提高安塞油田加密区单井产能工艺试验

姬 伟， 毕 凯， 李 荣， 肖宗政， 赵 乐

(中国石油长庆油田分公司第一采油厂)

一、油藏概况

自上世纪80年代开发以来，井网由原始不规则反九点逐步调整为矩形、排状注水井网，目前注水方式以温和注水+堵水调剖为主，开发初期产能3.25 t/d，目前新井产能1.78 t/d。

二、制约单井产能因素分析

1.区域连年加密井油层物性变差

安塞油田王窑区每年打加密井40～50口左右，较以往老井，新井油层厚度变薄，渗透率变低，电阻差异大，砂体横向变化快且连续性差，平面含油不均；或发育底水，个别井出现油层尖灭。

通过对2012～2016年加密井渗透率统计，平均渗透率1.3 mD，每年有接近60%井的渗透率低于1 mD，有近四分之一的井低于0.3 mD，且持续走低。物性变差成为近年来加密井低产的主要原因之一。

2.长期注水导致整体水洗程度偏高

安塞油田目前累计注采比达到1.74，王窑老区地层存水率达到0.9。整体含水较高，水淹层发育，检查井取心表明，油层纵向存在不同程度水洗，加上油性、物性变化快，水淹识别难度加大，以往段式射孔改造导致压后高含水，油井低产[2-4]。

3.主力层内隔夹层发育影响压裂效果

剖面上长6油藏部分区域多油层发育，由于层间或层内的隔夹层分布不稳定，砂体垂向叠置、侧向叠加等增加了储层剖面上的非均质性，部分井单砂体层内薄泥质、钙质夹层广泛发育，导致在平面加密的前提下，储层纵向改造不充分。

4.厚油层剖面改造不充分

王窑加密区平均油层厚度15～20 m，由于水淹层识别难度大，以往改造通常采取低射开程度笼统压裂，实践表明受隔夹层影响油层剖面动用程度低。后期调整技术思路，由笼统合压改为分段压裂，单井产能有一定提高，但部分井排量控制难度大，第二段压裂过程中易与第一段主缝沟通，压穿导致上段油层得不到充分改造，难以达到分压预期效果。

三、提高单产潜力分析

1.剩余油侧向富集

平面上主要受裂缝控制，剩余油主要在裂缝侧向富集，呈条带状分布的特征。剖面上强水洗比例不到30%，强水洗与弱水洗段相间，剩余油呈“互层式”分布，主要分布在低渗透段及物性较差的部位，呈“薄、差、分散”特点。造成剖面单砂体动用严重不均，层内公分级剩余油条带大量存在。微观上依据渗透率、孔隙度、孔喉特征对单砂体剩余油分类，并通过单砂体水淹状况分析，物性较好的Ⅰ类储量动用比例接近70%，Ⅱ+Ⅲ类为致密油，动用比例不足5%，具有较大潜力剩余油富集[5]。

2.压力保持水平高

老区常年注水开发，地层能量充足，原始地层压力9.13 MPa，目前平均压力保持水平110%，为储层改造提供了较好的能量基础。

3.建立水淹层识别标准

通过测井、试油、动态和剩余油测试相互验证分析，确定5项水淹层判别参数：①自然电位曲线向泥岩基线偏移；②异常高阻(淡水)R>40 Ω·m；③异常低阻(污水)R<15 Ω·m；④声波时差高于265 μs/m，曲线平直；⑤阵列感应曲线或双八曲线分异明显[6]。

4.多缝压裂改造

根据储层主应力方向，通过控制射孔方向、调整射孔方位，形成应力干扰，所造裂缝呈非对称、不规则裂缝形态，结合王窑区天然裂缝发育的特点，造成人工裂缝与天然裂缝的沟通，形成复杂的裂缝网格，实践证明缝网改造能较大程度地增加泄油面积。

四、新工艺探索试验

1. 定面射孔+变排量压裂

1.1 作业机理

定面射孔采用分簇布弹，每簇3 发超大孔径射孔弹，通过调整布弹方式使射流方向形成扇面，进而在井筒轴向同一横截面产生多个射孔孔道，弹间径向夹角60°，轴向夹角37.5°，沿定面射孔方向的裂缝呈倾斜状或迂曲状扩展，背离射孔方向裂缝扩展形态呈近垂直状[7]，从而增加初始裂缝的复杂性。

在定面射孔基础上，初期低排量泵注时，在近井裂缝的底界面桥架成一个低渗透或不渗透的人工隔层，可控制裂缝向下延伸，提高排量0.2～0.4 m3/min，快速提高携砂液砂比，既可提高裂缝内的铺砂浓度，同时将支撑剂尽可能地带入地层深处，增加有效支撑缝长[8]。

1.2 应用效果

2016年共在王窑、坪桥等加密区块及检查井实施36口定面射孔工艺，试油期平均日产油9.4 m3，日产水16.5 m3，投产后平均日产液5.62 t，日产油2.25 t，与电物性参数类似的临井对比，较常规工艺改造后单井产能提高0.43 t。

1.3 工艺评价

上下隔层地应力差值小的薄油层或底水油层压裂时，采用定面射孔形成应力干扰，同时采用低黏压裂液，结合变排量施工，相对于以往小规模压裂，从工艺上主动干预，可实现裂缝侧向剩余油进行挖潜的目的。

2. 细分单砂体斜井多段改造

2.1 作业机理

针对厚度较大且不具备泥岩隔层遮挡条件的油层，借鉴水平井改造的特点，在井斜角大、井斜方位有利的情况下，在平行于裂缝主应力方位可细分单砂体单独压裂，实现多条独立的人工裂缝，通过增加改造规模，增加裂缝泄油面积。

图1 W105-X井综合测井图

2.2 应用实例

W105-X井油层段1 205.6～1 237.8 m，最大井斜角26.5°，油层段井斜角23.45°～24.89°，方位角304.1°，该区域最大主应力方向NE65°，井斜方位与主应力夹角119°，按图1所示射开83-84、85、88号单砂体，3段控制规模独立改造(见表1)，压裂后形成了独立裂缝，试油期日产油24.3 m3，日产水3.6 m3，较同区域井改造效果突出。

2.3 工艺评价

对于油层段井斜角≥10°、井斜方位与主应力夹角30°的定向井[9]，油层段井斜角与最大井斜角偏差不超过3°的定向井，采取分砂体多段改造，可满足砂体连续井的精细改造。通过对2015年王窑区常规改造与斜井多段改造的效果对比，在物性参数相仿的条件下，试排期效果有明显的提高(见表2)。

表1 W105-X井油层段及施工参数

表2 2015年同区域常规井及斜井多段改造效果对比

3. 厚油层多级加砂压裂

3.1 作业机理

该工艺针对同一射孔段采取二级或三级加砂压裂，第一级加砂规模控制在10～15 m3，排量1.2～1.6 m3/min，压后关井1 h，待裂缝闭合，压力下降至低于4.0 MPa，进行第二级加砂压裂；若大于4.0 MPa，开始放喷，待压力下降为0，然后大排量反循环彻底，进行第二级加砂压裂，第二级加砂规模15～20 m3，排量1.4～2.0 m3/min。多级加砂能将支撑剂往裂缝端部推动，阻止了缝长的过度延伸，使得铺砂浓度和支撑缝宽增加，从而提高了裂缝导流能力。

3.2 应用效果

2016年共实施该工艺15口井，通过井下微地震监测，措施后该井裂缝带宽、缝高分别增大了33%、25%。相比常规改造，单井平均液量提升2.23 m3，平均单井日增油0.62 t。

3.3 工艺评价

该工艺有效控制了缝长，增加了带宽，适合不具备分压条件的厚油层单井改造，适用于砂体厚度大于20 m，层内无隔层或存在小夹层但不足以对压裂改造起遮挡作用的油井[10-11]。但现场试验发现，油层厚度在30 m以内两级以上压裂规模对产能增加有限，30 m以上油层三级改造即可形成良好的铺砂剖面。

4. 水力喷砂射孔定点压裂

4.1 作业机理

油井套管完井后，不用常规电缆传输射孔，用压裂管柱携带喷砂工具，以高速射流穿透套管壁进入地层形成射孔通道，提高砂比和排量，通过油管主体加砂，环空补液的方式，在喷射通道内形成双向叠加超过破裂压力的压能，转化成动能后将地层压开。

该技术的关键点包括：喷嘴质量；喷嘴的流速；喷射时间；含砂浓度；砂粒直径。

4.2 应用效果

4.3 工艺评价

该工艺对于区域水洗特征明显的井实施定点改造，可避免多段压裂压穿或引起油井出水，尤其适合油层厚且隔夹层多，遮挡条件差，不适合采取分段压裂的井；同时该工艺能实现一趟管柱涵盖射孔、多点压裂的目的，既避免了射孔枪及封隔器在井筒内的事故，同时平均施工周期较动管柱压裂节省2.5 d。

五、配套压裂液体系

稠化水压裂液采用常规压裂设备，施工时在混砂车罐里按(水)100 ∶(稠化剂)2～4的比例直接混配、即时交联、连续施工，携砂性与胍胶液体系相当，省去了常规胍胶体系需提前配液及清罐的环节。同时具备以下优点：①压裂液不会产生腐败；②压裂液黏度可随时进行调整；③压裂液的数量可随时进行增减；④过程环保、低残留；⑤对水质要求低。

室内试验证明，该体系的井筒摩阻相当于胍胶压裂液的60%～70%，最高可降低地面泵功率约30%；同时相比0.35%胍胶压裂液的残渣大于200 mg/L，由于破胶液中含有大量表活剂，具有超低界面张力、润湿反转特性，其残渣含量平均小于1.0 mg/L，有效避免了对地层的二次污染。

现场操作过程中，压后返排液首先进沉降罐进行沉砂、除油，下层清液即可进储液罐进行重复使用，上层浮油及含泥砂污水进行二次集中处理。近年来在王窑、坪桥、候市等老区的加密产建井中应用比例在70%左右，现场不挖设排污池，返排液直接回收利用，累计减少作业废液超过5×104m3，节省经济费用300余万元，具有良好的经济效益及环保价值。

六、结论

(1)油层物性差、水淹层发育、油层水洗程度高、隔夹层发育、改造工艺缺乏针对性是影响加密区单井产能的几个主要因素，剩余油富集、地层能量充足说明仍有单井增产的物质基础，通过优化射孔方案、加强水淹层识别、积极探索新技术为提高单产创造开发方向。

(2)采取定面射孔工艺形成岩石应力干扰，结合变排量施工提高裂缝内铺砂浓度，增加支撑缝长，可针对上下隔层地应力差值小的薄油层或底水油层创造复杂裂缝，增加泄油面积。

(3)对于油层段井斜角≥10°、井斜方位与主应力夹角30°的定向井，在平行于裂缝主应力方位可细分单砂体单独压裂，形成多条独立的人工裂缝，实现剖面精细改造，试油期日产油比常规改造增加5.7 m3。

(4)对于不具备分压条件、砂体厚度大于20 m的油井，实施2～3级加砂压裂，针对同一射孔段逐步提高改造规模，能实现端部脱砂，控制缝长，试验井裂缝带宽、缝高分别增大了33%、25%，单井相比临井增加0.62 t。

(5)水力喷砂射孔压裂可用于加密区内水洗特征明显，压裂难以控制缝高、易见水的油井，采取油管加砂、环空补液的方式，针对性地控制施工参数定点改造，试验井含水低于临井15%，且一趟管柱涵盖多项工序，节省生产周期2～3 d。

(6)提出了一种无需提前配液、可连续混配、携砂性能好、可循环利用且对低渗透地层无污染的稠化水清洁压裂液，在安塞加密区的使用情况表明该液体具有良好的地层配伍性，且具有较好的经济环保价值。