隋陽(yáng) 劉德基 劉建偉 蔣明 劉建輝 張寧縣

吐哈油田公司工程技術(shù)研究院

體積壓裂工藝可以通過縫網(wǎng)改造解決頁(yè)巖、致密儲(chǔ)集層增產(chǎn)難題，壓后存在較長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)期，吐哈油田馬56油區(qū)致密油層正是通過水平井體積壓裂獲得高產(chǎn)［1］，成功建成國(guó)內(nèi)第2個(gè)致密油開發(fā)示范區(qū)。然而與國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖儲(chǔ)集層不同的是，該區(qū)通過水平井體積壓裂后產(chǎn)量很快下降至區(qū)塊上產(chǎn)目標(biāo)以下，高產(chǎn)期短，一次采收率低，難以形成穩(wěn)定的生產(chǎn)模式，需要重復(fù)壓裂改造［2-3］。目前國(guó)內(nèi)通常采用雙封單卡、暫堵壓裂等工藝實(shí)施水平井重復(fù)壓裂，白曉虎等人分別介紹了雙封單卡、暫堵壓裂工藝解決鄂爾多斯致密油藏水平井重復(fù)壓裂改造難題的應(yīng)用成果，研究表明雙封單卡有利于解決前期改造規(guī)模小的水平井重復(fù)壓裂難題；暫堵壓裂有利于解決裂縫間距大、改造規(guī)模小、水平段中部能量補(bǔ)充困難的水平井重復(fù)壓裂難題［4-5］。但馬56區(qū)塊致密油層前期采用水平井體積壓裂大規(guī)模密集改造儲(chǔ)層，存在區(qū)塊增產(chǎn)需求與這兩種重復(fù)壓裂工藝不適應(yīng)、重復(fù)壓裂成本不斷升高與近期油價(jià)持續(xù)低迷的形勢(shì)沖突等問題，必須開展與之適應(yīng)的低成本重復(fù)壓裂新方法研究。筆者通過對(duì)馬56區(qū)塊致密油層生產(chǎn)情況分析，發(fā)現(xiàn)存在“見油快、后期產(chǎn)量及含水穩(wěn)定”的特點(diǎn)，以此為基礎(chǔ)開展提高采收率基礎(chǔ)試驗(yàn)，驗(yàn)證注水有利于補(bǔ)充地層能量，再結(jié)合體積壓裂工藝，形成致密油低成本水平井重復(fù)壓裂增產(chǎn)技術(shù)。

1 儲(chǔ)層特征及生產(chǎn)現(xiàn)狀

1.1 儲(chǔ)集層特征

馬56油區(qū)致密油層埋深主要分布在2000～3000 m，油層厚度10～40 m。儲(chǔ)集層巖性以凝灰?guī)r為主，基質(zhì)含油性較好，孔隙度分布14%～22%，滲透率主要分布0.1～0.5 mD，平均含油飽和度70.2%，屬于中高孔、特低滲、高含油飽和度致密油層。

1.2 井型選擇

開發(fā)初期，主要采用直井壓裂完井，單井產(chǎn)量低、有效期短，難以形成商業(yè)開采價(jià)值。由于儲(chǔ)集層巖石具有彈性模量高（25.2～30.8 GPa）、泊松比低（0.21～0.23）、脆性較強(qiáng)（脆性指數(shù) 0.46～0.54）的特點(diǎn)，后采用水平井體積壓裂，致密油儲(chǔ)集層得到有效動(dòng)用。壓后初期平均單井產(chǎn)量15 t/d，穩(wěn)產(chǎn)8 t/d，有效期近1年。

1.3 前期改造工藝

通過不同水平井段長(zhǎng)、壓裂工藝（速鉆橋塞分簇壓裂、固井滑套分段壓裂、裸眼分段壓裂）實(shí)施效果對(duì)比，最終形成水平井套管完井、長(zhǎng)水平段（＞800 m）、速鉆橋塞多段分簇（前期水平段短，平均6段，每段3簇）、大排量（12 m3/min）、復(fù)合壓裂液（滑溜水55%+凍膠45%）、組合粒徑支撐劑的壓裂工藝。

2 常規(guī)重復(fù)壓裂存在問題及擬解決方案

2.1 存在的問題

目前常采用雙封單卡壓裂、籠統(tǒng)壓裂以及暫堵轉(zhuǎn)向壓裂等工藝解決水平井重復(fù)壓裂增產(chǎn)難題，但前期現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)情況表明雙封單卡壓裂受施工排量影響（目前僅能達(dá)到10 m3/min）不能進(jìn)一步增大改造體積，且作業(yè)時(shí)效低；籠統(tǒng)壓裂與暫堵轉(zhuǎn)向壓裂增產(chǎn)幅度中等或較小，未能達(dá)到預(yù)期效果，而且暫堵壓裂施工壓力變化不明顯，無有效技術(shù)手段監(jiān)測(cè)裂縫開啟以驗(yàn)證工藝有效性。與此同時(shí)，壓裂工具、材料的大規(guī)模應(yīng)用，造成施工成本的增加。

2.2 解決方案

體積壓裂要求大液量改造，單段注入規(guī)模＞800 m3，單井壓裂規(guī)模＞5000 m3，在壓后排液過程中出現(xiàn)返排率5%～15%、壓裂液尚未完全排出地層就見油的現(xiàn)象，即具有“見油快、后期產(chǎn)量及含水穩(wěn)定”的特點(diǎn)。研究認(rèn)為大量滯留的壓裂液在地層中起到類似“注水吞吐”的效果，因此，在后期重復(fù)壓裂過程中，擬采用注水和體積壓裂相結(jié)合的新方法，期望通過補(bǔ)充地層能量及增大改造體積而獲得高產(chǎn)。

3 重復(fù)壓裂新方法研究

針對(duì)低滲透油田而言，造成水平井低產(chǎn)的因素較多，研究表明滲透性差導(dǎo)致油井不見效和遞減快是主要原因，因此重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)時(shí)需著重考慮擴(kuò)大儲(chǔ)層改造體積和恢復(fù)地層能量，以便促進(jìn)油井受效，在提高單井產(chǎn)量的同時(shí)，延長(zhǎng)有效期［6］。結(jié)合區(qū)塊前期生產(chǎn)特征，著眼于提高采收率與體積壓裂結(jié)合的方法，通過分析儲(chǔ)集層潤(rùn)濕性，尋找注水補(bǔ)充地層能量的依據(jù)，優(yōu)選體積壓裂工藝擴(kuò)大儲(chǔ)層改造體積，提高單井產(chǎn)量和采收率，形成低成本重復(fù)壓裂改造新方法。

3.1 儲(chǔ)集層潤(rùn)濕性

潤(rùn)濕性實(shí)驗(yàn)［7-10］主要研究目的是為驗(yàn)證該儲(chǔ)集層親水特征以及注水對(duì)補(bǔ)充地層能量有利。選取馬56-12H井16塊巖心，馬56-15H井33塊巖心，共計(jì)49塊巖心。所取巖心直徑3.84 cm、長(zhǎng)度4～7 cm，部分巖心表面可見裂縫。

3.1.1 儲(chǔ)集層原始潤(rùn)濕性 潤(rùn)濕性測(cè)定實(shí)驗(yàn)采用Amott方法，首先將潤(rùn)濕相流體自動(dòng)滲吸進(jìn)入巖心，驅(qū)替非潤(rùn)濕流體，結(jié)合滲吸和強(qiáng)制驅(qū)替來測(cè)量巖心的平均潤(rùn)濕性，在實(shí)驗(yàn)測(cè)定中使用油藏巖心和流體，且在高溫高壓條件下進(jìn)行，以模擬油藏實(shí)際地層條件。從圖1測(cè)試結(jié)果可看出，相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)0.18～0.48，平均值0.37；相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)小于0.3的巖樣7塊，0.3～0.4的巖樣8塊、0.4～0.5的巖樣13塊，0.5～0.7的巖樣2塊。根據(jù)巖石潤(rùn)濕性判斷標(biāo)準(zhǔn)，儲(chǔ)集層原始潤(rùn)濕性表現(xiàn)為弱親水-親水特征。

圖1 儲(chǔ)集層巖心原始潤(rùn)濕性測(cè)試結(jié)果Fig. 1 The test on the original wettability of the reservoir

3.1.2 壓裂液對(duì)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的影響 選擇馬56-15H、馬56-12H井各3塊巖心用Amott法開展壓裂液對(duì)儲(chǔ)集層潤(rùn)濕性的影響實(shí)驗(yàn)。壓裂液分別采用中石油廊坊分院及吐哈油田工程院現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際用壓裂液體系各2000 mL（兩種液體區(qū)別是HPG加量分別為0.1%和0.2%，黏土穩(wěn)定劑加量分別為0.3%和0.5%，其他添加劑及其加量相同）。從圖2測(cè)試結(jié)果可以看出，壓裂液作用前相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)0.41～0.46，平均0.43；壓裂液作用后相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)0.63～0.72，平均0.67，增加幅度0.46～0.67（增加幅度為壓裂液作用后相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)與壓裂液作用前平均相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)差值），平均增加幅度0.56，反映壓裂作用后儲(chǔ)集層親水性更強(qiáng)。

圖2 壓裂液作用前后儲(chǔ)層巖心潤(rùn)濕性對(duì)比Fig. 2 Wettability contrast before and after the fracturing

3.2 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)介質(zhì)作用距離比較大，一般可以達(dá)到50～80 cm。一般選取多塊直徑為 25 mm、長(zhǎng)度為30～70 mm的天然巖心柱拼接成長(zhǎng)巖心［11］。本實(shí)驗(yàn)選取6塊巖心組合成長(zhǎng)巖心，為了消除巖石的末端效應(yīng)，每塊短巖心之間用濾紙連接。組合長(zhǎng)巖心平均滲透率11.36 mD，總長(zhǎng)度36.2 cm。實(shí)驗(yàn)?zāi)M實(shí)際井大規(guī)模壓裂的情況，采用人工造縫，用造縫后的巖心開展長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，分別進(jìn)行衰竭實(shí)驗(yàn)1組、注水實(shí)驗(yàn)1組、CO2驅(qū)實(shí)驗(yàn)1組、N2驅(qū)實(shí)驗(yàn)1組、烴類氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)1組（表1）。

表1 不同注入介質(zhì)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Table 1 Comparison between displacement test results of different injection media

從表1實(shí)驗(yàn)結(jié)果可看出，衰竭式開采采出程度低，僅有1.83%。通過補(bǔ)充地層能量，可大幅度提高原油采出程度，最高為CO2驅(qū)，可提高采出程度51.2%，最低N2驅(qū)，可提高原油采出程度32.12%。比較水驅(qū)與氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，水驅(qū)比氣驅(qū)突破略晚，突破時(shí)采出程度與氣驅(qū)基本一致；水驅(qū)最終采出程度比烴類氣、N2好，采出程度達(dá)到44.58%。另外由于水-油黏度比遠(yuǎn)大于氣-油黏度比，不易竄；水相難以壓縮，注入烴類孔隙體積倍數(shù)（HCPV）遠(yuǎn)小于氣體，因此，考慮水驅(qū)為致密油儲(chǔ)層首選注入介質(zhì)。

3.3 數(shù)值模擬

在對(duì)油氣藏地質(zhì)模型、注水過程中地層油和注入水之間相態(tài)變化以及油藏工程等研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合室內(nèi)長(zhǎng)巖心水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，運(yùn)用三維三相黑油模型對(duì)不同注水時(shí)機(jī)方案進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)［12］。

采用角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)，X方向劃分?jǐn)?shù)量為30，Y方向劃分?jǐn)?shù)量為40，步長(zhǎng)為20 m×20 m，Z方向劃分?jǐn)?shù)量為4，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)總數(shù)6355。從30 d向地層注入不同液量后地層壓力變化曲線（圖3）可以看出，注入液體對(duì)地層能量有補(bǔ)充作用。注入初期，壓力上升較快，2 d后壓力平穩(wěn)；注入5000 m3液體時(shí)，30 d后地層壓力上升1.1 MPa；注入10000 m3時(shí)，30 d后地層壓力將上升2.14 MPa；注入15000 m3，30 d后地層壓力上升3.13 MPa，注入液量越大，地層壓力上升越高。而從模擬的增加不同地層壓力對(duì)累計(jì)產(chǎn)出液量的影響關(guān)系曲線可以看出（圖4），隨著地層壓力的增加，單井的累計(jì)產(chǎn)出液量增加。地層壓力增加1 MPa，10年后累計(jì)產(chǎn)液量3.4×104m3；壓力增加2 MPa，10年后累計(jì)產(chǎn)液量3.7×104m3；地層壓力增加3 MPa，10年后累計(jì)產(chǎn)液量3.9×104m3。

3.4 注水先導(dǎo)性試驗(yàn)

圖3 注入不同液量對(duì)地層壓力的影響Fig. 3 Effect of liquid injection rate on reservoir pressure

圖4 增加不同地層壓力對(duì)產(chǎn)出液量的影響Fig. 4 Effect of reservoir pressure increment on liquid production rate

優(yōu)選壓前低產(chǎn)井開展本井注水先導(dǎo)性試驗(yàn)，先后完成常規(guī)注水、小排量注水、大排量注水等試驗(yàn)（均開展1輪次注水試驗(yàn)），結(jié)果表明，通過注水補(bǔ)充地層能量實(shí)現(xiàn)油水置換，單井產(chǎn)量得以提高。從表2注水先導(dǎo)性試驗(yàn)參數(shù)及效果可以看出，注水有利于恢復(fù)單井產(chǎn)量，且增大規(guī)模提產(chǎn)效應(yīng)明顯；當(dāng)注水規(guī)模大于采出量的2倍時(shí)更有利于增產(chǎn)，但僅僅小排量注水有效期短，需結(jié)合重復(fù)壓裂工藝，保持長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。

表2 重復(fù)壓裂先導(dǎo)性參數(shù)及效果Table 2 Parameters and results of water injection pilot

3.5 重復(fù)壓裂工藝優(yōu)選

3.5.1 壓裂方式優(yōu)選 考慮低成本及注水見效等因素，本次重復(fù)壓裂目的是延伸原有裂縫，保持原有導(dǎo)流能力。工藝優(yōu)選大排量注水+籠統(tǒng)壓裂［8-12］，通過增大施工排量，盡可能動(dòng)用死油區(qū)；增大入井液量，補(bǔ)充地層能量。壓后悶井5～15 d，保持地層能量。

3.5.2 壓裂規(guī)模優(yōu)化 根據(jù)注水先導(dǎo)性試驗(yàn)結(jié)果，注水量大于2倍采出量。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，受地層物性條件限制，改造體積存在上限，入井液量為800～1000 m3時(shí)改造體積增加幅度變緩，優(yōu)化壓裂液量 800～1000 m3。

3.5.3 施工排量?jī)?yōu)選 考慮施工排量應(yīng)大于初次壓裂排量，區(qū)塊水平井初次壓裂排量為12 m3/min，本次提高注水與重復(fù)壓裂排量至14 m3/min（考慮油田壓裂設(shè)備能力）。

3.5.4 壓裂液和支撐劑優(yōu)選 本次壓裂目的是延伸原有裂縫，不考慮建立高導(dǎo)流能力裂縫，采用全程滑溜水、段塞加砂、小粒徑支撐劑（石英砂與陶粒組合），具有砂堵風(fēng)險(xiǎn)和施工成本低、保持原有裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)勢(shì)［13-16］。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

重復(fù)壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)6井次（其他井采用暫堵、選層壓裂等工藝結(jié)合的方式，不在統(tǒng)計(jì)范圍內(nèi)），改造前低產(chǎn)油，平均單井日產(chǎn)油2.5 t，改造30 d后日產(chǎn)油達(dá)到18.1 t，增效突出，產(chǎn)量恢復(fù)到初期壓裂產(chǎn)量的77.4%，6口井措施后當(dāng)年累計(jì)增油合計(jì)6567 t（效果見表3）。

表3 籠統(tǒng)注水+重復(fù)壓裂施工效果Table 3 Application results of commingled water injection & refracturing

以馬56-7H井為例，該井水平段長(zhǎng)509.7 m，首次壓裂于2014年5月完成6段18簇改造，累計(jì)入井液量4466.6 m3，砂量277.1 m3，壓后獲得日產(chǎn)油23 t高產(chǎn)，截止重復(fù)壓裂前，累產(chǎn)液3812.3 m3，累產(chǎn)油2792.5 t，壓前日產(chǎn)油為2.4 t。2015年12月開展籠統(tǒng)注水與重復(fù)壓裂試驗(yàn)，累計(jì)入井液量8507 m3（注入采出量比為2.2），入井砂量71.5 t（全程小粒徑陶粒組合），施工排量12.6～13.2 m3/min。壓后日產(chǎn)油16.3 t/d，達(dá)到初期產(chǎn)量的70.9%，增效顯著。

注水與體積壓裂結(jié)合是對(duì)前期體積壓裂再次動(dòng)用的一種補(bǔ)充方式，該方式成本極低，以前期水平段平均6段計(jì)算，節(jié)省工具費(fèi)用（平均5段，每段工具費(fèi)用按8萬元計(jì)算）40萬元/井次；采用全程滑溜水施工，較初期復(fù)合壓裂液（按每段入井液量1200 m3計(jì)算），節(jié)省壓裂材料費(fèi)用100萬元/井次；按原油價(jià)格50美元計(jì)算，平均每口井增產(chǎn)油715 t即可收回成本。該方法目前已在新井、重復(fù)壓裂與暫堵結(jié)合等措施井推廣應(yīng)用，取得顯著效果，尤其“縫控”體積壓裂井壓后日產(chǎn)油達(dá)到24.8 t。

5 結(jié)論與建議

（1）利用儲(chǔ)集層親水特征，壓前預(yù)先注水補(bǔ)充能量，結(jié)合大排量壓裂提高波及系數(shù)，是區(qū)塊重復(fù)壓裂井增產(chǎn)的有效改造手段，可以快速恢復(fù)低效井單井產(chǎn)量，回收成本快，有效率高，施工風(fēng)險(xiǎn)低。

（2）通過數(shù)值模擬并與現(xiàn)場(chǎng)不同規(guī)模的注水試驗(yàn)結(jié)合，認(rèn)為注水規(guī)模大于采出量的2倍時(shí)更有利于增產(chǎn)，該結(jié)果可用于指導(dǎo)馬56區(qū)塊重復(fù)壓裂設(shè)計(jì)。

（3）注水與體積壓裂結(jié)合，既為水平井重復(fù)壓裂探索出一條新途徑，又成為保持致密油層高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)的新方式。