王靜

中國石油 吐哈油田分公司（新疆 鄯善 838202）

隨著油氣藏勘探技術(shù)的的不斷突破，特低滲油氣藏成為非常規(guī)油氣藏開發(fā)的主要領(lǐng)域之一。目前三塘湖盆地牛圈湖區(qū)塊西山窯組砂巖特低滲油藏已成為吐哈油田的主要勘探開發(fā)區(qū)塊。該區(qū)塊為異常低壓油藏，前期采用常規(guī)壓裂+注水補能驅(qū)替方式開發(fā)，出現(xiàn)了單井產(chǎn)量遞減快、含水率高、采出程度低的問題。根據(jù)牛圈湖區(qū)塊特低滲砂巖油藏壓力系數(shù)低、物性差、含油飽和度低、天然裂縫發(fā)育的特點，通過借鑒國內(nèi)外特低滲油藏勘探開發(fā)技術(shù)經(jīng)驗并結(jié)合前期地質(zhì)評價認識，提出了適用于牛圈湖低壓特低滲油藏的“水平井+密切割體積壓裂”的技術(shù)思路[1-2]。該技術(shù)能有效擴大縫網(wǎng)體積，擴大水驅(qū)滲吸效果，提高單井產(chǎn)量，延長單井穩(wěn)產(chǎn)時間，從而達到提高特低滲油藏最終采收率的目標。

三塘湖油田牛圈湖區(qū)塊位于新疆東北部，侏羅系西山窯組（J2x）Ⅱ砂組為主力含油氣層，油層埋深在1 500～2 300 m，油層厚度15～30 m。巖心分析平均孔隙度13.7%，天然裂縫發(fā)育，平均滲透率2.8×10-3μm2，平均含油飽和度為43.4%。地溫梯度2.09℃/100 m，壓力系數(shù)0.007 5～0.008 5 MPa/m，屬于異常低溫、異常低壓油藏。注水補能助采開發(fā)方式，由于注入水沿天然裂縫竄通，導(dǎo)致區(qū)塊采油井平均含水率高達97.2%，儲量未有效動用，面臨體積壓裂改造的問題。

針對該區(qū)塊天然裂縫發(fā)育、儲層能量不足、低孔低滲的特點，兼顧經(jīng)濟效益前提下，提出了水平井體積壓裂技術(shù)思路：①通過體積壓裂方案優(yōu)化設(shè)計，采用高密度布井+密切割壓裂的模式，同時為進一步擴大改造體積，增加裂縫復(fù)雜性，優(yōu)化壓裂參數(shù)長水平段多段多簇，大液量、大排量體積壓裂；②優(yōu)化配套以快鉆橋塞分簇射孔分段壓裂工藝為主，連續(xù)油管底封拖動+環(huán)空加砂壓裂為輔的體積改造工藝；③考慮經(jīng)濟效益，優(yōu)化形成滑溜水、低濃度瓜膠復(fù)合壓裂液體系和石英砂支撐劑。

1 特低滲油藏體積壓裂技術(shù)關(guān)鍵點

1.1 體積壓裂方案優(yōu)化設(shè)計

以油藏地質(zhì)認識為基礎(chǔ)，開發(fā)部署、鉆完井、壓裂工程相結(jié)合，通過評價、認識、分析、模擬，形成了地質(zhì)、開發(fā)、工程一體化設(shè)計模式[3-5]。通過不斷的探索實踐，目前形成了以水平井區(qū)塊整體開發(fā)，長水平段多段多簇分壓，大液量、大排量低黏液體壓裂，高密度布井、密切割體積壓裂的開發(fā)路線，由井控儲量向縫控儲量轉(zhuǎn)變（圖1）。

圖1 特低滲油藏由井控向縫控儲量演變示意圖

該壓裂模式一方面平面上加密井網(wǎng)，縮短井間距，交錯布縫，提高井網(wǎng)對油藏的控制程度，動用未動用區(qū)域；另一方面單井上增加水平段長度，縮短裂縫間距，用裂縫細化基質(zhì)單元，提高水平段利用率與單井可動用儲量[11-12]。

通過數(shù)值模擬技術(shù)開展了裂縫半長、導(dǎo)流能力、砂比、施工排量等工藝參數(shù)的優(yōu)化并形成了適用于該區(qū)塊的主體工藝參數(shù)體系（表1）。由于該區(qū)塊儲層微裂縫發(fā)育，存在壓竄鄰井的問題。結(jié)合地質(zhì)資料、測井資料和鄰井施工數(shù)據(jù)判斷風險較高的井、段，采用二次加砂，控縫長的同時保證壓裂規(guī)模，能成功解決壓竄問題。

水平段長/m 750～950排距/m 250裂縫半長/m 100～200分段數(shù)量4～8段間距/m 30～60簇間距/m 15～25單段液量/m3 500～700單段砂量/m3 50～60平均砂比/%20～25最高砂比/%40石英砂比例/%100單段射孔長度/m 4～5施工排量/(m3·min-1)12～14

1.2 體積壓裂工藝優(yōu)選

以國內(nèi)外7種主流水平井分段壓裂改造技術(shù)分別開展試驗，對各項技術(shù)優(yōu)缺點、適應(yīng)性進行現(xiàn)場驗證，分析得出了不同水平井分段壓裂技術(shù)的關(guān)鍵缺點[6-10]：①水力噴射壓裂技術(shù)排量受限，多段壓裂管柱風險高[1]；②裸眼封隔器壓裂技術(shù)管柱和滑套風險高，后期作業(yè)難；③雙封拖動壓裂技術(shù)對固井質(zhì)量要求較高，且排量不高，效率低；④套內(nèi)封隔器壓裂技術(shù)排量受限，多段壓裂管柱風險高；⑤固井滑套壓裂技術(shù)滑套打開風險高，施工壓力高，壓后泄油通道少；⑥連續(xù)油管底封拖動壓裂技術(shù)工具設(shè)備性能要求高，費用高，分簇難度大。

最后根據(jù)現(xiàn)場適應(yīng)性驗證，選擇速鉆橋塞分段技術(shù)作為主要壓裂工藝（表2）。速鉆橋塞采用套管注入排量提升空間大，液量、砂量不受工具限制，能夠?qū)崿F(xiàn)分段分簇壓裂，橋塞與射孔聯(lián)作效率高，單次下入工具少，風險低，能夠滿足體積壓裂要求且理論上不限段、不限簇，目前在該區(qū)塊應(yīng)用比例達95.2%，工具成功率98%，單個橋塞鉆磨時間由3～5 h降低至18 min。

表2 速鉆橋塞分段技術(shù)工藝參數(shù)

1.3 低成本壓裂液體系

隨著油田公司擴大經(jīng)營自主權(quán)改革的進一步推進，油田逐步向低成本高效勘探開發(fā)轉(zhuǎn)型。如何在保持壓裂效果的同時，降低壓裂成本成為特低滲油藏體積壓裂的新難點。

通過不斷的探索和現(xiàn)場試驗，為實現(xiàn)大排量、大液量造復(fù)雜裂縫，研發(fā)形成復(fù)合壓裂液體系配方：0.05%胍膠+0.5%KCl+0.15%～0.2%胍膠+交聯(lián)促進劑+殺菌劑+交聯(lián)劑+破膠劑。對比不同壓裂液配方黏溫性能檢測曲線（圖2）可以看出，復(fù)合壓裂液體系性能與原壓裂液體系基本一致，滿足現(xiàn)場體積壓裂要求，同時能有效節(jié)約成本。加入0.03%APS的復(fù)合壓裂液。

圖2 不同壓裂液配方黏溫性能檢測（170s-1）

為進一步提高支撐劑輸送距離，降低壓裂成本，采用石英砂逐步替換陶粒。通室內(nèi)實驗發(fā)現(xiàn)石英砂相對于陶粒有以下優(yōu)點：①石英砂較陶粒沉降速率更慢，以砂堤形式逐級鋪置；②石英砂密度低，粒徑越小，滑溜水攜帶石英砂的能力比陶粒提高38.5%；③采用石英砂有利于遠距離輸送，能達到裂縫深部；④石英砂的降本效果顯著。

2017年—2018年吐哈油田全面推廣石英砂，目前三塘湖3個主力區(qū)塊均采用石英砂加砂，累計使用石英砂26 807 m3，單方成本降低44.5%，累計節(jié)約費用3 345萬元。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

截至目前三塘湖牛圈湖低壓特低滲砂巖儲層成功開展水平井體積壓裂27井次，平均壓裂段數(shù)5.8段，平均每段液量600 m3，平均每段砂量59 m3，施工排量12～14 m3/min。其中快鉆橋塞分簇分段體積壓裂共實施22井次，平均單井日增液20.4 m3，日增油10.0 t，累計增油約22 000 t。連續(xù)油管水力噴射、底封拖動環(huán)空加砂壓裂實施5井次，施工效率達到5段/天，壓后平均單井日增液17.1 m3，日增油7.1 t，累計增油約3 600 t（表3）。

通過水平井、密切割體積壓裂模式，降低了單井含水率，延長了穩(wěn)產(chǎn)時間，有效動用了儲層，在牛圈湖區(qū)塊新建產(chǎn)能11.8×104t，實現(xiàn)了該區(qū)塊效益建產(chǎn)。

表3 牛圈湖區(qū)塊水平井體積壓裂措施井效果

3 結(jié)論

1）低壓特低滲油藏采用高密度布井+密切割壓裂模式，長水平段多段多簇分壓，大液量、大排量低黏液體積壓裂，可有效提高井網(wǎng)對油藏的控制程度和單井可動用儲量。

2）快鉆橋塞分簇射孔分段壓裂技術(shù)，橋塞與射孔聯(lián)作效率高，單個橋塞鉆磨時間短，極大地提高了多段多孔井的壓裂施工效率，降低施工成本。

3）滑溜水、低濃度瓜膠復(fù)合壓裂液體系和石英砂支撐劑滿足特低滲油藏壓裂開發(fā)需求，相較于原高濃度瓜膠壓裂液、陶粒支撐劑體系單方成本降低44.5%，降本增效效果顯著。