隋陽 劉德基 劉建偉 蔣明 劉建輝 張寧縣

吐哈油田公司工程技術(shù)研究院

體積壓裂工藝可以通過縫網(wǎng)改造解決頁巖、致密儲集層增產(chǎn)難題，壓后存在較長時間的穩(wěn)產(chǎn)期，吐哈油田馬56油區(qū)致密油層正是通過水平井體積壓裂獲得高產(chǎn)［1］，成功建成國內(nèi)第2個致密油開發(fā)示范區(qū)。然而與國內(nèi)外頁巖儲集層不同的是，該區(qū)通過水平井體積壓裂后產(chǎn)量很快下降至區(qū)塊上產(chǎn)目標以下，高產(chǎn)期短，一次采收率低，難以形成穩(wěn)定的生產(chǎn)模式，需要重復壓裂改造［2-3］。目前國內(nèi)通常采用雙封單卡、暫堵壓裂等工藝實施水平井重復壓裂，白曉虎等人分別介紹了雙封單卡、暫堵壓裂工藝解決鄂爾多斯致密油藏水平井重復壓裂改造難題的應(yīng)用成果，研究表明雙封單卡有利于解決前期改造規(guī)模小的水平井重復壓裂難題；暫堵壓裂有利于解決裂縫間距大、改造規(guī)模小、水平段中部能量補充困難的水平井重復壓裂難題［4-5］。但馬56區(qū)塊致密油層前期采用水平井體積壓裂大規(guī)模密集改造儲層，存在區(qū)塊增產(chǎn)需求與這兩種重復壓裂工藝不適應(yīng)、重復壓裂成本不斷升高與近期油價持續(xù)低迷的形勢沖突等問題，必須開展與之適應(yīng)的低成本重復壓裂新方法研究。筆者通過對馬56區(qū)塊致密油層生產(chǎn)情況分析，發(fā)現(xiàn)存在“見油快、后期產(chǎn)量及含水穩(wěn)定”的特點，以此為基礎(chǔ)開展提高采收率基礎(chǔ)試驗，驗證注水有利于補充地層能量，再結(jié)合體積壓裂工藝，形成致密油低成本水平井重復壓裂增產(chǎn)技術(shù)。

1 儲層特征及生產(chǎn)現(xiàn)狀

1.1 儲集層特征

馬56油區(qū)致密油層埋深主要分布在2000～3000 m，油層厚度10～40 m。儲集層巖性以凝灰?guī)r為主，基質(zhì)含油性較好，孔隙度分布14%～22%，滲透率主要分布0.1～0.5 mD，平均含油飽和度70.2%，屬于中高孔、特低滲、高含油飽和度致密油層。

1.2 井型選擇

開發(fā)初期，主要采用直井壓裂完井，單井產(chǎn)量低、有效期短，難以形成商業(yè)開采價值。由于儲集層巖石具有彈性模量高（25.2～30.8 GPa）、泊松比低（0.21～0.23）、脆性較強（脆性指數(shù) 0.46～0.54）的特點，后采用水平井體積壓裂，致密油儲集層得到有效動用。壓后初期平均單井產(chǎn)量15 t/d，穩(wěn)產(chǎn)8 t/d，有效期近1年。

1.3 前期改造工藝

通過不同水平井段長、壓裂工藝（速鉆橋塞分簇壓裂、固井滑套分段壓裂、裸眼分段壓裂）實施效果對比，最終形成水平井套管完井、長水平段（＞800 m）、速鉆橋塞多段分簇（前期水平段短，平均6段，每段3簇）、大排量（12 m3/min）、復合壓裂液（滑溜水55%+凍膠45%）、組合粒徑支撐劑的壓裂工藝。

2 常規(guī)重復壓裂存在問題及擬解決方案

2.1 存在的問題

目前常采用雙封單卡壓裂、籠統(tǒng)壓裂以及暫堵轉(zhuǎn)向壓裂等工藝解決水平井重復壓裂增產(chǎn)難題，但前期現(xiàn)場試驗情況表明雙封單卡壓裂受施工排量影響（目前僅能達到10 m3/min）不能進一步增大改造體積，且作業(yè)時效低；籠統(tǒng)壓裂與暫堵轉(zhuǎn)向壓裂增產(chǎn)幅度中等或較小，未能達到預期效果，而且暫堵壓裂施工壓力變化不明顯，無有效技術(shù)手段監(jiān)測裂縫開啟以驗證工藝有效性。與此同時，壓裂工具、材料的大規(guī)模應(yīng)用，造成施工成本的增加。

2.2 解決方案

體積壓裂要求大液量改造，單段注入規(guī)模＞800 m3，單井壓裂規(guī)模＞5000 m3，在壓后排液過程中出現(xiàn)返排率5%～15%、壓裂液尚未完全排出地層就見油的現(xiàn)象，即具有“見油快、后期產(chǎn)量及含水穩(wěn)定”的特點。研究認為大量滯留的壓裂液在地層中起到類似“注水吞吐”的效果，因此，在后期重復壓裂過程中，擬采用注水和體積壓裂相結(jié)合的新方法，期望通過補充地層能量及增大改造體積而獲得高產(chǎn)。

3 重復壓裂新方法研究

針對低滲透油田而言，造成水平井低產(chǎn)的因素較多，研究表明滲透性差導致油井不見效和遞減快是主要原因，因此重復壓裂設(shè)計時需著重考慮擴大儲層改造體積和恢復地層能量，以便促進油井受效，在提高單井產(chǎn)量的同時，延長有效期［6］。結(jié)合區(qū)塊前期生產(chǎn)特征，著眼于提高采收率與體積壓裂結(jié)合的方法，通過分析儲集層潤濕性，尋找注水補充地層能量的依據(jù)，優(yōu)選體積壓裂工藝擴大儲層改造體積，提高單井產(chǎn)量和采收率，形成低成本重復壓裂改造新方法。

3.1 儲集層潤濕性

潤濕性實驗［7-10］主要研究目的是為驗證該儲集層親水特征以及注水對補充地層能量有利。選取馬56-12H井16塊巖心，馬56-15H井33塊巖心，共計49塊巖心。所取巖心直徑3.84 cm、長度4～7 cm，部分巖心表面可見裂縫。

3.1.1 儲集層原始潤濕性 潤濕性測定實驗采用Amott方法，首先將潤濕相流體自動滲吸進入巖心，驅(qū)替非潤濕流體，結(jié)合滲吸和強制驅(qū)替來測量巖心的平均潤濕性，在實驗測定中使用油藏巖心和流體，且在高溫高壓條件下進行，以模擬油藏實際地層條件。從圖1測試結(jié)果可看出，相對潤濕指數(shù)0.18～0.48，平均值0.37；相對潤濕指數(shù)小于0.3的巖樣7塊，0.3～0.4的巖樣8塊、0.4～0.5的巖樣13塊，0.5～0.7的巖樣2塊。根據(jù)巖石潤濕性判斷標準，儲集層原始潤濕性表現(xiàn)為弱親水-親水特征。

圖1 儲集層巖心原始潤濕性測試結(jié)果Fig. 1 The test on the original wettability of the reservoir

3.1.2 壓裂液對儲層潤濕性的影響 選擇馬56-15H、馬56-12H井各3塊巖心用Amott法開展壓裂液對儲集層潤濕性的影響實驗。壓裂液分別采用中石油廊坊分院及吐哈油田工程院現(xiàn)場實際用壓裂液體系各2000 mL（兩種液體區(qū)別是HPG加量分別為0.1%和0.2%，黏土穩(wěn)定劑加量分別為0.3%和0.5%，其他添加劑及其加量相同）。從圖2測試結(jié)果可以看出，壓裂液作用前相對潤濕指數(shù)0.41～0.46，平均0.43；壓裂液作用后相對潤濕指數(shù)0.63～0.72，平均0.67，增加幅度0.46～0.67（增加幅度為壓裂液作用后相對潤濕指數(shù)與壓裂液作用前平均相對潤濕指數(shù)差值），平均增加幅度0.56，反映壓裂作用后儲集層親水性更強。

圖2 壓裂液作用前后儲層巖心潤濕性對比Fig. 2 Wettability contrast before and after the fracturing

3.2 長巖心驅(qū)替實驗

長巖心驅(qū)替實驗介質(zhì)作用距離比較大，一般可以達到50～80 cm。一般選取多塊直徑為 25 mm、長度為30～70 mm的天然巖心柱拼接成長巖心［11］。本實驗選取6塊巖心組合成長巖心，為了消除巖石的末端效應(yīng)，每塊短巖心之間用濾紙連接。組合長巖心平均滲透率11.36 mD，總長度36.2 cm。實驗模擬實際井大規(guī)模壓裂的情況，采用人工造縫，用造縫后的巖心開展長巖心驅(qū)替實驗，分別進行衰竭實驗1組、注水實驗1組、CO2驅(qū)實驗1組、N2驅(qū)實驗1組、烴類氣驅(qū)實驗1組（表1）。

表1 不同注入介質(zhì)驅(qū)替實驗結(jié)果對比Table 1 Comparison between displacement test results of different injection media

從表1實驗結(jié)果可看出，衰竭式開采采出程度低，僅有1.83%。通過補充地層能量，可大幅度提高原油采出程度，最高為CO2驅(qū)，可提高采出程度51.2%，最低N2驅(qū)，可提高原油采出程度32.12%。比較水驅(qū)與氣驅(qū)實驗結(jié)果，水驅(qū)比氣驅(qū)突破略晚，突破時采出程度與氣驅(qū)基本一致；水驅(qū)最終采出程度比烴類氣、N2好，采出程度達到44.58%。另外由于水-油黏度比遠大于氣-油黏度比，不易竄；水相難以壓縮，注入烴類孔隙體積倍數(shù)（HCPV）遠小于氣體，因此，考慮水驅(qū)為致密油儲層首選注入介質(zhì)。

3.3 數(shù)值模擬

在對油氣藏地質(zhì)模型、注水過程中地層油和注入水之間相態(tài)變化以及油藏工程等研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合室內(nèi)長巖心水驅(qū)實驗結(jié)果，運用三維三相黑油模型對不同注水時機方案進行開發(fā)指標預測［12］。

采用角點網(wǎng)格系統(tǒng)，X方向劃分數(shù)量為30，Y方向劃分數(shù)量為40，步長為20 m×20 m，Z方向劃分數(shù)量為4，網(wǎng)格節(jié)點總數(shù)6355。從30 d向地層注入不同液量后地層壓力變化曲線（圖3）可以看出，注入液體對地層能量有補充作用。注入初期，壓力上升較快，2 d后壓力平穩(wěn)；注入5000 m3液體時，30 d后地層壓力上升1.1 MPa；注入10000 m3時，30 d后地層壓力將上升2.14 MPa；注入15000 m3，30 d后地層壓力上升3.13 MPa，注入液量越大，地層壓力上升越高。而從模擬的增加不同地層壓力對累計產(chǎn)出液量的影響關(guān)系曲線可以看出（圖4），隨著地層壓力的增加，單井的累計產(chǎn)出液量增加。地層壓力增加1 MPa，10年后累計產(chǎn)液量3.4×104m3；壓力增加2 MPa，10年后累計產(chǎn)液量3.7×104m3；地層壓力增加3 MPa，10年后累計產(chǎn)液量3.9×104m3。

3.4 注水先導性試驗

圖3 注入不同液量對地層壓力的影響Fig. 3 Effect of liquid injection rate on reservoir pressure

圖4 增加不同地層壓力對產(chǎn)出液量的影響Fig. 4 Effect of reservoir pressure increment on liquid production rate

優(yōu)選壓前低產(chǎn)井開展本井注水先導性試驗，先后完成常規(guī)注水、小排量注水、大排量注水等試驗（均開展1輪次注水試驗），結(jié)果表明，通過注水補充地層能量實現(xiàn)油水置換，單井產(chǎn)量得以提高。從表2注水先導性試驗參數(shù)及效果可以看出，注水有利于恢復單井產(chǎn)量，且增大規(guī)模提產(chǎn)效應(yīng)明顯；當注水規(guī)模大于采出量的2倍時更有利于增產(chǎn)，但僅僅小排量注水有效期短，需結(jié)合重復壓裂工藝，保持長期穩(wěn)產(chǎn)。

表2 重復壓裂先導性參數(shù)及效果Table 2 Parameters and results of water injection pilot

3.5 重復壓裂工藝優(yōu)選

3.5.1 壓裂方式優(yōu)選 考慮低成本及注水見效等因素，本次重復壓裂目的是延伸原有裂縫，保持原有導流能力。工藝優(yōu)選大排量注水+籠統(tǒng)壓裂［8-12］，通過增大施工排量，盡可能動用死油區(qū)；增大入井液量，補充地層能量。壓后悶井5～15 d，保持地層能量。

3.5.2 壓裂規(guī)模優(yōu)化 根據(jù)注水先導性試驗結(jié)果，注水量大于2倍采出量。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，受地層物性條件限制，改造體積存在上限，入井液量為800～1000 m3時改造體積增加幅度變緩，優(yōu)化壓裂液量 800～1000 m3。

3.5.3 施工排量優(yōu)選 考慮施工排量應(yīng)大于初次壓裂排量，區(qū)塊水平井初次壓裂排量為12 m3/min，本次提高注水與重復壓裂排量至14 m3/min（考慮油田壓裂設(shè)備能力）。

3.5.4 壓裂液和支撐劑優(yōu)選 本次壓裂目的是延伸原有裂縫，不考慮建立高導流能力裂縫，采用全程滑溜水、段塞加砂、小粒徑支撐劑（石英砂與陶粒組合），具有砂堵風險和施工成本低、保持原有裂縫導流能力的優(yōu)勢［13-16］。

4 現(xiàn)場試驗

重復壓裂現(xiàn)場試驗6井次（其他井采用暫堵、選層壓裂等工藝結(jié)合的方式，不在統(tǒng)計范圍內(nèi)），改造前低產(chǎn)油，平均單井日產(chǎn)油2.5 t，改造30 d后日產(chǎn)油達到18.1 t，增效突出，產(chǎn)量恢復到初期壓裂產(chǎn)量的77.4%，6口井措施后當年累計增油合計6567 t（效果見表3）。

表3 籠統(tǒng)注水+重復壓裂施工效果Table 3 Application results of commingled water injection & refracturing

以馬56-7H井為例，該井水平段長509.7 m，首次壓裂于2014年5月完成6段18簇改造，累計入井液量4466.6 m3，砂量277.1 m3，壓后獲得日產(chǎn)油23 t高產(chǎn)，截止重復壓裂前，累產(chǎn)液3812.3 m3，累產(chǎn)油2792.5 t，壓前日產(chǎn)油為2.4 t。2015年12月開展籠統(tǒng)注水與重復壓裂試驗，累計入井液量8507 m3（注入采出量比為2.2），入井砂量71.5 t（全程小粒徑陶粒組合），施工排量12.6～13.2 m3/min。壓后日產(chǎn)油16.3 t/d，達到初期產(chǎn)量的70.9%，增效顯著。

注水與體積壓裂結(jié)合是對前期體積壓裂再次動用的一種補充方式，該方式成本極低，以前期水平段平均6段計算，節(jié)省工具費用（平均5段，每段工具費用按8萬元計算）40萬元/井次；采用全程滑溜水施工，較初期復合壓裂液（按每段入井液量1200 m3計算），節(jié)省壓裂材料費用100萬元/井次；按原油價格50美元計算，平均每口井增產(chǎn)油715 t即可收回成本。該方法目前已在新井、重復壓裂與暫堵結(jié)合等措施井推廣應(yīng)用，取得顯著效果，尤其“縫控”體積壓裂井壓后日產(chǎn)油達到24.8 t。

5 結(jié)論與建議

（1）利用儲集層親水特征，壓前預先注水補充能量，結(jié)合大排量壓裂提高波及系數(shù)，是區(qū)塊重復壓裂井增產(chǎn)的有效改造手段，可以快速恢復低效井單井產(chǎn)量，回收成本快，有效率高，施工風險低。

（2）通過數(shù)值模擬并與現(xiàn)場不同規(guī)模的注水試驗結(jié)合，認為注水規(guī)模大于采出量的2倍時更有利于增產(chǎn)，該結(jié)果可用于指導馬56區(qū)塊重復壓裂設(shè)計。

（3）注水與體積壓裂結(jié)合，既為水平井重復壓裂探索出一條新途徑，又成為保持致密油層高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)的新方式。