楊學(xué)武，周美紅，王 軍，杜 周，房玉鳳

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 研究區(qū)概況

靖吳油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西部，長(zhǎng)6油藏屬特低滲透油藏（見表1），主力開發(fā)區(qū)已處于中高含水上升期。受水驅(qū)不均影響，低產(chǎn)低效井比例17.9%，通過重復(fù)壓裂措施提高單井產(chǎn)量，取得了一定的增油效果，但含水上升問題依然嚴(yán)重。

2 研究區(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征

2.1 處于含水上升開發(fā)期

靖吳油區(qū)長(zhǎng)6油藏已逐漸進(jìn)入中高含水期，隨著開發(fā)深入，含水上升，油藏開發(fā)矛盾也在逐漸轉(zhuǎn)化。油藏含水上升規(guī)律分析，可以總結(jié)為以下幾類：

（1）未見水或低含水井。從投產(chǎn)至今，含水一直低于5%，一方面有注水井的壓力保持；另一方面，注水井間不存在大孔道，不存在突破性見水。

（2）孔隙性或突破性見水。投產(chǎn)初期，經(jīng)過一段較長(zhǎng)時(shí)間的無水采油期后，注水井與生產(chǎn)井間形成明顯的優(yōu)勢(shì)通道，含水迅速上升，形成突破性見水。

（3）投產(chǎn)即見水。油井一投產(chǎn)，含水率迅速上升，甚至一投產(chǎn)含水率就在70%左右，主要原因是生產(chǎn)井投產(chǎn)時(shí)間較晚，井位處初始含水較高；或油井射孔射開油水層；或油井與注水井存在天然裂縫，投產(chǎn)即與注水連通，形成快速水淹。

2.2 平面剖面剩余油相對(duì)富集

從C1長(zhǎng)6油藏開采動(dòng)態(tài)分析及剩余油數(shù)值模擬研究成果表明：長(zhǎng)61單層剩余油平面上富集在油藏中部、南部、壓裂實(shí)驗(yàn)區(qū)、ZJ53區(qū)西側(cè)，有效砂體連片分布的中間部位以及注采井網(wǎng)不完善的井組內(nèi)。長(zhǎng)62單層剩余油平面上富集在油藏北部、ZJ41區(qū)、壓裂實(shí)驗(yàn)區(qū)和中部產(chǎn)量較好井的井間，南部和ZJ53區(qū)，主要富集在產(chǎn)量較好的單井周圍及注采不完善的井組內(nèi)。

剖面上層間剩余油集中富集在層間非均質(zhì)性強(qiáng)的滲透性較差層內(nèi)，整體水洗程度低，而滲透性最好的層間已發(fā)生了竄流，造成了大量剩余油的分布。剖面剩余油主要富集在反韻律底部，整體水洗程度較高；正韻律頂部，整體水洗程度較低，剩余油相對(duì)富集。韻律砂體內(nèi)部隔夾層越不發(fā)育，剖面水驅(qū)效果越差，剩余油越富集，單層內(nèi)夾層發(fā)育數(shù)目越少，越容易發(fā)生水淹。因?yàn)閷?duì)于單層來說，一般只控制一個(gè)單砂體，單砂體內(nèi)夾層越少，注入水越容易沿高滲條帶突進(jìn)，造成相應(yīng)油井過早見水。

表1 靖吳油區(qū)長(zhǎng)6油藏特征數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

通過對(duì)歷年剩余油測(cè)試結(jié)果及檢查井等資料的分析及剩余油分布規(guī)律的研究。認(rèn)為靖吳長(zhǎng)6油藏剩余油分布主要有以下規(guī)律：

（1）平面剩余油分布：主要集中在井間分流線附近、兩井之間、儲(chǔ)量失控部位及水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向較弱的部位，油層厚度大、儲(chǔ)層物性較好的油藏部位，剩余油富集程度依然較高。

（2）剖面剩余油分布：主要受儲(chǔ)層非均質(zhì)性和沉積韻律的影響，剖面上主要分布在低滲帶、弱水驅(qū)或隔夾層遮擋部位或吸水狀況差的層段，剖面上未水洗的低滲層或弱水洗層段依然存在大量剩余油。因此，含水上升的井依然存在較多的剩余油。

3 不同方式壓裂技術(shù)應(yīng)用

3.1 常規(guī)壓裂

（1）經(jīng)過對(duì)2011-2014年靖吳長(zhǎng)6油藏的效果統(tǒng)計(jì)（見表2），結(jié)果表明：四年內(nèi)，常規(guī)壓裂后含水上升幅度均在10%以上，所以，需要對(duì)常規(guī)壓裂的工藝參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，控制含水上升。

（2）自2013年將常規(guī)壓裂措施井次逐漸減少，同時(shí)，2014年對(duì)壓裂工藝參數(shù)進(jìn)行控制性優(yōu)化，不同含水階段，施工參數(shù)優(yōu)化不同，隨著含水率的增大，改造規(guī)模減小，加砂強(qiáng)度和砂比逐漸降低，施工排量控制在1.8 m3/min～2.2 m3/min，加砂強(qiáng)度控制在1.95 m3/m～2.30 m3/m，加砂量控制在 20 m3～30 m3，壓裂液入地總液量控制在120 m3～160 m3，而單井增油量提升了0.3 t，但2014年含水依然上升了12.1%。

分析認(rèn)為，部分油井在長(zhǎng)期注水開發(fā)過程中，由于天然裂縫和孔隙的發(fā)育，隨著注入水水驅(qū)前緣的向前推進(jìn)，壓裂后，因?yàn)閴毫蚜芽p的進(jìn)一步延伸，水流通道的溝通，出現(xiàn)了壓裂后含水上升的問題。

3.2 暫堵轉(zhuǎn)向壓裂

3.2.1 技術(shù)原理 在水力壓裂過程中加入縫內(nèi)轉(zhuǎn)向劑后，使水力壓裂主裂縫通道內(nèi)暫時(shí)形成橋堵，產(chǎn)生升壓效應(yīng)，從而壓開新的支裂縫或溝通更多微裂縫，在增大油層泄流面積的同時(shí)，促使壓裂裂縫向注水線靠近，提高注水見效程度，使油井在增產(chǎn)的同時(shí)能夠保持穩(wěn)產(chǎn)，從而提高采收率[1-3]。

3.2.2 地質(zhì)選井選層

（1）優(yōu)選潛力區(qū)實(shí)施暫堵壓裂，選擇非均質(zhì)性較弱、注入水推進(jìn)均勻和穩(wěn)定，含油飽和度高，有一定初產(chǎn)，地層能量充足區(qū)域。

（2）優(yōu)先選擇油層厚度較大，初期改造規(guī)模較小，產(chǎn)液量快速下降，油井堵塞特征明顯的井。

（3）優(yōu)先選擇油層上下有較好的遮擋層，從生產(chǎn)曲線上看有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，近期產(chǎn)液明顯下降的井。

3.2.3 工藝思路優(yōu)化

（1）中高含水主向井前期暫堵壓裂井轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)都設(shè)計(jì)在60%以上，也就是整個(gè)泵注程序2/3的階段，優(yōu)化轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)提前，控制主裂縫延伸，充分動(dòng)用側(cè)向剩余油；側(cè)向井轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)應(yīng)控制在50%之后，避免過早轉(zhuǎn)向，導(dǎo)致側(cè)向水淹。

（2）低產(chǎn)低效井為了進(jìn)一步擴(kuò)大低產(chǎn)井泄流面積，建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，實(shí)施暫堵+混合水壓裂工藝，保證主裂縫延伸同時(shí)，盡量擴(kuò)大側(cè)翼支縫的開啟，充分?jǐn)U大儲(chǔ)層泄流面積，提高單井產(chǎn)能。

3.2.4 工藝參數(shù)優(yōu)化

（1）轉(zhuǎn)向壓裂縫長(zhǎng)和砂量?jī)?yōu)化[4，5]。通過計(jì)算，對(duì)于300 m井排距，主向井及側(cè)向井距水線的距離分別是424 m和212 m，對(duì)于330 m井距，主向井及側(cè)向井距水線的距離分別是466 m和233 m，根據(jù)縫長(zhǎng)與井距之比不能超過0.3，因此優(yōu)化轉(zhuǎn)向裂縫垂直距離，主向井轉(zhuǎn)向裂縫縫長(zhǎng)為127 m，轉(zhuǎn)向后優(yōu)化加砂量15 m3～20 m3；側(cè)向井轉(zhuǎn)向裂縫縫長(zhǎng)64 m，轉(zhuǎn)向后優(yōu)化砂量8 m3～10 m3。

表2 靖吳長(zhǎng)6油藏常規(guī)壓裂效果表

（2）轉(zhuǎn)向壓裂排量?jī)?yōu)化。排量越大，流速越高，縫內(nèi)脫砂概率越小，轉(zhuǎn)向意圖越容易實(shí)現(xiàn)。但反過來說排量越大，縫內(nèi)凈壓力越大，容易形成復(fù)雜裂縫，不利于轉(zhuǎn)向壓裂意圖的實(shí)現(xiàn)。綜合分析認(rèn)為排量以1.8 m3/min～2.4 m3/min為宜。

（3）暫堵劑加入速度優(yōu)化?？p內(nèi)升壓幅度的大小對(duì)轉(zhuǎn)向壓裂成功與否起著至關(guān)重要的作用，而縫內(nèi)升壓主要受暫堵劑加入速度的影響，根據(jù)前期暫堵壓裂施工統(tǒng)計(jì)升壓幅度隨暫堵劑加入速度的增加而增大，因此優(yōu)化加入速度50 kg/min～80 kg/min。

（4）暫堵劑用量?jī)?yōu)化。從現(xiàn)場(chǎng)暫堵劑加量與升壓幅度關(guān)系曲線看出，二者并無明顯關(guān)系，反映出暫堵升壓不以暫堵劑加量多少為依據(jù)，但為了保證暫堵升壓效果，根據(jù)施工經(jīng)驗(yàn)，優(yōu)化暫堵劑用量300 kg～550 kg，并實(shí)施多級(jí)暫堵注入。

3.2.5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

3.2.5.1 整體效果 統(tǒng)計(jì)已實(shí)施暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂80井次，有效率93.8%，平均單井日增油1.59 t，措施后含水由47.6%下降到39.7%，含水下降7.9%。

與常規(guī)壓裂相比，單井日增油增加了0.34 t，含水下降了15.2%，控水增油效果明顯。因此，暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)是中高含水開發(fā)期提高單井產(chǎn)量，控制含水上升一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)（見表3）。

3.2.5.2 多級(jí)暫堵效果 通過C2油藏二級(jí)暫堵與一級(jí)暫堵相比，二級(jí)暫堵單井日增油1.91 t，比一級(jí)暫堵單井日增油多0.40 t，二級(jí)暫堵轉(zhuǎn)向壓裂的含水下降了16.4%，一級(jí)暫堵壓裂的含水下降了2.0%，二級(jí)暫堵起到了很好的控水增油效果，同時(shí)，二級(jí)暫堵的暫堵劑用量明顯多于一級(jí)暫堵的用量，而入地總液量和加砂量明顯多于一級(jí)暫堵的用量（見表4）。

3.2.5.3 主側(cè)向井效果 C1油藏主向井暫堵劑單井平均用量315 kg，單井日增油1.67 t，含水下降4.8%。側(cè)向井以一級(jí)縫內(nèi)暫堵為主，單井日增油1.36 t，含水上升2.2%，相比而言，主向井的控水增油效果明顯好于側(cè)向井（見表5）。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）暫堵轉(zhuǎn)向壓裂工藝技術(shù)在中高含水期低產(chǎn)低效井挖潛具有良好的措施效果，能夠使主裂縫在延伸的過程中，產(chǎn)生次生縫，進(jìn)一步動(dòng)用剩余油，在控水增油方面優(yōu)化常規(guī)暫堵壓裂。

（2）兩級(jí)暫堵起到了很好的控水增油效果，在工藝參數(shù)方面，兩級(jí)暫堵的暫堵劑用量明顯多于一級(jí)暫堵的用量，而入地總液量和加砂量明顯多于一級(jí)暫堵的用量，具體參數(shù)要根據(jù)儲(chǔ)層條件進(jìn)一步優(yōu)化，有利于進(jìn)一步提高措施效果。

（3）主向井的控水增油效果明顯好于側(cè)向井，暫堵轉(zhuǎn)向壓裂的轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)是取得顯著控水增油效果的關(guān)鍵。

表3 不同措施工藝效果表

表4 C2油藏分級(jí)暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果表

表5 C1～C3油藏主側(cè)向井暫堵壓裂效果統(tǒng)計(jì)表