衛(wèi)秀芬

(中油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163453)

引 言

大慶外圍油田屬于低滲透油田，必須壓裂才能有效動用。初次壓裂后單井產(chǎn)量逐漸遞減，依靠重復壓裂來提高產(chǎn)量。隨著油田開發(fā)的深入，重復壓裂井所占比例逐年增大，增油效果逐年變差，影響了低滲油田的開發(fā)效益。為此，發(fā)展了重復壓裂垂直裂縫轉向工藝技術，使重復壓裂裂縫轉向進入初次壓裂未能充分動用的儲層區(qū)域。與常規(guī)壓裂相比，單井日增油提高67%，增油強度提高34.5%，但重復壓裂要實現(xiàn)轉向需要具備一定的地質條件，水平應力差越小，越容易轉向。大慶外圍油田各開發(fā)區(qū)塊的地質狀況有一定的差別，結合地應力特征研究，尋找適合應用轉向壓裂的區(qū)塊，提出不同區(qū)塊提高重復壓裂井效果的對策，以最大程度地提高重復壓裂增油效果，經(jīng)濟動用低滲油田儲量。

1 重復壓裂裂縫轉向機理

重復壓裂裂縫轉向技術就是在施工過程中實時地向地層中加入適量高強度暫堵劑或永久性封堵劑，堵劑顆粒進入井筒的炮眼、地層中的人工裂縫或高滲透層，產(chǎn)生濾餅橋堵，使后續(xù)壓裂液不能進入人工裂縫和高滲透帶，而進入高應力區(qū)或新裂縫層，促使新縫產(chǎn)生和支撐劑的鋪置變化。暫堵劑在施工完成后自行溶解，不污染地層，永久性堵劑長期封堵老縫(高含水層)［1］。

重復壓裂裂縫是否轉向取決于儲層的地應力狀態(tài)，水力壓裂裂縫總是在最薄弱的地方啟裂，并沿著阻力最小的方向延伸，延伸方向總是垂直于最小水平主應力方向，重復壓裂裂縫轉向的基本條件是在近井底一定區(qū)域內(nèi)最大與最小主應力方向發(fā)生偏轉［2］。初次壓裂及后期生產(chǎn)2個因素可改變井眼附近一定范圍內(nèi)的地應力，造成局部地應力發(fā)生變化。油藏首次壓裂形成裂縫后，將產(chǎn)生1個橢圓形的壓降區(qū)，裂縫對地應力場的影響是在最大水平應力方向上引起的應力下降幅度比最小水平應力方向上大。長期生產(chǎn)會降低孔隙壓力，多孔孔隙彈性耦合改變儲層的應力狀態(tài)，導致水平應力降低，在裂縫方向水平應力的降低幅度強于垂直于裂縫方向［3］。最終結果是最大水平主應力比最小水平主應力減小較多，如果應力降幅的差異超過原始最大與最小水平應力差［4－5］，則主應力方向將發(fā)生轉換，重復壓裂裂縫會在垂直于原裂縫的方向上啟裂延伸，但隨著距裂縫距離的增加，誘導應力迅速減小，地應力場變?yōu)樵瓉淼臓顟B(tài)，裂縫延伸距井筒一段距離后再次發(fā)生轉向，仍沿初次壓裂的方位延伸。

數(shù)模研究表明，不同施工參數(shù)條件下裂縫轉向的條件為原場水平兩向應力差值(水平最大和最小主應力差值)小于4 MPa。隨著水平兩向應力差值的增大，裂縫轉向距離減小。水平應力差值越小，沿不同射孔方向產(chǎn)生的新縫轉向距離越大。射孔方位角對裂縫的起裂方位有重要影響，隨著射孔方位與水平最大主應力方向夾角的增加，裂縫轉向距離降低。重復壓裂裂縫的轉向半徑還與壓裂液黏度、壓裂排量等多個參數(shù)有關。水平主應力差值越小，壓裂液黏度越大，壓裂排量越高，轉向半徑越大。重復壓裂縫轉向的距離還與初次裂縫的支撐縫寬、縫長有關，支撐縫越寬、越長對垂直于原裂縫方向上的誘導應力越大，重復壓裂裂縫轉向距離越大［6］。

2 大慶外圍油田的地應力特征

地應力的分布有3種類型:①Ⅰ類地應力，垂向主應力最大;②Ⅱ類地應力，垂向主應力最小;③Ⅲ類地應力，垂向主應力居中。地應力類型的空間分布有2種情況:①大范圍內(nèi)保持單一的地應力類型不變，甚至全盆地只有一種地應力類型;②在某個范圍內(nèi)有2種地應力交叉分布共存。

2.1 井點地應力大小及方向分布規(guī)律

近幾年，大慶油田公司主要應用波速各向異性、黏滯剩磁、差應變等方法研究了外圍油田15個區(qū)塊61口井549塊巖心的地應力特征(表1)［8］。有14個區(qū)塊60口井544塊巖心垂向主應力最大，其中，水平最大與最小差值不大于4 MPa的區(qū)塊有7個，占實驗區(qū)塊的46.7%;水平最大與最小差值大于4 MPa的區(qū)塊有8個，占實驗區(qū)塊的53.3%，說明大慶外圍油田地應力分布主要是Ⅰ類地應力。敖157區(qū)塊處于老區(qū)和外圍的過渡帶上，其中1口井的地應力分布為Ⅰ類地應力，另1口井垂向主應力居中，地應力分布為Ⅲ類地應力，2種地應力類型交叉共存。12個區(qū)塊52口井的最大水平主應力方向為NE85.1°～NE108.0°，接近東西向，占實驗井數(shù)的85.2%，有2個區(qū)塊7口井的最大水平主應力方向為 NE32.0°～NE63.0°，為北東向，占實驗井數(shù)的11.5%，有1個區(qū)塊(宋芳屯油田方22區(qū)塊)2口井的最大水平主應力方向為NE2.30°～NW6.13°，接近南北向，占實驗井數(shù)的3.3%，說明大慶外圍油田的最大水平地應力方向以東西向為主。

表1 外圍油田區(qū)塊地應力測試結果

2.2 平面地應力大小及方向分布規(guī)律

通過離散元方法和構造應力場模擬研究，進行了斷層構造發(fā)育的地應力場的平面分布規(guī)律研究。研究結果表明，斷裂附近地應力場的方位和大小變化較大，這種變化主要限于斷裂附近一定距離內(nèi)，遠離斷裂，逐漸趨于與區(qū)域應力場一致。

例如希3區(qū)塊南一段油層，有 F0、F1、F2、F3、F4、F5、F6共7條斷層，南一段油層頂部最大水平地應力分布見圖1。應力低值區(qū)主要分布在斷層內(nèi)及其附近區(qū)域，尤其是F0斷層附近，沿斷層F0走向形成了應力低值“長條帶”，應力值為30～44 MPa，應力高值區(qū)主要分布在埋藏較深的東側及斷層F5和F6端部交會處，最大水平地應力高達52 MPa，平均為44～51 MPa。最小水平地應力分布趨勢與最大水平地應力相似。

圖1 南一段油層頂部最大水平地應力大小分布

南一段油層頂部最大水平主應力方向分布見圖2。在遠離斷層區(qū)域時應力方向與區(qū)域應力方向趨于一致(近東西向)，斷層附近區(qū)域，地應力方向一般偏移10°～20°，斷層F0對該構造地應力影響比較顯著，其附近應力方向一般為NE60°～N E85°，明顯偏離了區(qū)域地應力方向。

斷層對地應力擾動作用與其規(guī)模(延伸長度等)、形態(tài)以及斷層間的交互作用有關，斷層規(guī)模越大，其影響范圍越大，斷層的端部附近、拐角區(qū)域、扭曲部位的地應力方向轉向較劇烈，斷層交叉、分支、拐點處及尖滅區(qū)有較明顯的應力集中現(xiàn)象。

圖2 南一段油層頂部最大水平主應力方向分布

3 提高大慶外圍油田重復壓裂井效果對策

大慶外圍油田大部分區(qū)塊都具有滲透率低、儲層物性差的特點，自然產(chǎn)能較低，需壓裂改造方可投產(chǎn)。油井壓裂后的生產(chǎn)特征一般分為3個階段:線性流階段—擬徑向流階段—徑向流階段。當壓裂后生產(chǎn)達到徑向流階段時，裂縫已經(jīng)失去了高導流能力，認為上次壓裂形成的裂縫已經(jīng)閉合，若重復壓裂層段具有足夠的剩余可采儲量和地層能量，可以對該井實施重復壓裂。重復壓裂井的地質因素和失效原因不盡不同，結合剩余油分布圖，選擇有效厚度大、采出程度低、與水井連通的井層，針對不同的井況采取不同的工藝措施，可提高重復壓裂井的壓裂效果。

3.1 Ⅰ類地應力水平應力差小于4 MPa的區(qū)塊提高重復壓裂效果的對策

大慶外圍油田主要為Ⅰ類地應力，對于其中水平兩向應力差值小于4 MPa的井層優(yōu)先考慮采取垂直縫轉向壓裂工藝措施。要獲得較長的轉向裂縫或較好的壓裂效果，優(yōu)選初次壓裂規(guī)模較大、生產(chǎn)一定時間、含水低的井層采取垂直縫轉向壓裂工藝措施，采用與原場水平最大主應力夾角小的定向射孔技術［9］產(chǎn)生新縫，可起到增油控水的作用。

(1)對含水低于60%的油井采用暫堵型的垂直縫轉向壓裂工藝措施，壓后強制放噴，恢復原裂縫，使原縫和新縫同時發(fā)揮疏通油流通道的作用。例如大76－76井PI1—PI4號層水平主應力差為2.2 MPa(表2)，預測重復壓裂裂縫可能轉向，采用暫堵型的垂直縫轉向壓裂工藝措施，生成了與初次壓裂裂縫擴展方向正交的新垂直裂縫，地面測斜儀監(jiān)測的人工裂縫方位見圖3。重復壓裂后單井初期日增油為3.7 t/d，產(chǎn)量達到初期投產(chǎn)壓裂70%以上。而同區(qū)塊的大80－94井重復壓裂雖然產(chǎn)生新縫，但與原裂縫偏移角度不大，未能有效突破原裂縫滲流驅替方位，壓裂后日增油為1.1 t/d(表3)。現(xiàn)場試驗證明，轉向重復壓裂比原縫重復壓裂效果好。

表2 新戰(zhàn)油田地應力轉向預測

表3 新戰(zhàn)油田壓裂效果統(tǒng)計

圖3 大76－76和大80－94井壓裂人工裂縫方位監(jiān)測

(2)對于含水大于80%且老裂縫不存在挖潛潛力的井，實施永久封堵型的強制轉向壓裂措施，永久性封堵原壓裂裂縫，利用與原場水平最大主應力夾角小的定向射孔技術，壓裂裂縫沿射孔方位起裂產(chǎn)生新縫，達到增油控水的目的。例如朝76－118井采用永久封堵型重復轉向壓裂技術，堵劑用量為45 m3，施工破裂壓力為31.5 MPa，比初次壓裂的破裂壓力高13.5 MPa，同時延伸壓力也高于初次壓裂2 MPa，說明原人工裂縫封堵成功，并產(chǎn)生了新的人工裂縫。該井壓裂前日產(chǎn)液為13.5 t/d，日產(chǎn)油為0.7 t/d，含水為98%。壓裂后初期日產(chǎn)油為5 t/d，日增油為4.3 t/d，含水下降30%。

3.2 Ⅰ類地應力水平應力差大于4 MPa的區(qū)塊提高重復壓裂效果的對策

對于Ⅰ類地應力且水平兩向應力差值大于4 MPa的區(qū)塊，隨著水平應力差值的增大，重復壓裂裂縫只在井筒附近轉向或不能轉向產(chǎn)生新縫。

(1)增大壓裂施工規(guī)模，達到最佳穿透比，以提高重復壓裂效果。如選取了4口初次壓裂施工規(guī)模未達到最佳穿透比的井進行增大施工規(guī)模試驗(表4)，壓裂后初期平均單井日增油為2.1 t/d，見到一定效果，但壓后含水上升了48.8%。

表4 增大壓裂施工規(guī)模試驗

(2)發(fā)展適應性強的壓裂工藝技術，以提高重復壓裂井的措施效果。針對滲透率小于1×10－3μm2的低滲、低孔、天然裂縫發(fā)育的扶楊油層，引入縫網(wǎng)壓裂［10］的理念，發(fā)展能使近井地帶形成裂縫網(wǎng)的大規(guī)模壓裂技術，使天然裂縫擴張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網(wǎng)絡，最大限度增加泄油面積。借鑒斯倫貝謝公司的HIWAY水力壓裂通道技術，發(fā)展壓裂通道技術，研究適應葡萄花油層和扶楊油層的壓裂液、纖維支撐劑技術、脈沖式的泵送方式等壓裂工藝控制技術，通過在支撐裂縫內(nèi)部創(chuàng)造開放性流動通道，使油氣產(chǎn)量和采收率最大化。

3.3 Ⅲ類地應力區(qū)塊提高重復壓裂效果的對策

外圍油田有少數(shù)區(qū)塊為Ⅲ類地應力，即垂向主應力居中，水力壓裂裂縫形態(tài)多是垂直裂縫，裂縫傳播方向為最大水平地應力方向，由于水平兩向應力差值比較大，重復壓裂不能轉向產(chǎn)生新縫。對于此類井一般采取增大壓裂規(guī)模的措施。如敖南油田敖157區(qū)塊的敖124－70井，重復壓裂采用增大規(guī)模壓裂措施，壓裂PI4—5層段，破裂壓力為23 MPa，壓裂裂縫未轉向，總加砂量為15 m3，多加砂3 m3，并采用低傷害壓裂液和高效助排劑，減少壓裂液對裂縫導流能力的傷害，壓裂初期單井日增油為1.5 t/d，有效期為184 d，累計增油371 t。

4 結論

(1)油井重復壓裂裂縫轉向條件為原場水平兩向應力差值小于4 MPa，最大與最小主應力差值越小，壓裂液黏度越大，壓裂排量越高，重復壓裂裂縫轉向距離越大。初次壓裂支撐縫越寬、越長對地應力場誘導越大，重壓裂縫轉向距離越大。

(2)油井重復壓裂采用垂直縫轉向壓裂效果明顯好于普通壓裂效果。大慶外圍油田水平應力差不大于4 MPa的區(qū)塊為53.3%，適合重復轉向壓裂。

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