張永春

（1.中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450007；2.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川 成都 610059）

0 引言

涇河油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層為典型的裂縫型致密低滲油藏，儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，油井基本無(wú)自然產(chǎn)能，常規(guī)直井壓裂開(kāi)發(fā)效益差。水平井分段壓裂技術(shù)大幅提高了單井產(chǎn)量，增產(chǎn)倍數(shù)是周圍直井的3～5倍［1-3］。然而，隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，受儲(chǔ)層物性差、初次壓裂改造不充分，以及裂縫發(fā)育造成油藏能量補(bǔ)充難度大，極易形成暴性水淹或氣竄等影響，部分水平井產(chǎn)量遞減快，采收率低［4-6］。如何對(duì)該類低產(chǎn)水平井進(jìn)行重復(fù)壓裂來(lái)提高單井產(chǎn)量、延緩遞減，以及提高采收率，是實(shí)現(xiàn)油田經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)面臨的重要問(wèn)題。

近年來(lái)，北美非常規(guī)油氣田針對(duì)初次改造不充分的井段，通過(guò)段間或簇間補(bǔ)孔，主體工藝采用光套管多級(jí)暫堵重復(fù)改造［7-8］，取得了一定增產(chǎn)效果；但是該技術(shù)是籠統(tǒng)壓裂，壓裂位置和各段規(guī)模不確定。國(guó)內(nèi)針對(duì)非常規(guī)油氣藏水平井重復(fù)壓裂也開(kāi)展了相應(yīng)試驗(yàn)，但一般側(cè)重于重復(fù)壓裂工藝研究［9-11］，對(duì)老縫復(fù)壓、新縫加密、壓后燜井、滲吸置換等方面的研究較少。筆者以涇河油田致密低滲油藏X井為研究對(duì)象，在剖析該井剩余油分布特征和重復(fù)壓裂技術(shù)難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，形成了增大儲(chǔ)層改造體積、補(bǔ)充地層能量、提高油水置換效率的一體化水平井重復(fù)壓裂技術(shù)，為同類致密低滲油藏重復(fù)壓裂改造提供參考。

1 初次壓裂及剩余油分布評(píng)價(jià)

X井是部署在鄂爾多斯盆地涇河油田2井區(qū)的一口水平井，目的層為長(zhǎng)8儲(chǔ)層，水平段長(zhǎng)800 m。初次壓裂采用連續(xù)油管帶底封拖動(dòng)工藝，分8段壓裂，段間距 82～151 m，施工排量 3 m3/min，平均砂比 26.3%，平均單段入地液量172.5 m3，進(jìn)液強(qiáng)度1.7 m3/m，平均單段加砂量25.1 m3，加砂強(qiáng)度0.3 m3/m。壓裂后，初期日產(chǎn)液18.8 m3，日產(chǎn)油6.5 m3。隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，由于裂縫失效、閉合，以及地層能量不足，日產(chǎn)液水平逐漸下降。截止到2020年1月，累計(jì)生產(chǎn)1 055 d，日產(chǎn)液量遞減至3.2 m3，日產(chǎn)油量遞減至1.4 m3。

X井初次壓裂規(guī)模及強(qiáng)度均較小，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，擬合壓裂半縫長(zhǎng)100～120 m，采出程度2.5%。從儲(chǔ)量動(dòng)用狀況來(lái)看，天然裂縫的分布對(duì)儲(chǔ)量動(dòng)用起到了決定性作用，裂縫帶產(chǎn)量占總產(chǎn)量的79%?；谌S油藏模型，依據(jù)水平井鉆遇儲(chǔ)層物性、含油飽和度情況及分段儲(chǔ)量動(dòng)用狀況，優(yōu)選剩余儲(chǔ)量豐度高的A段和B段裂縫帶及周圍區(qū)域?qū)嵤┲貜?fù)壓裂，優(yōu)化重復(fù)壓裂6段16簇。其中，利用老縫5簇，補(bǔ)孔11簇，簇間距19～25 m，在壓裂新縫的同時(shí)兼顧延伸老縫，增大壓裂縫網(wǎng)改造體積，提高致密低滲油藏的儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

2 重復(fù)壓裂技術(shù)難點(diǎn)

針對(duì)涇河油田致密低滲油藏X井長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，以及地層壓力系數(shù)低等特點(diǎn)，重復(fù)壓裂改造主要存在3個(gè)技術(shù)難點(diǎn)。

1）重復(fù)壓裂工藝優(yōu)選。X井投產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，井下條件復(fù)雜，需要考慮重復(fù)壓裂管柱工具與現(xiàn)有井筒條件的適應(yīng)性和穩(wěn)定性；同時(shí)為滿足密切割多簇分段和大規(guī)模吞吐壓裂，需要優(yōu)選高效穩(wěn)定的重復(fù)壓裂工藝，實(shí)現(xiàn)重復(fù)改造擴(kuò)老縫、壓新縫和壓后燜井。

2）新縫開(kāi)啟與老縫延伸。油氣生產(chǎn)過(guò)程中，孔隙壓力不斷變化，在裂縫周圍分布不均勻，改變了裂縫周圍的孔隙壓力梯度，進(jìn)而導(dǎo)致整個(gè)儲(chǔ)層內(nèi)的地應(yīng)力重新分布。需要根據(jù)地層特性及開(kāi)發(fā)方式的特點(diǎn)，結(jié)合初次壓裂施工分析，在延伸老縫、恢復(fù)導(dǎo)流的基礎(chǔ)上，研究裂縫轉(zhuǎn)向可行性，優(yōu)化暫堵工藝。

3）儲(chǔ)層保護(hù)。根據(jù)涇河油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層的傷害類型及傷害特征分析可知，裂縫型儲(chǔ)層以固相顆粒傷害和應(yīng)力敏感傷害為主，基質(zhì)型儲(chǔ)層以水敏傷害為主。如何優(yōu)選針對(duì)性的低傷害壓裂液體系，對(duì)重復(fù)壓裂效果至關(guān)重要。

3 重復(fù)壓裂方案設(shè)計(jì)

3.1 施工排量?jī)?yōu)化

對(duì)涇河油田水平井多簇起裂機(jī)理的研究表明，為實(shí)現(xiàn)多簇射孔均衡起裂，需要滿足2個(gè)條件：1）孔眼節(jié)流壓差大于簇間破裂壓力差與破裂后瞬時(shí)壓降之和；2）孔眼節(jié)流壓差大于簇間閉合應(yīng)力差［12-14］。長(zhǎng)8儲(chǔ)層實(shí)測(cè)簇間破裂壓力差3～5 MPa，簇間閉合應(yīng)力差1～3 MPa，破裂后瞬時(shí)壓降2～3 MPa。因此，單簇孔眼節(jié)流壓差應(yīng)在5 MPa以上。

孔眼節(jié)流摩阻計(jì)算公式為

式中：Ppf為孔眼節(jié)流摩阻，MPa；Q 為注入排量，m3/min；ρ為流體密度，kg/m3；n為孔眼個(gè)數(shù)；d為孔眼直徑，m；C為孔眼流量系數(shù)。

不同孔眼個(gè)數(shù)條件下孔眼節(jié)流摩阻與施工排量的關(guān)系見(jiàn)圖1。

圖1 不同孔眼個(gè)數(shù)下孔眼節(jié)流摩阻與施工排量的關(guān)系

結(jié)果表明：當(dāng)孔眼個(gè)數(shù)為16孔時(shí)，6 m3/min施工排量產(chǎn)生的孔眼節(jié)流摩阻約5 MPa，這足以克服2簇間的破裂壓力差來(lái)確保第2簇起裂。2簇起裂后產(chǎn)生的孔眼節(jié)流摩阻為1.2 MPa，不足以保證第3簇起裂。因此，若采用3簇以上射孔，為確保難度最大的最后1簇起裂，需要進(jìn)一步減少孔眼個(gè)數(shù)和增大排量來(lái)提升孔眼節(jié)流摩阻。X井單段射孔2～4簇，為保證簇間均衡起裂，優(yōu)化施工排量為8～10 m3/min。

3.2 施工規(guī)模優(yōu)化

低壓低滲油藏在生產(chǎn)后期，地層能量快速下降是遞減難以控制的主要原因之一。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)外開(kāi)展了致密油注水吞吐采油試驗(yàn)，通過(guò)壓裂后衰竭式開(kāi)采，至地層能量不足時(shí)注水燜井，依靠毛細(xì)管力作用使水與原油發(fā)生置換，實(shí)現(xiàn)老井增產(chǎn)。因此，可采取重復(fù)壓裂與補(bǔ)充地層能量相結(jié)合的水平井儲(chǔ)能壓裂技術(shù)。壓裂前置液階段大排量注入滲吸滑溜水溝通天然裂縫，形成以主裂縫向四周擴(kuò)展的復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫系統(tǒng)，同時(shí)驅(qū)油劑改變砂巖潤(rùn)濕性，實(shí)現(xiàn)油水滲吸置換。攜砂液階段注入高黏度攜砂壓裂液，采取連續(xù)加砂方式提高加砂強(qiáng)度和裂縫導(dǎo)流能力，實(shí)現(xiàn)較大的改造體積并建立主縫高導(dǎo)流帶。壓裂后燜井進(jìn)一步滲吸擴(kuò)壓，從而兼顧了儲(chǔ)層改造體積與地層能量的有效補(bǔ)充。

重復(fù)壓裂入地液量根據(jù)單段累計(jì)虧空體積、基質(zhì)滲透率和地層能量保持程度計(jì)算［15-16］。優(yōu)化X井單段入地液量為 1 800～2 100 m3。

入地液量計(jì)算公式為

式中：V為X井單段壓裂入地液量，m3；ηs為地層能量保持程度；Vk為X井單段虧空體積，m3；K0為基質(zhì)滲透率，10-3μm2。

3.3 壓后燜井時(shí)間優(yōu)化

壓裂施工結(jié)束后，燜井進(jìn)行滲吸擴(kuò)散，使得壓裂液流動(dòng)到低孔隙壓力區(qū)，大幅提高地層壓力保持水平，擾動(dòng)并開(kāi)啟遠(yuǎn)端天然裂縫，增大儲(chǔ)層改造體積和裂縫復(fù)雜程度，加速剩余油向水力裂縫流動(dòng)。

不同巖心采收率隨滲吸時(shí)間的變化見(jiàn)圖2。由圖可以看出：隨著滲吸時(shí)間增加，采收率不斷增大，當(dāng)滲吸時(shí)間在20 d以內(nèi)，采收率增長(zhǎng)較快；當(dāng)滲吸時(shí)間達(dá)到45 d左右，采收率增長(zhǎng)幅度趨于平緩。因此，基于巖心滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果，優(yōu)化X井壓裂后燜井時(shí)間不低于45 d。同時(shí)，考慮燜井期間的壓降變化率，若單日壓降變化幅度小于0.1 MPa，井底壓力與地層壓力達(dá)到平衡，從壓降角度認(rèn)為達(dá)到開(kāi)井條件。

圖2 不同巖心采收率隨滲吸時(shí)間的變化

3.4 壓裂材料優(yōu)化

3.4.1 壓裂液

針對(duì)致密低滲油藏敏感性強(qiáng)的特點(diǎn)，為進(jìn)一步減小儲(chǔ)層傷害，采用復(fù)合清潔壓裂液體系，分3個(gè)階段泵注3種類型液體。首先，大排量注入低摩阻表面活性劑類的滲吸滑溜水，補(bǔ)充地層深部能量，實(shí)現(xiàn)油水滲吸置換；然后，大排量注入滑溜水，并攜帶小粒徑段塞砂量，充填微裂縫，減小液體濾失；最后，泵注高黏度攜砂壓裂液，獲得滿足油藏長(zhǎng)期導(dǎo)流能力的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。優(yōu)化3個(gè)階段的壓裂液配方為：1）滲吸滑溜水，0.06%水溶性稠化劑+0.25%滲吸劑+0.2%黏土穩(wěn)定劑；2）滑溜水，0.06%水溶性稠化劑+0.03%破乳助排劑+0.2%黏土穩(wěn)定劑；3）高黏度攜砂壓裂液，0.20%水溶性稠化劑+0.03%破乳助排劑+0.2%黏土穩(wěn)定劑+0.3%交聯(lián)劑。

滲吸劑由表面活性劑與改性納米二氧化硅復(fù)合而成。油水界面張力降至10-3～10-2mN/m，潤(rùn)濕角126°～147°，在油滴、納米流體和巖心接觸處形成楔型薄膜（見(jiàn)圖3），實(shí)現(xiàn)原油剝離，增油率達(dá)50%～60%。

圖3 巖心自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)與潤(rùn)濕性轉(zhuǎn)變示意

3.4.2 暫堵劑

為實(shí)現(xiàn)多簇同時(shí)有效起裂，最大限度提高每個(gè)射孔簇的產(chǎn)油貢獻(xiàn)率，進(jìn)一步增加裂縫與油藏的接觸面積，在施工過(guò)程中加入不同尺度的暫堵劑，促使裂縫復(fù)雜化。暫堵劑的組合、用量主要考慮暫堵施工前形成的人工裂縫形態(tài)及封堵壓差。X井初次壓裂施工的停泵壓力為9.8～13.0 MPa，應(yīng)力差最大為3.8 MPa，設(shè)計(jì)施工承壓為5～8 MPa。根據(jù)裂縫模擬結(jié)果，采用組合粒徑暫堵劑進(jìn)行暫堵，同時(shí)考慮到施工風(fēng)險(xiǎn)，1.0～3.0 mm與0.2～2.0 mm暫堵劑顆粒占比為2∶1，大粒徑支撐劑起到架橋作用，小粒徑支撐劑起到填充作用。暫堵劑性能指標(biāo)為：粒徑 1.0～3.0 mm，密度 1.24 g/cm3，溫度 52℃，承壓大于40 MPa，15 h完全降解。暫堵劑質(zhì)量濃度及加量根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)壓力實(shí)時(shí)調(diào)整。

3.5 重復(fù)壓裂工藝優(yōu)選

X井采用φ139.7 mm套管固井完井，重復(fù)壓裂工藝需要滿足施工參數(shù)設(shè)計(jì)的要求，盡可能提高排量實(shí)現(xiàn)體積壓裂改造。結(jié)合后期生產(chǎn)需求，優(yōu)先考慮井筒重復(fù)壓裂改造后無(wú)遺留工具，確保施工作業(yè)安全，縮短壓裂作業(yè)周期。

通過(guò)調(diào)研國(guó)內(nèi)外重復(fù)壓裂主體工藝發(fā)現(xiàn)，目前滿足φ139.7 mm套管的重復(fù)壓裂工藝主要有3種：套內(nèi)封隔器分段壓裂工藝、雙封單卡拖動(dòng)壓裂工藝、井筒再造橋塞分段壓裂工藝。綜合考慮地質(zhì)選段情況、工具可靠性、施工效率、風(fēng)險(xiǎn)性及經(jīng)濟(jì)性，X井采用套內(nèi)封隔器分段壓裂工藝。

為滿足大排量施工要求，實(shí)現(xiàn)重復(fù)改造井段與其他井段有效隔離，壓裂后燜井?dāng)U壓，設(shè)計(jì)了大通徑Y(jié)341-114封隔器和滑套噴砂器組合的壓裂管柱。重復(fù)壓裂管柱示意見(jiàn)圖4。管柱操作步驟為：管柱下到位校深后，接好油管懸掛器，連接地面管線，反循環(huán)低壓替換活性水1周后，油管內(nèi)投球打壓，小排量送球到位；當(dāng)壓力達(dá)到5 MPa時(shí)，管柱開(kāi)始坐封，分別在8，10 MPa時(shí)穩(wěn)壓5 min；當(dāng)壓力達(dá)到12 MPa時(shí)，所有封隔器坐封完成；繼續(xù)加壓至22 MPa，將單流滑套打開(kāi)，先打開(kāi)第1段壓裂通道，施工完成后投球，打開(kāi)噴砂器壓裂第2段，完成其他層段壓裂。

圖4 重復(fù)壓裂管柱示意

管柱耐壓70 MPa，耐溫 120℃，滿足涇河油田致密低滲油藏水平井長(zhǎng)8儲(chǔ)層重復(fù)壓裂的要求。全井段采用φ89 mm油管、大通徑Y(jié)341-114封隔器和大通徑耐磨噴砂器。大通徑Y(jié)341-114封隔器最小內(nèi)徑75 mm，比常規(guī)封隔器內(nèi)徑擴(kuò)大了25 mm；大通徑耐磨噴砂器內(nèi)徑49～65 mm，有效降低了管柱沿程摩阻和封隔器節(jié)流摩阻?，F(xiàn)場(chǎng)施工排量最高達(dá)10 m3/min，在停泵后封隔器仍保持坐封，可通過(guò)燜井實(shí)現(xiàn)壓力定點(diǎn)擴(kuò)散，后期上提管柱即可解封，從而實(shí)現(xiàn)井筒全通徑。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及評(píng)價(jià)

X井重復(fù)壓裂共完成6段16簇體積改造，采用滲吸滑溜水+高黏度攜砂壓裂液大排量注入，提高加砂強(qiáng)度，擴(kuò)大改造范圍，施工中采用不同粒徑的暫堵劑和支撐劑組合，促進(jìn)儲(chǔ)層裂縫轉(zhuǎn)向，實(shí)現(xiàn)剩余油未動(dòng)用區(qū)域的改造。

壓裂施工整體平穩(wěn)，施工排量為8～10 m3/min，最高施工壓力為64 MPa，累計(jì)入地液量為12 313.2 m3，累計(jì)加砂量為1 003.2 m3，水平段加砂強(qiáng)度和進(jìn)液強(qiáng)度分別為1.3，15.4 m3/m，是初次壓裂的4.2倍和9.1倍。全程壓裂施工中，泵壓沒(méi)有明顯異常波動(dòng)，井下封隔器及滑套噴砂器性能穩(wěn)定，噴砂器單段最大過(guò)砂量為277.6 m3。

全井微地震監(jiān)測(cè)示意見(jiàn)圖5。從圖中可以看出：微地震事件點(diǎn)分布均勻，共識(shí)別出371個(gè)有效微地震事件；裂縫網(wǎng)格長(zhǎng) 290～346 m，寬 33～160 m，高23～29 m，壓裂井區(qū)域的最大主應(yīng)力方向?yàn)楸逼珫|78°～86°，主應(yīng)力方向明顯，壓裂沒(méi)有壓穿井筒上方及下方的泥巖層。

圖5 全井微地震監(jiān)測(cè)示意

第4段暫堵前后微地震監(jiān)測(cè)示意見(jiàn)圖6。從圖中可以看出，多級(jí)暫堵效果較好，每次暫堵后都有新區(qū)域被改造，出現(xiàn)新破裂區(qū)域。通過(guò)震源機(jī)制反演，得到每個(gè)微地震監(jiān)測(cè)到的地層破裂類型、傾角及方位，將破裂方位相近、相鄰的微裂縫連在一起，孤立微裂縫被排除，建立微地震有效微裂縫網(wǎng)格，計(jì)算的有效改造體積為1.76×106m3，說(shuō)明儲(chǔ)層改造程度比較充分。

圖6 第4段暫堵前后微地震監(jiān)測(cè)示意

5 結(jié)論

1）致密低滲油藏由于儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，以及注水驅(qū)替系統(tǒng)難以建立等因素的影響，水平井產(chǎn)量遞減快、采收率低；但是未動(dòng)用區(qū)域剩余油富集，老井重復(fù)壓裂是挖掘剩余油的重要手段。

2）研究中應(yīng)用重復(fù)壓裂與補(bǔ)充地層能量相結(jié)合的水平井儲(chǔ)能壓裂技術(shù)，優(yōu)化施工排量、入地液量、燜井時(shí)間等關(guān)鍵參數(shù)，優(yōu)選壓裂液體系和暫堵劑。全井段采用φ89 mm油管、大通徑Y(jié)341-114封隔器和大通徑耐磨噴砂器，形成了增大儲(chǔ)層改造體積、補(bǔ)充地層能量、提高油水置換效率的一體化水平井重復(fù)壓裂技術(shù)。

3）微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，儲(chǔ)層改造程度較充分，多級(jí)暫堵效果明顯，獲得了較大的儲(chǔ)層有效改造體積。