羅 棟，胡 剛，劉 冰，楊 靖

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

近幾年胡尖山油田主力開(kāi)采層位向長(zhǎng)2 以下致密油藏發(fā)展，油層物性變差，措施增產(chǎn)難度逐年加大。2013 年措施緊扣油田公司以體積壓裂理念為指導(dǎo)的“油井重復(fù)壓裂年”活動(dòng)主題，解放思想，優(yōu)選推廣成熟工藝，大膽創(chuàng)新，不斷對(duì)重復(fù)壓裂工藝進(jìn)行深入研究，從對(duì)原有裂縫重復(fù)改造到擴(kuò)大縫網(wǎng)系統(tǒng)的體積壓裂，工藝技術(shù)不斷完善，改造效果持續(xù)提高。

1 混合水壓裂技術(shù)特點(diǎn)

混合水壓裂實(shí)現(xiàn)了對(duì)儲(chǔ)層的立體改造，能混合水壓裂夠增大泄油面積，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，有效提高了儲(chǔ)層平面及剖面上儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

圖1 形成高滲透率泄流體積

圖2 混合水壓裂平均帶長(zhǎng)240 m，帶寬80 m～130 m，縫高30 m～50 m

混合水壓裂后，能夠改善滲流狀況，建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)，促使油井見(jiàn)效滲流狀況變好，滲透率、壓力恢復(fù)速度提高2～3 倍。

滲透率提高，啟動(dòng)壓力梯度降低，近井地帶壓力損失減小，有利于有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)的建立，研究表明，滲透率提高2 倍，油井極限流動(dòng)半徑可增加20 m。

2 實(shí)施效果及認(rèn)識(shí)

該區(qū)塊油井總井?dāng)?shù)：650 口油井開(kāi)井?dāng)?shù)576 口，日產(chǎn)油水平832 t，單井產(chǎn)能1.55 t/d，綜合含水47.5 %，采油速度0.47 %，采出程度2.78 %，動(dòng)液面1 612 m，注水井總井215 口，日注水平：5 251 m3，單井日注：27 m3，月注采比：2.90。通過(guò)近幾年精細(xì)分層注水，地層壓力逐步恢復(fù)，地層壓力15.1 MPa，保持水平97.4%；地層壓力分布整體趨于均勻。該區(qū)整體水驅(qū)均勻，局部存在多方向見(jiàn)水。2014 年水驅(qū)控制程度93.9 %；水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度為73.2 %。

2013 年在該區(qū)塊開(kāi)展混合水壓裂試驗(yàn)，取得了較好的效果。采用“大排量、大液量、低砂比”和“低粘液體”的思路，通過(guò)不同液體類(lèi)型、多段塞注入，達(dá)到形成復(fù)雜縫網(wǎng)、擴(kuò)大改造體積的目的。

主要工藝技術(shù)：混合水壓裂、暫堵轉(zhuǎn)向+混合水體積壓裂等。

表1 混合水壓裂前后液面恢復(fù)測(cè)壓數(shù)據(jù)對(duì)比表

圖3 模擬油測(cè)啟動(dòng)壓力梯度與氣測(cè)滲透率關(guān)系圖

圖4 注采井間壓力分布示意圖

圖5 油井極限流動(dòng)半徑與滲透率關(guān)系曲線

圖6 混合水壓裂選井原則

表2 混合水壓裂技術(shù)思路

壓裂液：采用滑溜水+基液+交聯(lián)液交替注入。

支撐劑：采用70/100 目、40/60 目小粒徑石英砂填充支縫、20/40 目石英砂填充主裂縫，通過(guò)多段塞組合注入形成復(fù)雜裂縫。

施工參數(shù)：加砂量35 m3～50 m3，施工排量6.0 m3/min～8.0 m3/min，砂比≥15 %，入地液量300 m3～400 m3。

2.1 實(shí)施效果

胡154 區(qū)混合水壓裂實(shí)施15 口，平均加砂42.8 m3，排量6.7 m3/min，砂比17.2 %，入地液量452.4 m3；目前單井平均日增油2.6 t，單井累增油826.9 t，投入產(chǎn)出比1:2.71（常規(guī)壓裂1:2.42）。

圖7 2013 年胡154 區(qū)塊混合水壓裂效果圖

圖8 胡154 區(qū)塊混合水壓裂實(shí)施效果對(duì)比圖

表3 2013 年混合水體積壓裂井實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表

表3 2013 年混合水體積壓裂井實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表（續(xù)表）

圖9 胡154 區(qū)塊混合水壓裂與常規(guī)壓裂井生產(chǎn)曲線

圖10 胡154 區(qū)塊含水上升井甲型水驅(qū)曲線

圖11 胡154 區(qū)塊含水上升井含水-采出程度關(guān)系曲線

混合水體積壓裂主要在胡154 區(qū)實(shí)施，共實(shí)施15口，有效13 口，有效井平均單井日增油3.18 t，是常規(guī)措施的4.3 倍，平均單井累增油304.5 t，提單產(chǎn)效果顯著。該類(lèi)井分布胡154 區(qū)塊大部分開(kāi)發(fā)單元（西北部、東南部除外），中部、北部油層物性相對(duì)較好，油層厚度，巖石脆性高，無(wú)明顯底水，地層壓力保持水平較高，地質(zhì)條件符合混合水壓裂工藝選井條件。

2.2 取得的認(rèn)識(shí)

（1）與同區(qū)塊常規(guī)壓裂相比，混合水壓裂井日增油顯著增加，但含水上升約10 %。

（2）胡154 區(qū)塊人工裂縫復(fù)雜，措施控水難度大。該區(qū)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)致使最大主應(yīng)力方向發(fā)生改變，人工裂縫更為復(fù)雜，裂縫展布難以預(yù)測(cè)，見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)大。

（3）東北部物性差，壓力保持水平低，實(shí)施效果差。2013 年?yáng)|北部實(shí)施3 口井，1 口水淹，2 口產(chǎn)量低于2.0 t，效果差。

（4） 改造規(guī)模與效果相關(guān)性強(qiáng)。當(dāng)入地液在300.0 m3～450.0 m3單井日增油大于2.0 t、累增油大于600 t 的井?dāng)?shù)比例最大；入地液量大于450 m3含水上升大于15%的油井比例增大，效果差。

（5）油層厚度大于15 m 增油效果好。油層厚度與單井日增油、單井累增油正相關(guān)，當(dāng)油層厚度大于15 m，單井日增油大于2.0 t，累增油大于700 t 的井?dāng)?shù)明顯增加。

（6）縫端暫堵壓裂工藝適應(yīng)性更好?？p端暫堵壓裂試驗(yàn)井有效期內(nèi)平均單井日增油2.56 （t常規(guī)混合水壓裂2.36 t），目前平均單井日增油1.97 （t常規(guī)混合水壓裂1.82 t），平均單井累增油979.3 （t常規(guī)混合水壓裂717.9 t）。

3 總結(jié)

通過(guò)已實(shí)施的混合水壓裂井效果及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)得出以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

表4 胡154 區(qū)塊選井選層標(biāo)準(zhǔn)優(yōu)化

（1）能量是措施效果的保證，混合水壓裂應(yīng)選取地層能量充足的井，壓力保持水平在85 %～120 %，同時(shí)措施前必須進(jìn)行本井測(cè)壓，不能用鄰井壓力做參考。

（2）油藏邊部井物性差，邊底水發(fā)育，不能進(jìn)行混合水壓裂。

（3）胡154 區(qū)通過(guò)多年注水開(kāi)發(fā)，地應(yīng)力發(fā)生改變，下步應(yīng)加強(qiáng)人工裂縫監(jiān)測(cè)工作，進(jìn)一步認(rèn)識(shí)人工裂縫方位，指導(dǎo)后期參數(shù)優(yōu)化。

（4）該區(qū)整體水驅(qū)均勻，壓力保持水平高（97.4 %），開(kāi)發(fā)效果較好，應(yīng)適當(dāng)控制混合水壓裂措施工作量。

（5）該區(qū)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)導(dǎo)致地應(yīng)力發(fā)生改變，混合水壓裂縫網(wǎng)復(fù)雜，措施后易見(jiàn)注入水。需控制措施規(guī)模，該區(qū)混合水壓裂改造入地液量應(yīng)控制在450.0 m3以?xún)?nèi)，排量控制在4.0 m3/min～6.0 m3/min。