李凱凱，安 然，岳潘東，陳世棟，楊凱瀾，韋 文

（1.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)事業(yè)部，陜西西安 710018）

安83 區(qū)位于鄂爾多斯盆地，地質(zhì)儲量2.2×108t，是長慶油田第一個大規(guī)模開發(fā)的頁巖油區(qū)[1]，其儲層壓力系數(shù)為0.75～0.85，自然能量嚴重不足。由于該區(qū)注水開發(fā)不見效，目前主要開發(fā)模式為長水平段水平井自然能量開發(fā)，共投產(chǎn)水平井229 口，平均水平段長855 m，初期單井平均日產(chǎn)油11.7 t，第1 年自然遞減達50%～60%，目前單井平均日產(chǎn)油1.4 t，長期處于低產(chǎn)低效狀態(tài)。為提高水平井單井產(chǎn)量，在安83 區(qū)早期探索了注水補能和重復壓裂措施，但未取得理想效果[2-3]。國內(nèi)部分油田探索研究了蓄能壓裂技術(shù)，其中，吉林油田通過提高壓裂入地液量補充地層能量，擴大儲層改造規(guī)模，試驗井增產(chǎn)效果較好，但補能規(guī)模有限，且措施后產(chǎn)量仍然下降較快[4]；吐哈油田針對水平井實施了縫網(wǎng)增能重復壓裂技術(shù)，通過注水補充地層能量先導性試驗和室內(nèi)數(shù)值模擬確定壓裂前注水量，采用大規(guī)?；\統(tǒng)體積壓裂方式進行儲層重復改造，但未充分考慮儲層差異[5]。安83 區(qū)頁巖油儲層非均質(zhì)性較強，需要著重刻畫層間差異。同時，為了實現(xiàn)措施后的長期增產(chǎn)，需要進一步優(yōu)化蓄能壓裂技術(shù)，以滿足高效開發(fā)的需求。

為此，筆者在分析注水補能和前期重復壓裂存在問題的基礎上，借鑒其他油田蓄能壓裂理念，采用大規(guī)模蓄能體積壓裂技術(shù)，通過壓前注水補能設計，優(yōu)選壓裂層段，優(yōu)化壓裂管柱及配套工藝，大幅提高了水平井重復改造效果，為低產(chǎn)水平井高效治理提供了較好的技術(shù)借鑒。

1 蓄能體積壓裂技術(shù)難點

2017 年，安83 區(qū)7 口水平井實施重復壓裂措施，單井累計增油僅510.0 t 即失效。前期經(jīng)驗表明，該區(qū)井間連通性強，油水滲吸置換作用較弱，重復壓裂改造規(guī)模較小，措施后油井產(chǎn)量下降快，整體效果較差，采用蓄能體積壓裂技術(shù)進行改造較為困難。分析認為，存在的技術(shù)難點為：

1）壓裂效果減弱快。注水補能雖然在一定程度上可以提高地層能量，但由于對儲層未能有效改造，措施后含水較高，效果差；重復壓裂規(guī)模小、入地液量少，地層能量不充足，措施后產(chǎn)量下降快，壓裂效果減弱快，累計增油量較少。

2）受壓裂工具等限制，壓裂規(guī)模較小。水平井重復壓裂主要采用雙封單卡壓裂管柱，早期受壓裂井口、直井段和水平段管柱等的限制，儲層改造規(guī)模有限，在限壓范圍內(nèi)，現(xiàn)場施工排量最高僅能達到5.5 m3/min，不能滿足開發(fā)需求。

3）儲層初期改造不均勻。安83 區(qū)水平井初期射孔一般采用常規(guī)火力射孔或雙水力噴射器射孔技術(shù)，壓裂作業(yè)時進液不均，其中雙水力噴射器在噴砂射孔時存在相互干擾，降低了兩簇同時射開的概率，儲層初期改造不均勻。

4）不易形成復雜裂縫。安83 區(qū)最大和最小水平主應力的差在5.00 MPa 左右，微地震測試顯示裂縫長寬比為5:1 左右，縫寬相對較小，裂縫較為單一，不易形成復雜體積縫網(wǎng)。

2 蓄能體積壓裂關鍵技術(shù)

針對安83 區(qū)蓄能體積壓裂技術(shù)難點，開展了壓前注水補能、壓裂工具優(yōu)化改進和裂縫復雜程度配套技術(shù)等研究。

2.1 壓前注水補能

安83 區(qū)目前地層壓力為6.20 MPa，壓力保持水平僅34.1%，壓裂前通過原有注水管網(wǎng)對單井籠統(tǒng)注水補能，一方面可以提高地層能量，有助于油井長期穩(wěn)產(chǎn)；另一方面使原低應力區(qū)人工縫網(wǎng)恢復初始壓力，有利于形成新縫，提高儲層有效改造體積。利用注入液量與局部壓力變化的關系式（式（1）），結(jié)合單井壓力，確定單井壓裂前注水蓄能用水量，確保地層壓力恢復至原始壓力水平，在提高地層能量和儲層改造效果的同時，促進地層中流體飽和度重新分布，提高油水置換效率[5]。

式中：ΔV為儲層壓前蓄能需增加液量，m3；Ct為儲層綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；V為裂縫改造入地液量，m3；Δp為增加的儲層壓力，MPa。

安83 區(qū)儲層綜合壓縮系數(shù)受注入量等影響較小，補能液量與地層局部壓力增加量有較好的正相關性（見圖1）。根據(jù)單井所控制的儲層改造體積及目前壓力保持水平，為使單井控制區(qū)域地層壓力恢復至原始水平，壓裂前單井需補能液5 000～9 000 m3。

圖1 補能液量與地層局部壓力增量的關系Fig.1 Relationship between the amount of energy replenishing fluid and the increment of the local formation pressure

2.2 壓裂管柱優(yōu)化

為進一步提高壓裂規(guī)模，增強儲層改造強度，將壓裂管柱優(yōu)化為φ101.6 mm 油管（直井段）+φ88.9 mm油管（水平段）+K344 封隔器+噴砂器+TDY 封隔器（見圖2），壓裂管柱內(nèi)徑增大了12.0 mm。

圖2 水平井重復壓裂管柱示意Fig.2 The refracturing string in the horizontal well

現(xiàn)場實施效果表明，在相同壓裂液體系下，采用優(yōu)化壓裂管柱直井段和水平段的摩阻分別降低了26.0% 和31.0%，施工排量可提高至8.0～10.0 m3/min。同時選用TDY 封隔器，采用機械坐封方式，有助于判斷下封隔器坐封情況，確保壓裂液進入目的層段。

2.3 提高裂縫復雜程度配套技術(shù)

2.3.1 極限分簇射孔優(yōu)化

為改善初期改造不均勻的問題，采用極限分簇射孔技術(shù)增加射孔簇數(shù)，大幅減少單簇孔數(shù)，以提高壓裂初期井底壓力和孔眼同步起裂概率，實現(xiàn)多簇同時起裂。新補孔段單簇射孔長度為0.40 m，射孔孔眼2 個/簇，孔眼有效率達到80.0%以上（見表1），較常規(guī)射孔提高20.0%～30.0%，有效進液射孔簇數(shù)提高25.0%，裂縫密度提高1.8 倍[6]。

表1 極限分簇射孔與常規(guī)射孔多簇起裂有效性對比Table 1 Comparison of the multi-cluster initiation effectiveness by extreme clustered perforation and conventional perforation

2.3.2 差異化裂縫設計

通過精細儲層解釋及開發(fā)效果對比，改變以往均勻改造模式，對該區(qū)頁巖油儲層進行分級，針對不同的儲層品質(zhì)，結(jié)合近幾年安83 區(qū)新投產(chǎn)水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)、單井EUR 預測與加砂強度、進液強度等壓裂參數(shù)的相關性，實施儲層改造差異化設計，實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)儲量的最大程度動用[7-8]。利用數(shù)值模擬軟件，模擬水平段長800.00 m，井距500.00 m 時，不同物性條件下加砂強度和進液強度對累計產(chǎn)量的影響，發(fā)現(xiàn)對于I 類儲層，當加砂強度超過5.0～6.0 t/m、進液強度超過20.0～25.0 m3/m 時，累計產(chǎn)油量增幅顯著減小，于是將該加砂強度和進液強度確定為I 類儲層的改造參數(shù)。同理，確定II 類儲層加砂強度為4.0～5.0 t/m，進液強度為17.0～22.0 m3/m（見表2）。

表2 儲層改造差異化設計Table 2 Differential design for reservoir stimulation

2.3.3 多級動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)

為提高裂縫復雜程度，在壓裂過程中隨壓裂液多次加入多粒徑組合的可降解暫堵轉(zhuǎn)向劑。該組合暫堵劑由粒徑為100 目、1～2 mm 和3～4 mm的暫堵劑按質(zhì)量比1:1:1.5 配制，抗壓強度可達70.0 MPa 以上，在地層溫度下48 h 可完全溶解。多種粒徑組合的暫堵劑進入裂縫后容易形成橋堵，抑制裂縫繼續(xù)延長，使縫內(nèi)凈壓力不斷提高，當壓力升高幅度超過最大和最小水平主應力差時，可以實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向或開啟側(cè)向微裂縫，使人工裂縫更加復雜，最大程度增加儲層改造體積，提高改造效果[9-11]。

2.4 悶井時間優(yōu)化

數(shù)值模擬及巖心滲吸試驗結(jié)果表明，合理的悶井時間能夠增強油水滲吸置換作用[12]。當井口壓力穩(wěn)定時，認為油水滲吸平衡過程結(jié)束；礦場實踐表明，新投產(chǎn)水平井利用EM30S 滑溜水壓裂后悶井30～60 d，初期產(chǎn)能較高[13-14]。為充分利用注入能量，提高措施井初期產(chǎn)量，現(xiàn)場結(jié)合井口壓降情況，將悶井時間優(yōu)化為30～60 d。

3 現(xiàn)場試驗

安83 區(qū)3 口井網(wǎng)邊部相鄰水平井均于2013 年底投產(chǎn)，水平段長800.0 m，井距500.0 m，初期采用分段多簇壓裂方式，共壓裂30 段60 簇，每段入地液量593.0 m3，措施前單井累計產(chǎn)油量達到5 989.0 t。3 口井進行了大規(guī)模蓄能體積壓裂施工，共改造31 段，其中根據(jù)原簇試擠結(jié)果，確定重復壓裂14 段，優(yōu)選未動用優(yōu)質(zhì)儲層補孔壓裂17 段，所有壓裂段中Ⅰ、Ⅱ類儲層占比達到81.0 %。3 口井措施前實施注水補能措施，平均單井注水量達到0.8×104m3，地層能量恢復至原始壓力水平；單段加砂量120.0～150.0 m3，單段入地液量1 200.0～1 500.0 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，每段壓裂實施2 級暫堵?，F(xiàn)場統(tǒng)計75.0% 以上的壓裂段在大排量下施工壓力升高了3.0～6.0 MPa，起到了較好的暫堵效果。同時，應用優(yōu)化后的壓裂管柱，單趟管柱施工段數(shù)由1 段提至3 段，單井壓裂施工占井時間3 d，縮短了24.0%，與前期重復壓裂對比，壓裂強度和施工效率均得到大幅提高。壓裂結(jié)束后平均單井滯留液量達到2.0×104m3。壓裂結(jié)束悶井2 個月，井口壓力穩(wěn)定在2.0～4.0 MPa，局部地層壓力系數(shù)提高至1.20。

壓裂后開井生產(chǎn)，平均單井產(chǎn)油量由1.2 t/d 提高至10.2 t/d，截至2020 年12 月底生產(chǎn)10 個月，單井累計增油量2 010.0 t，有效期內(nèi)單井日增油量6.6 t，是 2017 年措施井同期增油量的7.6 倍、鄰井產(chǎn)量的5.6 倍，油井增產(chǎn)效果顯著（見圖3）。結(jié)合目前產(chǎn)量遞減情況，預計有效期內(nèi)單井累計增油量可以達到4 500.0～6 000.0 t，投入產(chǎn)出比達到1∶1.1，可實現(xiàn)效益開發(fā)。

圖3 2017 年與2019 年水平井體積壓裂后日增油量對比Fig.3 Comparison of daily oil increment after volumetric fracturing of horizontal wells in 2017 and 2019

截至2020 年12 月底，3 口井均持續(xù)有效，其中，X2井位于3 口井中部，2 口鄰井壓裂過程中使該井受效，補孔段比例達62.5%，壓裂結(jié)束后繼續(xù)注入4 900.0 m3補能液，儲層改造充分，日增油量6.7 t，累計增油量2 405.0 t，增油效果最好，但該井只改造了8 段，可見壓裂段數(shù)并非越多越好，可優(yōu)化補孔段占比和實施段數(shù)，降低壓裂費用，進一步提高壓裂效益。X1 井共壓裂12 段，日增油量5.7 t，累計增油量2 342.0 t；X3 井試油時改造規(guī)模大，累計產(chǎn)油量高達7 800.0 t，壓裂后效果相對一般，生產(chǎn)10 個月后，日增油量3.0 t，累計增油量1 282.0 t。X1 井和X3 井改造段數(shù)和壓裂前含水相近，但X3 井補孔段數(shù)占比低，壓裂前累計產(chǎn)油量比X1 井高3 200.0 t，壓裂后含水率相對較高，增油效果較差。3 口試驗井壓裂規(guī)模及效果統(tǒng)計情況見表3。

表3 3 口措施井規(guī)模及效果統(tǒng)計Table 3 Statistics of fracturing scale and effect in 3 horizontal wells

現(xiàn)場應用結(jié)果表明，X2 井改造段數(shù)最少，補孔段占比最高，效果效益預期最好，采取壓后補能措施后，未出現(xiàn)產(chǎn)液量下降快、含水率持續(xù)增高的情況，證明壓后繼續(xù)補能可行。后續(xù)水平井重復改造時，可優(yōu)先采取補孔體積壓裂措施，提高補孔段占比，有效利用未動用儲量。同時，適當減少壓裂段數(shù)，優(yōu)化壓前補能液量、壓裂入地液量和壓后補能液量，以進一步提高壓裂效果。

4 結(jié)論與建議

1）針對安83 區(qū)蓄能壓裂技術(shù)難點，開展了壓前注水補能、壓裂管柱優(yōu)化、極限分簇射孔、儲層差異化裂縫設計、多級動態(tài)暫堵和悶井時間優(yōu)化等關鍵技術(shù)研究，形成了安83 區(qū)水平井大規(guī)模蓄能體積壓裂技術(shù)，可大幅提高水平井重復壓裂的改造規(guī)模、作業(yè)效率和裂縫復雜程度，進一步提高水平井的產(chǎn)量和延長穩(wěn)產(chǎn)期。

2）安83 區(qū)水平井實施大規(guī)模蓄能體積壓裂技術(shù)取得了較好的試驗效果，相比單純注水吞吐和重復壓裂，效果大幅提高。該技術(shù)能同時補充地層能量和有效改造儲層，表現(xiàn)出較好的儲層適應性和增產(chǎn)潛力，具有良好的應用前景。

3）大規(guī)模蓄能體積壓裂技術(shù)仍舊多采用傳統(tǒng)的雙封單卡壓裂工藝，不利于地層能量和壓裂縫網(wǎng)形態(tài)保持，需要進一步研發(fā)壓后不放噴壓裂工藝，以進一步提高壓裂改造效果。