超低渗油藏老井体积压裂技术研究与应用

苏良银, 常 笃, 齐 银, 黄 婷, 李向平, 达引朋

(1中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

超低渗油藏受储层岩性致密和非达西渗流等因素影响，油井生产后产油量递减快，侧向井注水不见效，低产井大面积分布。目前国外采用注水井网开发进行重复改造的报道文献较少，主要针对水平井采用补孔分段和笼统重复压裂工艺为主[1-4]。国内主要针对天然微裂缝发育的致密油等非常规储层进行了体积压裂[5-7]，但改造后主要以能量衰竭式开发为主。针对超低渗水驱开发形成的低产井重复压裂研究较少，前期主要以增加裂缝穿透比为主的重复压裂措施进行治理。但受储层岩性致密和地应力条件制约等影响，该工艺措施面临规模增产难和含水上升快等矛盾。本文在充分结合储层地质特征和开发现状的基础上明确了油藏剩余油分布特征，利用数值模拟手段进行了地应力变化研究和增产潜力分析，提出了适应性较强的以增加裂缝带宽为主要目标的重复压裂设计思路，形成了“全程多级暂堵+体积改造”工艺相结合的重复压裂改造模式。现场应用300余口井，增油量是常规重复压裂的2倍以上,为该类低产井治理提供了有效技术手段。

一、储层开发现状

1. 储层地质特征

油藏埋藏深度2 000～3 000 m，储层厚度10～30 m, 孔隙度为11%～12%，渗透率为0.3～0.4 mD，原始储层压力低16～19 MPa，开发难度大。储层非均值性强，层内夹层多，渗透率变异系数(Vk)为0.65。区域研究及取心结果表明，天然微裂缝发育，密度0.76～1.08条/m。

2. 油藏开发现状

油藏平均单井产量低，其中单井产量小于0.5 t/d的低产井占开井数比例为28%，严重影响了油田的整体开发水平。压力测试及分析表明，油藏注采驱替系统建立缓慢，压力保持水平低(89%)是导致低产井大面积分布的主要原因。后期采用大砂量重复压裂工艺进行改造，措施后初期日增油不足1 t，且生产满3个月产油量递减40%，含水上升快，有效期短。

二、增产潜力评价

1. 储层地应力变化研究

为了进一步明确老井重复压裂裂缝延伸规律，针对典型井组进行了岩心试验和数值模拟分析。岩心三轴压缩试验结果表明，在一定压力条件下，随着油水饱和度的增加，岩石力学参数也在变化。当油水饱和度每增长10%，岩石弹性模量减少0.68 GPa，泊松比增加0.01，抗拉强度减小0.20 MPa。

同时，针对典型井组进行数值模拟。如图1所示，模拟反九点井网，井网井排距480×130 m，针对油藏深度2 150 m，有效厚度35.4 m，孔隙度9.5%，渗透率0.38 mD，原始地层压力19.8 MPa，生产时间1～8年等油藏生产条件进行计算。模拟结果如图1所示，地应力第1年影响范围约为15 m，方向变化不大。 注采8年后，水平最大主应力呈现条带状分布，明显影响范围约为30 m。同时，随着注采时间的延长，水平最大地应力方向发生一定变化，约为10°～30°，两向应力差下降1 MPa，下降幅度小。因此重复压裂裂缝延伸可能会发生一定的偏转，但产生新缝所需要克服的水平两向应力差值依然较大。

图1 应力差随生产时间变化图

2. 重复改造增产潜力分析

计算表明，与其它低渗透油藏相比，超低渗油藏单井泄流面积是其0.5倍，泄流面积有待进一步提高[8]。近年来，针对超低渗油藏低产井，采用了增加裂缝穿透比等重复压裂措施，虽然取得了一定效果，但依然面临裂缝性见水和侧向不见效等问题。为了进一步优化重复压裂设计方法，研究了不同重复压裂裂缝形态对开发效果的影响。在前述反九点模型的基础上，设计了不同裂缝网络模型对产量的影响效果。模型参数：裂缝半长150～250 m，单一缝宽0.025 m，裂缝渗透率10 D，裂缝网络带宽60～100 m。

如图2模拟计算结果表明，单井产量随裂缝带长与带宽的增加而增加。裂缝网络越宽，措施后产油量增加越大，措施后稳产效果越好。

三、工艺技术研究

1. 体积压裂裂缝参数优化

微地震监测结果表明，与普通重复压裂相比，体积压裂改造技术可以有效增加裂缝带长和带宽[9-11]。生产测试统计结果表明，大部分井措施后产油量递减依然较快，证明形成的裂缝带宽不足以建立起有效的油水井驱替系统。同时，随着裂缝带长的增加，油井见水风险增加，措施后易导致含水率上升。如图3数值模拟结果表明，超低渗油藏带宽增加40～60 m、带长增加20～70 m，可提高采出程度3%～4%，开发5年的油井最优裂缝带宽为80～100 m。因此在既有井网条件下，需要进一步提升裂缝净压力，开启侧向新缝，增加侧向裂缝带宽，提高裂缝复杂程度。

图2 不同裂缝条件下的产油量对比图

图3 不同改造工艺模拟对比图

综合岩石力学条件和长期注采条件下的应力变化，现今储层应力差与抗张强度之和约4.5～8.5 MPa。如图4所示，通过该区域储层岩石破坏条件研究表明，产生新缝增加裂缝带宽所需克服的裂缝净压力值要求较高。裂缝内的净压力可以根据Notle(1991)年考虑端部效应和弹性断裂力学条件下的净压力方程进行表征[12]。在一定的储层条件下，提升裂缝净力可控的施工条件主要为增加施工排量。因此，要实现5 MPa以上的裂缝缝内净压力，需要施工排量≥10 m3/min以上，这在现场实施过程中受到了井筒、设备、环境等多方面因素的制约。

(1)

式中：pNet—净压力，MPa；E—杨氏模量，MPa；H—裂缝高度，m；Q—施工排量，m3/min；μ—液体黏度，mPa·s；L—裂缝半长，m；pTip—裂缝尖端压力，MPa。

因此，为了提升裂缝净压力，进一步增加裂缝带宽，需要通过人工暂堵干预，才能形成复杂裂缝。

图4 不同裂缝开启所需净压力值

2. 全程多级暂堵技术

全程多级暂堵技术，即在压裂过程中，加入多级暂堵剂致使缝内多次桥堵抑制裂缝带长增长，同时升高缝内净压力开启侧向支缝并增加裂缝带宽，最后进行体积压裂技术，进一步提高裂缝复杂程度。

(1)暂堵时机优化。利用全三维压裂软件，对超低渗油藏典型井进行裂缝参数计算。如图5计算结果表明，随着压裂时间的延长，动态缝宽不断增加，要实现在设计裂缝缝长的基础上，进行裂缝多级暂堵，优化在前置液前期加入暂堵剂(缝宽在0.5～0.7 cm)。如图6所示，立足不同粒径暂堵剂进入裂缝所需缝宽要求，按照粒径大于缝宽1/3～2/3缝宽原则，优选配套相应的暂堵剂。结合区块储层特征要求，为提升暂堵效率，每种系列堵剂采用4种尺寸按照不同比例进行组合优化使用进一步提升暂堵效果。

图5 不同排量条件下动态缝宽对比图

图6 堵剂进入裂缝的最小动态缝宽图

(2)暂堵级数优化。考虑施工条件，每级暂堵剂从地面开始加入到完全进入裂缝内实现裂缝桥堵升压,所需时间为10～15 min。结合每级之间隔离液和施工后满足顶替要求，优化暂堵级数为2～3级。第一级在前置液阶段加入，实现裂缝端部封堵；二级、三级在携砂液阶段加入，进一步提升裂缝净压力。

(3)配套技术参数。为了降低裂缝带长，采用滑溜水、线性胶和交联冻胶组合液体设计模式。前置液阶段以开启老缝为目的，前置液比例由20%↓10%，液体以滑溜水为主。携砂液前段以暂堵升压为目的，液体以线性胶为主，考虑暂堵剂携带性能即可。携砂液后期以提高裂缝复杂程度为目的，液体采用交联冻胶为主。

四、应用效果

在X超低渗油藏以补充地层能量、增加裂缝带宽、提高驱替效果为目的进行重复压裂试验300余口井，措施前平均单井日产油0.7 t，措施后单井日产油提高到2.3 t，平均单井日增油1.5 t以上，是常规重复压裂增产效果的2倍，且后期稳产效果较好，措施效果持续有效。裂缝压力测试表明，缝内净压力上升6～8 MPa，实现了侧向开启新缝的条件。同时微地震监测结果证明，体积压裂的裂缝带宽由常规压裂的60～80 m↑100 m实现了工艺目的。

五、结论与认识

(1)超低渗透油藏物性差，渗流阻力大，油藏压力保持水平低，低产井大面积分布，采用常规的加大砂量重复压裂方式不能实现储层的有效动用。

(2)超低渗油藏开发时间短，储层地应力变化较小，水平地应力呈带状分布，近井地带两向应力差下降仅1～3 MPa，影响范围小。同时，重复压裂通过增加裂缝带宽，提高裂缝复杂程度可以增加措施后产油量，是有效动用剩余油和提高单井产量的关键。

(3)按照“增加裂缝带宽”为主要目标的体积压裂设计思路，形成了全程多级暂堵+体积改造相结合的重复压裂技术模式。现场试验表明，缝内净压力明显上升，裂缝带宽明显增加，增产稳产效果显著提高，为同类油藏开展低产井治理提供了技术思路。