張偉華

(大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠，黑龍江大慶 166405)

肇源油田屬于低孔、特低滲透油田，探明含油面積為42.72km2，地質(zhì)儲量為2029.75×104t。由于儲層巖石致密，采用常規(guī)大穿透比整體壓裂工藝［1］及水驅(qū)開發(fā)方式，油水井間難以建立有效的驅(qū)動體系，儲量不能得到有效動用。為實(shí)現(xiàn)致密儲量的有效動用，以及提高油田低效區(qū)塊的開發(fā)效果，優(yōu)選Y121－3區(qū)塊開展特低滲透致密儲層縫網(wǎng)壓裂［2］工藝探索性應(yīng)用試驗(yàn)。通過在儲層內(nèi)構(gòu)建主裂縫和次生裂縫組成的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)［3］，擴(kuò)大了裂縫波及體積［4］，改善了低滲儲層的滲流能力，提高了單井產(chǎn)量，為同類型致密儲層低效區(qū)塊高效開發(fā)提供了技術(shù)指導(dǎo)。

目前，縫網(wǎng)壓裂工藝在美國頁巖氣［5］開發(fā)方面取得了顯著的成就;而近幾年國內(nèi)在縫網(wǎng)壓裂研究上雖然進(jìn)行了大量的室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)［6］及現(xiàn)場試驗(yàn)，也取得了一定的成果，但在縫網(wǎng)壓裂工藝的使用條件、設(shè)計方法及控制工藝方面的研究和應(yīng)用還相對較少。

1 試驗(yàn)區(qū)開發(fā)簡況

肇源油田 Y121－3區(qū)塊動用含油面積為3.0km2，地質(zhì)儲量為162×104t，平均孔隙度為12.8% ，平均空氣滲透率為1.2mD，平均單井有效厚度為12.2m，發(fā)育4～7個層段。2004年7月，試驗(yàn)區(qū)采用350m×100m矩形井網(wǎng)形式投入開發(fā)，射開有效厚度為11.4m。累計投產(chǎn)采油井41口，注水井23口。2004年采用大穿透比壓裂投產(chǎn)，采油井初期產(chǎn)量較好，單井日產(chǎn)油量達(dá)到2.4t，采油強(qiáng)度為0.21t/(d·m)，但由于注水受效差，單井平均日產(chǎn)油量即下降到0.8t。2007年底，因單井注水壓力高，注水不受效，注水井全部停注，累計注水量為33.23×104m3，累計注采比為5.21。截至2012年底，日產(chǎn)油量僅為0.26t，采油速度為0.14%，采出程度為2.58%。

2 方案優(yōu)化設(shè)計

2.1 試驗(yàn)井選取

根據(jù)區(qū)塊井網(wǎng)布置、采油井生產(chǎn)、儲層發(fā)育情況，按照以下原則進(jìn)行試驗(yàn)井優(yōu)選。

一是壓裂投產(chǎn)初期效果較好，產(chǎn)量遞減快，目前產(chǎn)量較低;

二是改造目的層厚度較大，在平面上發(fā)育穩(wěn)定，含油性較好;

三是固井質(zhì)量良好，地面環(huán)境及保障系統(tǒng)具備大型壓裂施工條件，采油井壓裂后能夠正常啟抽生產(chǎn)。

根據(jù)選井原則，在Y121－3井區(qū)選取了4口采油井為試驗(yàn)井 (表1)，平均單井射開砂巖厚度為20.1m，有效厚度為15.7m，發(fā)育4～7段。

結(jié)合小層發(fā)育狀況、隔層厚度和巖性特征，設(shè)計單井壓裂4～5段，壓裂砂巖厚度18.1m，有效厚度14.2m(表2)。

表1 Y121-3區(qū)塊縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)井基本情況表Table.1 The Y121-3 block joint basic information table of network fracturing test wells

表2 Y121-3區(qū)塊試驗(yàn)井壓裂層段組合情況表Table.2 The Y121-3 block test wells fracturing layer section combination table

2.2 縫網(wǎng)規(guī)模

按照“優(yōu)化縫網(wǎng)波及范圍、提高儲層動用程度”的思路，以建立有效驅(qū)動體系為目的，結(jié)合井網(wǎng)形式、極限驅(qū)動距離和砂體發(fā)育狀況，設(shè)計了單井縫網(wǎng)規(guī)模。

試驗(yàn)區(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)采用350m×100m井網(wǎng)形式，結(jié)合該區(qū)塊70m極限驅(qū)動距離、砂體發(fā)育狀況及安全驅(qū)動距離，設(shè)計單井縫網(wǎng)規(guī)模為350m×160m，實(shí)現(xiàn)了對井區(qū)儲量的有效控制。

2.3 壓裂材料優(yōu)選及用量優(yōu)化

2.3.1 壓裂液體系優(yōu)選

依據(jù)不同階段工藝控制要求，優(yōu)選清水、滑溜水和改性瓜爾膠壓裂液體系。清水、滑溜水壓裂液體系作為前置液，采用“滑溜水—清水—滑溜水”復(fù)合段塞注入，利用其高摩阻、高濾失的特性，有利于提高井底凈壓力［7］，增加裂縫復(fù)雜程度;攜砂液選擇改性瓜爾膠壓裂液體系，實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)系統(tǒng)主縫的有效支撐。為實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)對單井控制儲量的有效覆蓋，依據(jù)縫網(wǎng)波及范圍優(yōu)化結(jié)果及裂縫參數(shù)模擬分析，考慮井網(wǎng)條件、砂體展布范圍及儲層厚度，結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，確定單層壓裂液用量為1000～2000m3。

2.3.2 支撐劑優(yōu)選

Y121－3區(qū)塊油藏埋深在1500～1700m之間，閉合壓力在23～32MPa之間，結(jié)合試驗(yàn)工藝需求及支撐劑選用標(biāo)準(zhǔn)，為保證裂縫長期導(dǎo)流能力，優(yōu)選粒徑為0.425～0.85mm、抗壓52MPa的陶粒作為壓裂用支撐劑。

2.4 優(yōu)化施工排量

依據(jù)凈壓力和施工排量之間的關(guān)系，在施工過程中提高施工排量，能有效地提高裂縫內(nèi)的凈壓力，有利于縫網(wǎng)體系的形成［8］。扶楊儲層最大與最小主應(yīng)力差值一般在4～6MPa之間，為使裂縫擴(kuò)展，凈壓力要超過主應(yīng)力差值，綜合考慮管柱承壓能力、摩阻和壓裂車組設(shè)備狀況，確定施工排量為4.0～8.0m3/min。

2.5 配套工藝管柱

選擇由K344－115－ZX型封隔器組成的多層坐壓壓裂管柱，管柱最高承壓70MPa，單趟管柱最大過砂量150m3，能夠滿足大排量、多層段、大砂量的施工要求 (表3)。

表3 Y121-3區(qū)塊試驗(yàn)井壓裂設(shè)計基本情況表Table.3 The Y121-3 block test wells fracturing design basic information table

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 現(xiàn)場實(shí)施情況

4口試驗(yàn)井實(shí)施縫網(wǎng)壓裂施工，采用滑溜水—改性瓜爾膠壓裂液、陶粒支撐劑共成功壓裂18段，工藝成功率為100%;平均單井壓裂液用量為6709m3，支撐劑用量為104.4m3(表4)。

壓裂后采用5mm油嘴控制放噴，井口套壓降至6.5MPa以下后采用10mm油嘴控制放噴，井口套壓降至1.0MPa以下后起壓裂管柱，平均單井一次性排出液量為2457m3，返排時間11天，返排率為36.6%。

表4 縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)井壓裂情況統(tǒng)計表Table.4 Statistics of network fracturing well fracturing test

3.2 效果評價

3.2.1 縫網(wǎng)壓裂裂縫走向和規(guī)模

為確定縫網(wǎng)壓裂工藝產(chǎn)生的縫網(wǎng)形態(tài)［9］，進(jìn)行了裂縫監(jiān)測，確定了裂縫形態(tài)及走向，量化了裂縫規(guī)模。

Y121－3區(qū)塊縫網(wǎng)裂縫方向?yàn)榻鼥|西向，與最大主應(yīng)力方位基本一致。井下微地震監(jiān)測到裂縫方向?yàn)楸逼珫|85°～90°，地面微地震監(jiān)測到左翼裂縫方向?yàn)楸逼珫|265.4°～290.3°，右翼裂縫方向?yàn)楸逼珫|82.5°～103.4°(圖1)。

圖1 試驗(yàn)井4層段微地震監(jiān)測圖Fig.1 Test wells 4 layers of micro seismic monitoring chart

縫網(wǎng)壓裂形成了一定的縫網(wǎng)規(guī)模，但小于設(shè)計規(guī)模 (表5)。井下微地震［10］監(jiān)測到壓裂形成的縫網(wǎng)規(guī)模為355.6m×61.6m，地面微地震監(jiān)測到縫網(wǎng)規(guī)模為521.9m×60.9m，設(shè)計規(guī)模為350m×160m，說明縫網(wǎng)壓裂裂縫向東西向延伸規(guī)模較大，可達(dá)到設(shè)計要求;向南北方向延伸規(guī)模較小，未達(dá)到設(shè)計要求。

表5 縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)井裂縫監(jiān)測情況統(tǒng)計表Table.5 Joint statistics of network fracturing test well fracture monitoring

斷層遮擋影響網(wǎng)絡(luò)裂縫延伸，主縫方向易壓裂竄槽。Y121－3區(qū)塊被兩條南北向斷層遮擋，從微地震監(jiān)測的裂縫走向看，由于斷層遮擋，產(chǎn)生不均勻兩翼縫，斷層方向裂縫長度明顯小于非斷層方向。受左側(cè)斷層遮擋的試驗(yàn)井1號和試驗(yàn)井2號，左翼裂縫平均長度為196.4m，右翼裂縫平均長度為298.2m，長度相差101.8m;受右側(cè)斷層遮擋的試驗(yàn)井3號和試驗(yàn)井4號，左翼裂縫平均長度為304.3m，右翼裂縫平均長度為244.8m，長度相差55.5m;從監(jiān)測井點(diǎn)壓力變化看，同排采油井兩個小層壓力波動較大，波動幅度大于7MPa，監(jiān)測井點(diǎn)液面到井口，說明人工裂縫已延伸至鄰井。

根據(jù)11口監(jiān)測井點(diǎn)壓力變化情況，結(jié)合微地震解釋成果，當(dāng)監(jiān)測壓力波動幅度大于0.2MPa時，縫網(wǎng)波及該井。11口監(jiān)測井中3口井6個層段壓力波動幅度在0.2～0.8之間，微地震解釋縫網(wǎng)均波及該層，但未壓裂竄槽;兩個小層壓力波動幅度大于7MPa，微地震解釋縫網(wǎng)波及該層，且有壓裂竄槽的可能。

3.2.2 初期試驗(yàn)效果較好

從試驗(yàn)井初期效果及產(chǎn)液剖面測試資料看，縫網(wǎng)壓裂工藝適合于致密儲層采油井的重復(fù)改造，能夠?qū)崿F(xiàn)各儲層的有效均衡動用。

試驗(yàn)井措施初期，平均單井日增液量為28.0t，日增油量為3.4t;1個月后日增液量為14.3t，日增油量為4.7t;目前已生產(chǎn)5個月，平均單井日增液量為6.5t，日增油量為3.7t，取得了較好的試驗(yàn)效果。

對比試驗(yàn)井措施前后產(chǎn)液剖面看 (表6)，措施前僅有兩個層段產(chǎn)液，措施后各個產(chǎn)層產(chǎn)液均得到有效改善，取得了較好的改造效果。

表6 試驗(yàn)井2產(chǎn)液剖面測試資料對比表Table.6 Test 2 well correlation of the produced fluid profile testing table

4 結(jié) 論

(1)現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂工藝能夠?qū)崿F(xiàn)致密儲層的體積改造，有效改善了肇源油田致密儲層的滲流能力及動用狀況，大幅度提高了采油井措施增產(chǎn)效果，對低滲透致密油田難采儲量有效動用具有重要意義。

(2)與常規(guī)整體壓裂工藝對比，縫網(wǎng)壓裂工藝打破原井網(wǎng)的限制，通過預(yù)留驅(qū)替距離，以砂體整體改造為目標(biāo)，最大限度挖掘儲層的潛力，具有改造規(guī)模大、針對性強(qiáng)的工藝特點(diǎn)。

(3)由于試驗(yàn)井?dāng)?shù)較少，在選井選層方法及工藝方案設(shè)計評價上，還需通過擴(kuò)大試驗(yàn)規(guī)模，依據(jù)試驗(yàn)監(jiān)測成果和試驗(yàn)效果，完善總結(jié)、量化選井選層方法及工藝方案設(shè)計方法。

(4)從現(xiàn)場試驗(yàn)微地震監(jiān)測成果看，形成的縫網(wǎng)主要沿最大主應(yīng)力方位擴(kuò)展，最小主應(yīng)力方位規(guī)模相對較小;建議進(jìn)行已存在人工裂縫條件下致密儲層縫網(wǎng)產(chǎn)生機(jī)理研究，探索擴(kuò)大縫網(wǎng)規(guī)模的有效控制工藝。

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