何海波

(中國石油吐哈油田分公司，新疆 鄯善 838202)

0 引 言

三塘湖盆地馬56塊是吐哈油田近年來致密油勘探開發(fā)的主要領(lǐng)域，配套形成了水平井多段、多簇、大規(guī)模體積壓裂造網(wǎng)狀縫的主體開發(fā)技術(shù)，開發(fā)初期取得了較好效果。隨著衰竭式開發(fā)的不斷推進(jìn)，地層嚴(yán)重虧空，能量不足，導(dǎo)致單井產(chǎn)量遞減快，采收率低的問題。目前，國內(nèi)外致密油水平井體積壓裂后的重復(fù)改造礦場(chǎng)試驗(yàn)很少，且效果不理想，缺乏有效的致密油重復(fù)壓裂技術(shù)[1]。因此，通過現(xiàn)場(chǎng)產(chǎn)液剖面測(cè)試、裂縫監(jiān)測(cè)和地層壓力測(cè)試等技術(shù)，分析區(qū)塊壓裂效果、壓裂液返排規(guī)律和排采現(xiàn)狀，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究以及注水補(bǔ)充地層能量的技術(shù)原理，確定了致密油水平井縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂主體技術(shù)，有效延長(zhǎng)了水平井穩(wěn)產(chǎn)周期，對(duì)于高效開發(fā)非常規(guī)油氣藏具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1 致密油重復(fù)壓裂技術(shù)研究

三塘湖盆地馬56塊致密油油藏采用水平井大規(guī)模體積壓裂改造后，儲(chǔ)層已經(jīng)形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，在后期排采過程中出現(xiàn)“返排率低、見油快、供液能力差”的現(xiàn)象。因此，重復(fù)壓裂的目的是進(jìn)一步擴(kuò)大儲(chǔ)層改造體積和補(bǔ)充地層能量，從而提高單井產(chǎn)量，延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)周期[2-4]。結(jié)合區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀和單井生產(chǎn)情況，開展了室內(nèi)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究，尋找注水增能重復(fù)壓裂的依據(jù)，然后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)，對(duì)比分析不同工藝技術(shù)的實(shí)施效果，提出了縫網(wǎng)增能和重復(fù)壓裂相結(jié)合的新技術(shù)。

1.1 儲(chǔ)層潤(rùn)濕性評(píng)價(jià)

(1) 儲(chǔ)層原始潤(rùn)濕性測(cè)試。由于三塘湖盆地馬56塊致密油儲(chǔ)層物性差、流體黏度高，滲流阻力大，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153—2007中的離心法測(cè)定巖石潤(rùn)濕性時(shí)壓差小，不適用于該致密油油藏。因此，采用標(biāo)準(zhǔn)中自吸驅(qū)替法測(cè)試30塊巖樣原始潤(rùn)濕性，并分別計(jì)算水潤(rùn)濕指數(shù)、油潤(rùn)濕指數(shù)及相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)[5-7]，根據(jù)表1判斷巖石潤(rùn)濕性。

從實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果來看，相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)全部分布在0.18～0.48，平均值為0.37。相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)小于0.30的巖樣共7塊，介于0.30～0.40的巖樣共8塊，介于0.40～0.50的巖樣共13塊，介于0.50～0.70的巖樣共2塊。因此，按照表1潤(rùn)濕性判別標(biāo)準(zhǔn)，三塘湖盆地馬56塊致密油儲(chǔ)層表現(xiàn)為弱親水—親水特征。

(2) 壓裂后儲(chǔ)層潤(rùn)濕性測(cè)試。實(shí)驗(yàn)用壓裂液采用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用的超低濃度胍膠壓裂液體系，選擇馬56-12H井和馬56-15H井各3塊巖心進(jìn)行壓裂液對(duì)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性影響實(shí)驗(yàn)。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工作業(yè)時(shí)間，采用壓裂液及配制的添加劑液體驅(qū)替巖心96 h，使用模擬油驅(qū)替壓裂液，一直到巖心出口端未見明顯壓裂液，實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果見表2。由表2可知：壓裂液作用后的儲(chǔ)層增強(qiáng)了對(duì)水相的吸附能力，親水性更強(qiáng)，儲(chǔ)層的相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)比壓裂液作用前提高了53.65%～71.21%，平均增加幅度為61.19%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，三塘湖盆地馬56塊致密油儲(chǔ)層經(jīng)過壓裂液作用后表現(xiàn)為親水—強(qiáng)親水特征。

表1 巖石潤(rùn)濕性判斷標(biāo)準(zhǔn)

表2 壓裂液作用前后儲(chǔ)層相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)對(duì)比

1.2 室內(nèi)數(shù)值模擬研究

前期體積壓裂實(shí)踐表明，三塘湖盆地馬56塊致密油儲(chǔ)層經(jīng)過大規(guī)模的體積壓裂后投產(chǎn)3～5 d見油，壓裂液返排率只有2%～5%，儲(chǔ)層中滯留大量壓裂液，這與“注水增能”效果相似，具有提高地層壓力的效果[8-9]。通過室內(nèi)數(shù)值模擬計(jì)算注水增能效果，模擬基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表3所示。數(shù)值模擬結(jié)果表明：注入5 000 m3壓裂液，地層壓力上升1.10 MPa；注入10 000 m3壓裂液，地層壓力上升2.14 MPa；注入15 000 m3壓裂液，地層壓力上升3.08 MPa；地層壓力越高，累計(jì)產(chǎn)量也越高。因此，認(rèn)為提高入井液量對(duì)補(bǔ)充地層能量效果顯著，可實(shí)現(xiàn)注水增能的目的。

表3 數(shù)值模擬基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.3 現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)

根據(jù)室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)單井生產(chǎn)情況，針對(duì)部分低產(chǎn)低效井，開展了常規(guī)注水吞吐、小排量注水吞吐、提壓脈沖式注水吞吐、氮?dú)馔掏碌妊a(bǔ)充地層能量先導(dǎo)性試驗(yàn)(表4)。由表4可知，提壓脈沖式大排量注水增能效果最好，水驅(qū)油效率比較高，措施后單井日增油量為12.5 t/d。相比其他工藝方式，有利于提高單井累計(jì)產(chǎn)量，提高原油采出程度。這一現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果為下步開展致密油水平井縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂技術(shù)提供了依據(jù)。

表4 致密油不同工藝方式試驗(yàn)井效果對(duì)比

2 重復(fù)壓裂工藝及參數(shù)優(yōu)化

2.1 工藝思路

(1) 補(bǔ)充地層能量。重復(fù)壓裂的關(guān)鍵是補(bǔ)充地層能量，通過分析油井首次體積壓裂改造規(guī)模、目前產(chǎn)狀和生產(chǎn)壓力等參數(shù)，針對(duì)致密油水平井重復(fù)壓裂提出了 “二次能量補(bǔ)充”的思路，即在壓裂前先進(jìn)行超地層破裂壓力注入活性水或清水對(duì)地層進(jìn)行第一次能量補(bǔ)充，然后進(jìn)行大液量重復(fù)壓裂進(jìn)行第二次能量補(bǔ)充。

(2) 油水置換。三塘湖盆地馬56塊致密油儲(chǔ)層天然裂縫和微孔比較發(fā)育，且經(jīng)過大規(guī)模體積壓裂改造，儲(chǔ)層已形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，增大了油水接觸面積，提高了水置換油的效率。大量注入水進(jìn)入儲(chǔ)層并分散于各個(gè)裂縫網(wǎng)絡(luò)，液體在復(fù)雜縫網(wǎng)中運(yùn)移，水逐漸移動(dòng)至底部，油上升至高部位，油和水呈現(xiàn)動(dòng)態(tài)滲吸狀態(tài)，油水之間不停地進(jìn)行重力置換，注入水在裂縫的底層，抬升了油水界面的高度，通過驅(qū)動(dòng)壓力和毛管力的推進(jìn)，使注入水進(jìn)入巖石基質(zhì)進(jìn)行驅(qū)油，實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)滲吸排油的目的。

(3) 重復(fù)壓裂激活地層能量。針對(duì)注采比大于1.5的井，前期進(jìn)行超地層破裂壓力注水補(bǔ)充能量，然后進(jìn)行大排量全井段籠統(tǒng)重復(fù)壓裂施工，激活儲(chǔ)層能量，產(chǎn)生壓力干擾，延伸老裂縫，產(chǎn)生新裂縫，重新構(gòu)建油水兩相滲流規(guī)律，從而提高動(dòng)態(tài)滲吸效率，增加油水交換速度。

2.2 壓裂液體系優(yōu)化

依據(jù)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，壓裂液體系可首選滑溜水和活性水，其次是清水。壓裂液中的破乳助排劑和黏土穩(wěn)定劑是影響儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的關(guān)鍵因素[10-12]，按照潤(rùn)濕指數(shù)相近原則，以儲(chǔ)層原始潤(rùn)濕指數(shù)為基礎(chǔ)，實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了不同濃度破乳助排劑和黏土穩(wěn)定劑對(duì)巖心作用后儲(chǔ)層潤(rùn)濕性的變化，確定破乳助排劑、黏土穩(wěn)定劑對(duì)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性影響的臨界濃度(圖1、2)。由圖1可知：隨助排劑濃度的增加，儲(chǔ)層相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)逐漸降低，當(dāng)助排劑濃度達(dá)到0.3%時(shí)，儲(chǔ)層相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)降低程度減緩，如果濃度進(jìn)一步增加，儲(chǔ)層潤(rùn)濕性向偏親油方向轉(zhuǎn)化，油相為連續(xù)相，水相為非連續(xù)相，出現(xiàn)水鎖效應(yīng)而降低壓裂液的返排。因此，確定助排劑優(yōu)化濃度為0.2%～0.3%。由圖2可知：隨黏土穩(wěn)定劑濃度的增加，儲(chǔ)層相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)明顯增加，當(dāng)黏土穩(wěn)定劑加量超過0.5%時(shí)，儲(chǔ)層相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)增加幅度明顯減緩。因此，確定黏土穩(wěn)定劑優(yōu)化濃度為0.4%～0.5%，既能保證儲(chǔ)層黏土的穩(wěn)定性，又能避免儲(chǔ)層的水潤(rùn)濕性增強(qiáng)幅度過大而導(dǎo)致壓裂液返排困難。

圖1不同濃度破乳助排劑降低潤(rùn)濕指數(shù)對(duì)比

圖2不同濃度黏土穩(wěn)定劑增加潤(rùn)濕指數(shù)對(duì)比

2.3 現(xiàn)場(chǎng)施工參數(shù)優(yōu)化

(1) 壓裂前注水量。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)注水補(bǔ)充地層能量先導(dǎo)性試驗(yàn)結(jié)果，以及室內(nèi)數(shù)值模擬注入量和地層壓力的關(guān)系計(jì)算注水量，確定總注水量為采出液量的2倍，單井單周期注水量為8 500 m3，日注水量為500～800 m3/d。提高入井液量能提高地層能量，地層中的流體飽和度重新分布，擴(kuò)大了油水置換面積，提升了地層壓力，從而提高油水置換效率[13-15]。

(2) 壓裂前注入排量。地層壓力變化的快慢主要跟液體的注入速度有關(guān)，為提高注水時(shí)效，選擇超破裂壓力注入方式[16-18]。綜合考慮區(qū)塊的地層破裂壓力、管柱及孔眼摩阻、設(shè)備限壓、注水時(shí)效等因素，推薦采用單臺(tái)壓裂車注入，注入壓力為35～40 MPa，對(duì)應(yīng)的注入排量為1.5～3.0 m3/min。

(3) 壓裂施工參數(shù)。在儲(chǔ)層補(bǔ)充能量后進(jìn)行全井段重復(fù)壓裂改造，受井網(wǎng)條件和儲(chǔ)層物性制約，重復(fù)壓裂入井總液量為4 000～5 000 m3，施工排量要大于首次壓裂的施工排量(12 m3/min)，施工排量升至14 m3/min。重復(fù)壓裂施工不追求裂縫的高導(dǎo)流能力，主要以擴(kuò)大油水接觸面積為目的，全程采用活性水+滑溜水、低砂比、段塞式小粒徑加砂的壓裂方式，最高砂比控制在10%以內(nèi)，可有效降低施工成本。

(4) 壓裂后悶井時(shí)間。依據(jù)儲(chǔ)層潤(rùn)濕性特征，發(fā)揮巖石親水不親油的作用，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，確定合理的悶井時(shí)間，確保油水接觸時(shí)間，提高置換時(shí)效，降低開采含水率[19]。因此，在注水補(bǔ)充地層能量及大排量重復(fù)壓裂改造結(jié)束后關(guān)井，根據(jù)井口油壓變化情況確定最佳悶井時(shí)間，當(dāng)井口壓力下降范圍小于0.1 MPa或者降低幅度逐漸變緩時(shí)，停止悶井，優(yōu)選悶井時(shí)間為8 d[20-21]。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂工藝技術(shù)在三塘湖盆地馬56塊致密油水平井應(yīng)用7井次，改造后產(chǎn)量達(dá)到初次壓裂產(chǎn)量的93.5%，增油效果突出，平均單井日產(chǎn)油為18.29 t/d，是重復(fù)壓裂措施前日產(chǎn)油量的5.6倍，平均單井累計(jì)增油1 443 t，采用水平井縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂技術(shù)可以有效治理低效和無效井(表5)。

以馬56-19H井為例，該井是三塘湖盆地馬56區(qū)塊一口水平井，壓裂目的層垂深為2 428.2 m，水平段長(zhǎng)度為746.63 m，儲(chǔ)層溫度為67.2 ℃，壓力系數(shù)為0.9～1.0，屬于正常溫度壓力系統(tǒng)。50 ℃下原油黏度為97.4 mPa·s，巖性為凝灰?guī)r，解釋物性較好，基質(zhì)含油性較好，裂縫較發(fā)育，礦物成分以石英、斜長(zhǎng)石為主，含量為90%以上，滿足體積壓裂形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫的條件。該井前期經(jīng)過7段23簇體積壓裂，壓裂入井總液量為11 680 m3，入井總砂量為476 m3，施工排量為12 m3/min，壓裂后放噴排液，壓力很快由32.50 MPa降至24.50 MPa。經(jīng)過持續(xù)排采，0.5 a后油壓降至0.89 MPa，日產(chǎn)液為1.9 m3/d，日產(chǎn)油為1.5 t/d，含水率為17.3%，出現(xiàn)地層壓力低，供液不足的現(xiàn)象，未達(dá)到預(yù)期產(chǎn)量目標(biāo)。因此，決定對(duì)該井實(shí)施全井段的縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂改造。主要工藝設(shè)計(jì)為：①利用儲(chǔ)層巖石原始的弱親水—親水特性和壓裂液作用后親水性更強(qiáng)的特征，在前期體積壓裂已形成復(fù)雜縫網(wǎng)的條件下進(jìn)行注水增能，超地層破裂壓力注水，注入排量為3 m3/min，累計(jì)注入量為15 049 m3，注入體系選擇清水+活性水；②全井段籠統(tǒng)重復(fù)壓裂，由于該井前期經(jīng)過水平井分段體積壓裂改造，此次實(shí)施全井段籠統(tǒng)壓裂，采用前置活性水+全程滑溜水+段塞式低砂比小粒徑支撐劑加砂的壓裂模式，施工排量提高至14 m3/min，段塞式加砂濃度為3%～7%，壓裂入井總液量為2 000 m3，入井總砂量為28.3 m3，施工泵壓為58.3～73.4 MPa，停泵壓力為41.2 MPa；③壓裂后悶井，確保油水接觸時(shí)間，使動(dòng)態(tài)滲吸和靜態(tài)滲吸共同作用，設(shè)計(jì)重復(fù)壓裂后悶井8 d，放噴時(shí)，當(dāng)油壓大于15.00 MPa時(shí)，2 mm油嘴放噴；當(dāng)油壓為10.00～15.00 MPa時(shí)，3 mm油嘴放噴；當(dāng)油壓小于10.00 MPa時(shí)，4 mm油嘴放噴。同時(shí)，由于區(qū)塊儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，壓裂后嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差，放噴以不出砂為原則，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況合理調(diào)整油嘴大小。

表5 致密油水平井縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)

該井悶井后放噴，放噴首日即見油，根據(jù)油壓，同時(shí)為避免出砂和含水上升過快，采用2 mm油嘴放噴，日產(chǎn)液為50.0 m3/d，日產(chǎn)油為37.5 t/d，含水為15.8%，產(chǎn)量是措施前的7.5倍，截至目前，累計(jì)增油量達(dá)到1 099 t，取得顯著增油效果。

4 結(jié) 論

(1) 實(shí)施致密油水平井縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂須具備的條件為：儲(chǔ)層潤(rùn)濕性表現(xiàn)為親水—弱親水性，裂縫或微裂縫孔隙發(fā)育且經(jīng)過體積壓裂改造形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，地層能量嚴(yán)重虧空。

(2) 致密油水平井縫網(wǎng)增能重復(fù)壓裂能有效補(bǔ)充地層能量，且形成的復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)能為油水置換提供有利條件，與常規(guī)開發(fā)模式相比，可有效提高致密油的動(dòng)用程度，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)，后期可持續(xù)擴(kuò)大現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施規(guī)模。