4 結(jié)論與建議

1）長(zhǎng)慶油田特低滲透油藏中高含水開(kāi)發(fā)階段老井在長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)后存在優(yōu)勢(shì)滲流通道，動(dòng)用老裂縫側(cè)向剩余油、控制油井含水率上升是低產(chǎn)油井增產(chǎn)的主要技術(shù)方向。

2）調(diào)堵壓裂的關(guān)鍵是前置調(diào)堵劑優(yōu)化和提高暫堵轉(zhuǎn)向壓開(kāi)新縫的成功率。優(yōu)化前置調(diào)堵劑時(shí)要考慮優(yōu)勢(shì)滲流通道位置，優(yōu)選與儲(chǔ)層適配的調(diào)堵劑類(lèi)型，并對(duì)堵劑用量進(jìn)行優(yōu)化；暫堵轉(zhuǎn)向壓裂過(guò)程中影響壓開(kāi)側(cè)向新裂縫、提高措施增產(chǎn)效果的主要因素是縫內(nèi)凈壓力。

3）長(zhǎng)慶油田特低滲透油藏調(diào)堵壓裂技術(shù)取得了良好的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果，但該技術(shù)還需結(jié)合不同特低滲透油藏開(kāi)發(fā)階段、井網(wǎng)類(lèi)型和滲流場(chǎng)變化特征，開(kāi)展油水井雙向調(diào)堵、重構(gòu)滲流場(chǎng)等方面的研究，以進(jìn)一步提高特低滲透中高含水開(kāi)發(fā)階段油藏“增油控水”重復(fù)改造效果。