張紅妮，陳井亭

（1.中國(guó)石油吉林油田分公司油氣工程研究院，吉林松原138000；2.中國(guó)石油吉林油田分公司生產(chǎn)運(yùn)行處，吉林松原138000）

低滲透油田蓄能整體壓裂技術(shù)研究
——以吉林油田外圍井區(qū)為例

張紅妮1，陳井亭2

（1.中國(guó)石油吉林油田分公司油氣工程研究院，吉林松原138000；2.中國(guó)石油吉林油田分公司生產(chǎn)運(yùn)行處，吉林松原138000）

低滲透油田外圍井區(qū)砂體不連續(xù)，井網(wǎng)不完善，注采不見效，常規(guī)壓裂技術(shù)無法顯著提高單井產(chǎn)量，針對(duì)此問題，開展蓄能整體壓裂技術(shù)研究。采用室內(nèi)裂縫規(guī)模模擬、裂縫凈壓力監(jiān)測(cè)分析及壓裂液體系室內(nèi)評(píng)價(jià)方法，對(duì)老區(qū)特定井網(wǎng)和儲(chǔ)層條件下蓄能整體壓裂的裂縫參數(shù)、施工排量、用液量及壓裂液體系進(jìn)行優(yōu)化，排量?jī)?yōu)化結(jié)果為4～10m3/min，配合復(fù)合壓裂液體系 （滑溜水+線性膠+凍膠組合）、多粒徑組合支撐劑 （粉陶+均陶+小陶）提高壓裂改造效果。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，前置液階段滑溜水與清水交替加入，增加裂縫內(nèi)的凈壓力，提高微裂縫開啟程度；同一井區(qū)油井同步壓裂，能增加裂縫在一定范圍內(nèi)的相互干擾，提高井區(qū)的產(chǎn)量，改善注采關(guān)系。試驗(yàn)結(jié)果表明，蓄能整體壓裂技術(shù)能夠在控制投入成本的同時(shí)提高單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)老油田外圍井區(qū)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

蓄能整體壓裂；整體壓裂；注采不見效；井區(qū)

吉林油田老區(qū)于20世紀(jì)70—80年代投入開發(fā)，初期采取面積注水方式，后期進(jìn)行了井網(wǎng)加密調(diào)整，2010年以來通過二次開發(fā)井網(wǎng)進(jìn)一步完善。但油田外圍井區(qū)儲(chǔ)層不連續(xù)，井網(wǎng)不完善，部分井注采不見效。2011—2012年期間，通過大規(guī)模長(zhǎng)裂縫和多裂縫等壓裂改造技術(shù)仍無法提高單井產(chǎn)量，區(qū)域注采關(guān)系未得到改善。

蓄能整體壓裂工藝技術(shù)近年來在國(guó)內(nèi)低滲透致密油藏中得到了廣泛試驗(yàn)，結(jié)果表明能有效提高單井產(chǎn)液產(chǎn)油量，為實(shí)現(xiàn)低滲透油田老區(qū)的整體開發(fā)提供了新的途徑，本文通過室內(nèi)模擬和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，研究蓄能整體壓裂工藝技術(shù)及其在低滲老油田外圍井區(qū)的應(yīng)用。

1　技術(shù)原理

低滲透油藏改造以增加儲(chǔ)層改造體積、補(bǔ)充地層能量為目標(biāo)，在清水中加入降阻劑、表面活性劑、防膨劑等作為前置液，凍膠攜帶支撐劑形成主裂縫通道進(jìn)行壓裂作業(yè)。通過優(yōu)化滑溜水用量和施工參數(shù)，實(shí)現(xiàn)裂縫參數(shù)與油藏參數(shù)、縫控儲(chǔ)量與井控制儲(chǔ)量、壓裂改造與能量補(bǔ)充、改造體積與導(dǎo)流能力相匹配。壓裂后關(guān)井悶井，前置液中的表面活性劑與地層中的原油和地層水產(chǎn)生乳化、置換作用，使儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性由親油向親水轉(zhuǎn)變，待井底壓力擴(kuò)散后開井生產(chǎn)，地層水、壓裂液攜帶原油產(chǎn)出，提高單井產(chǎn)量［1-2］。其具有以下優(yōu)點(diǎn)：

（1）蓄能整體壓裂技術(shù)提高前置液的注入量和速度，能有效提高井區(qū)地層能量，改善區(qū)域注采關(guān)系。

（2）蓄能整體壓裂技術(shù)提高前置液的注入量和速度，增加了裂縫復(fù)雜性，增加了儲(chǔ)層改造體積。

（3）蓄能整體壓裂技術(shù)采用復(fù)合壓裂液體系，降低了壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

2　參數(shù)優(yōu)化

以井組整體壓裂作為切入點(diǎn)，以提高區(qū)塊注采關(guān)系為最終目標(biāo)，采用復(fù)合壓裂液體系，根據(jù)井網(wǎng)優(yōu)化裂縫參數(shù)和壓裂施工參數(shù)，提高壓裂裂縫與儲(chǔ)層物性和井網(wǎng)匹配程度，通過區(qū)塊內(nèi)裂縫之間互相干擾，增加儲(chǔ)層改造體積，補(bǔ)充地層能量。

2.1裂縫參數(shù)設(shè)計(jì)

蓄能整體壓裂采用大液量壓裂工藝，在儲(chǔ)層中形成以主裂縫為主干的網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。儲(chǔ)層改造體積是蓄能整體壓裂工藝的重要目標(biāo)參數(shù)。整個(gè)儲(chǔ)層改造體積裂縫總長(zhǎng)和裂縫寬度應(yīng)該與儲(chǔ)層物性參數(shù)和井網(wǎng)條件相匹配［3-4］。

根據(jù)最大化改造程度和裂縫參數(shù)與儲(chǔ)層物性匹配關(guān)系，結(jié)合儲(chǔ)層應(yīng)力、孔滲飽值對(duì)裂縫參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化模擬，認(rèn)為吉林油田老區(qū)最優(yōu)的裂縫半長(zhǎng)為150～200m，最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力為46～50Dc· cm。

老區(qū)井網(wǎng)較密，裂縫形態(tài)和規(guī)模受到限制，以吉林油田老區(qū)Ⅰ區(qū)塊為例，該區(qū)塊于2000年采用150m×400m斜反九點(diǎn)法面積注水方式開發(fā)，井排方向?yàn)楸睎|53.13°，井距為250m，正南北向排距為150m，正東西向井距為400m，根據(jù)最大化改造程度和裂縫參數(shù)與井網(wǎng)匹配關(guān)系，角井最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)為200～220m，最優(yōu)裂縫帶寬為100～150m，邊井位于砂體和水線方向上，最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)為150～170m，最優(yōu)裂縫帶寬為100～120m［5］。

2.2施工排量?jī)?yōu)化

為了實(shí)現(xiàn)巖石張性破裂，需提高裂縫內(nèi)凈壓力。力學(xué)條件為靜壓力大于兩向水平應(yīng)力差值，并附加巖石抗張壓力。根據(jù)滑溜水凈壓力擬合（公式1），不同儲(chǔ)層厚度，不同施工排量下裂縫內(nèi)凈壓力不同 （圖1），儲(chǔ)層厚度為5～10m時(shí)，當(dāng)施工排量不小于4m3/min時(shí)，裂縫內(nèi)凈壓力接近于兩向應(yīng)力差值 （6MPa）［6-7］。

式中pnet——裂縫內(nèi)凈壓力；

δH——水平最大主應(yīng)力，

δh——水平最小主應(yīng)力；

θ——天然裂縫與水力裂縫夾角；

x——主裂縫半縫長(zhǎng)；

t——裂縫注入時(shí)間。

圖1　排量與凈壓力關(guān)系曲線圖Fig 1　Relationship between output volume and retained pressure

根據(jù)吉林油田老區(qū)g井與h井蓄能整體壓裂現(xiàn)場(chǎng)井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果，g井施工排量為 7m3/ min，在注入液量400m3后，裂縫網(wǎng)絡(luò)尺寸無明顯變化，此時(shí)裂縫帶寬為 68m。h井施工排量為10m3/min，在注入液量400m3后，裂縫網(wǎng)絡(luò)尺寸無明顯變化，此時(shí)裂縫帶寬為140m（圖2）。

圖2　g井和h井裂縫參數(shù)隨注入量變化圖Fig.2　Variation of fracturing parameters with injecting volume in Well g and Well h

結(jié)合室內(nèi)應(yīng)力計(jì)算和現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，當(dāng)施工排量大于4m3/min能提高縫內(nèi)凈壓力，產(chǎn)生微裂縫，增加裂縫帶寬，由于施工排量提高時(shí)，施工難度和費(fèi)用會(huì)相應(yīng)增加，所以優(yōu)化吉林油田老區(qū)蓄能整體壓裂前置液排量?jī)?yōu)化結(jié)果為4～10m3/min。

2.3用液量?jī)?yōu)化

優(yōu)化用液量的目的是實(shí)現(xiàn)井區(qū)整體改造的同時(shí)，使裂縫與井網(wǎng)及儲(chǔ)層相匹配。目前存在的困難是滑溜水濾失大，無造壁性，造縫效率極低，導(dǎo)致用液量設(shè)計(jì)難度大，通過吉林油田老區(qū)f井（用液量為1230m3，支撐劑為25m3，施工排量為5 ～8m3/min），裂縫長(zhǎng)度隨著注入液量而變化，當(dāng)液量為200～400m3時(shí)，裂縫長(zhǎng)度趨于一個(gè)平穩(wěn)值（261m）；當(dāng)液量大于500m3時(shí)，裂縫臺(tái)階式增加，更具吉林老區(qū)的小井網(wǎng)對(duì)裂縫長(zhǎng)度限制，優(yōu)化單層用液量400m3［1，8］（表1）。

表1　f井壓裂不同階段裂縫參數(shù)表Table 1　Fracturing parameters at different fracturing stages of Well f

2.4壓裂液體系優(yōu)化

為了提高裂縫開啟和復(fù)雜度，采用復(fù)合壓裂液體系 （滑溜水+線性膠+凍膠組合）、多粒徑組合支撐劑 （粉陶+均陶+小陶）。以提高壓裂改造效果，降低壓裂施工成本為目的，根據(jù)蓄能整體壓裂對(duì)滑溜水需求，優(yōu)化滑溜水體系配方。蓄能整體壓裂需要增大壓裂液濾失以增加孔隙壓力、破壞巖石結(jié)構(gòu)、改善基質(zhì)滲透率、增大裂縫波及范圍。優(yōu)化的滑溜水配方黏度不高于5mPa·s［9-10］，為了降低壓裂施工難度、增加壓裂改造規(guī)模，通過優(yōu)化減阻劑濃度提高滑溜水壓裂液的減阻率，通過優(yōu)化助排劑濃度提高滑溜水的乳化性能。形成低表界面張力、低黏度、高濾失、高防膨的滑溜水體系 （表2）。

表2　滑溜水體系性能優(yōu)化結(jié)果表Table 2　Property of slick water optimized

滑溜水壓裂液配方為：0.1%減阻劑SX-18+ 0.15%防膨劑CAM-17+0.15%助排劑CAM-15。

2.5壓裂注入方式

2.6壓裂后管理

壓裂后關(guān)閉井口監(jiān)測(cè)井口壓力，關(guān)井時(shí)間原則上要大于30天，當(dāng)井口壓力低于5MPa時(shí)，控制井口壓力進(jìn)行放噴。

3　現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用

3.1蓄能整體壓裂試驗(yàn)

a井組位于吉林油田老區(qū)Ⅰ區(qū)塊，Ⅰ區(qū)塊儲(chǔ)層物性較差、非均質(zhì)性強(qiáng)，采出程度低，含水低，注水不見效，地層壓力低，常規(guī)壓裂效果差。該區(qū)采用150m×400m反九點(diǎn)面積注水，a井組由于低產(chǎn)液關(guān)井，a1井與 a2井為東西向鄰井，距離400m，兩口油井距離最近水井均為250m（表3）。

表3　a井組兩口試驗(yàn)井壓裂改造目的層參數(shù)表Table 3　Parameters of fracturing layers of two test wells in Wellblock a

根據(jù)兩口井的井網(wǎng)現(xiàn)狀和壓裂需求，應(yīng)用蓄能整體壓裂工藝，利用整體縫間干擾實(shí)現(xiàn)增加改造體積、補(bǔ)充地層能量及單井增產(chǎn)的目的。優(yōu)化a2井施工排量為4.5m3/min，支撐縫長(zhǎng)為145.8～149.9m；優(yōu)化a1井施工排量為4.5m3/min，支撐縫長(zhǎng)為118.2m（表4）。

表4　a井組兩口試驗(yàn)井壓裂改造優(yōu)化施工參數(shù)表Table 4　Fracturing improvement parameters of two test wells in Wellblock a

壓裂現(xiàn)場(chǎng)采用井下微地震監(jiān)測(cè)兩口井裂縫擴(kuò)展形態(tài)，壓裂形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)受主應(yīng)力方向影響，均為東西向，且沿單翼擴(kuò)展；在前置液階段兩口井的裂縫長(zhǎng)度和裂縫帶寬均較常規(guī)壓裂提高，a2井壓后日產(chǎn)液3.1t，日產(chǎn)油1.9t，a2井壓后日產(chǎn)液2.6t，日產(chǎn)油1.5t，從液量上看，a2井液量大于a1井，且a2井裂縫的長(zhǎng)度和儲(chǔ)層改造體積也相應(yīng)較大 （表5、圖3）。

表5　a井組兩口試驗(yàn)井裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果Table 5　Fracture monitoring results of two test wells in Wellblock a

圖3　兩口試驗(yàn)井壓裂微地震事件俯視圖和東西向剖面圖Fig.3　Microseismic fracturing results top view and E—W cross section of two test wells

3.2蓄能整體壓裂試驗(yàn)結(jié)果

2014年，吉林油田x油區(qū)開展了大液量、大排量復(fù)合壓裂液整體蓄能整體壓裂試驗(yàn)，共施工4個(gè)井組，11口井，有效率達(dá)91%，試驗(yàn)井單井日增液2.1t，日增油0.6t，累計(jì)增油1731t，是常規(guī)壓裂技術(shù)增產(chǎn)效果的2倍 （表6）。

表6　2014年蓄能整體壓裂施工及效果統(tǒng)計(jì)表Table 6　Statistics of energy storage bulk fracturing results in 2014

4　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）根據(jù)吉林油田實(shí)際，通過室內(nèi)模擬和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)優(yōu)化結(jié)果，得出針對(duì)較密井網(wǎng)，儲(chǔ)層排量為4～6m3/min，液量為200～400m3的蓄能整體壓裂能有效增加井組內(nèi)裂縫改造體積。

（2）為了配合蓄能整體壓裂實(shí)施，研發(fā)了界面張力小于0.08mN/m的滑溜水體系，配套現(xiàn)場(chǎng)施工和壓裂后保障措施，能夠確保試驗(yàn)順利進(jìn)行。

（3）蓄能整體壓裂試驗(yàn)有效率為91%，單井日增液2.1t，日增油0.6t，可實(shí)現(xiàn)老油田經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

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Insights into Energy Storage Bulk Fracturing Technology for Low-permeability Oilfields——A Case Study of Peripheral Wellblock of Jilin Oilfield

Zhang Hongni1，ChenJingting2
（1.Oil&Gas Engineering Research Institute，PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan，Jilin 138000，China；2.Production Place，PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan，Jilin 138000，China）

Peripheral wellblock in low-permeability oilfields feature in discontinuous sand bodies，imperfect well pattern，and invalid injection and production.Conventional fracture technology could not increase single-well output remarkably. For this，we carried out research on energy storage bulk fracturing technology.With lab fracture simulation，net pressure monitoring analysis and lab evaluation on fracturing fluid system，we optimized the fracture parameters，construction displacement，liquid volume and fracturing fluid system of special well pattern in old oilfields and energy storage bulk fracturing in reservoirs.The displacement optimization result was 4～10m3/min.Fracturing effect was enhanced by matching with complex fracturing fluid system（slickwater+linear glue+gel）and proppant of multisize particles（ceramic powder+medium powder+small powder）.Field test showed that net pressure within fractures was increased and micro-fracture opening degree was enhanced by alternately adding injecting slickwater and clean water at preflush period.Simultaneous fracturing in oil wells at the same wellblock could increase mutual interference within a certain range，increase output of the wellblock，and improve injection-production relationship.Test results revealed that the energy storage bulk fracturing technology could increase single-well output while reducing cost，and enable the peripheral wellblock of old oilfields to realize economic and efficient development.

energy storage bulk fracturing；bulk fracturing；invalid injection and production；wellblock

TE38

A

張紅妮 （1982年生），女，在職碩士，工程師，從事油藏增產(chǎn)改造等油氣田開發(fā)方面工作。郵箱：zhanghn-jl@petrochina.com.cn。