夏亞文* 孫海童 王為舉 劉千山

（1、中國(guó)石油冀東油田公司,河北 唐山 063200 2、中國(guó)石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院,北京 102249 3、勝利油田凱渡石油技術(shù)開(kāi)發(fā)有限公司,山東 東營(yíng) 257000）

1 油藏概況與開(kāi)發(fā)形勢(shì)

南堡陸地低滲油藏平均埋藏深度超過(guò)3500 m，斷層大量發(fā)育，大量斷塊被斷層分隔，因此具有較小面積的斷塊和較小的含油面積，是典型的復(fù)雜斷塊油田[1]。其主力含油層系為Es33，具備滲透率極差及滲透率變異系數(shù)較大的特點(diǎn)，非均質(zhì)性較強(qiáng)，具有較差的儲(chǔ)層物性?；谏绑w規(guī)模和物性參數(shù)，依據(jù)砂體面積、儲(chǔ)量、滲透率、有效滲流系數(shù)及平均主流半徑5 個(gè)參數(shù)，將冀東油田低滲油藏分為三類。低滲I 類油藏主要分布在深層油藏G65 和G5 斷塊IV 油組，儲(chǔ)層平均孔隙度為15.9%，平均滲透率為28.3 mD，儲(chǔ)層發(fā)育相對(duì)集中。開(kāi)發(fā)過(guò)程呈現(xiàn)“四低、一高”特征，即水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、能量保持水平、采油速度和采出程度低，注采井網(wǎng)水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度高。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于該油組孔隙度滲透率較低、油井泄油面積小，導(dǎo)致注采井間具有較強(qiáng)的流動(dòng)阻力，不易構(gòu)建良好的井間連通關(guān)系；注采井距大，且地層滲透率低，導(dǎo)致地層壓力波傳導(dǎo)速度慢、水井注水時(shí)啟動(dòng)壓力高、單井產(chǎn)量低、難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)等一系列問(wèn)題[2-3]。低滲II 類油藏主要為G5 斷塊V 油組的構(gòu)造巖性層狀油藏，原油為常規(guī)輕質(zhì)油，油藏埋深4000 m，孔隙度16.9%，滲透率6.9 mD，油層喉道細(xì)小，主流喉道半徑集中分布在1～1.5 μm。儲(chǔ)層連片發(fā)育，連通性好，主要分布扇三角洲沉積砂體，砂體縱向疊置，平面連片分布，單砂體寬度大于300 m，厚度在0.5～6 m 之間，平均厚度為2.8 m。Ⅴ油組原始地層壓力高，但由于較大的儲(chǔ)層物性差異和井間驅(qū)替滲流阻力，使該油組導(dǎo)壓系數(shù)低，壓力波傳導(dǎo)速度慢，油井天然能量開(kāi)采產(chǎn)量較低，不易形成較好連通關(guān)系，因此，常規(guī)注水開(kāi)發(fā)在該類儲(chǔ)層進(jìn)行使用時(shí)效果較差，不能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)。因此，需要通過(guò)壓裂改造方式提高單井產(chǎn)能[3]。低滲III類油藏主要分布在G12、G94、G9、G14、L202 等小斷塊，具有地層壓力系數(shù)高、砂體規(guī)模小等特點(diǎn)。平均油砂體面積為0.063 km2，河道砂體寬度為30～150 m，在現(xiàn)有井網(wǎng)下難以建立多向注采驅(qū)替關(guān)系；同時(shí)，油砂體呈條帶狀、席狀和土豆?fàn)钫共迹骄L(zhǎng)度為100 m，寬厚比為35 m/m，砂體范圍小，也不利于多向注采井網(wǎng)的建立。因此，低滲III 類油藏采出程度較低，平均采出程度僅為5.4%[4]。

2 壓裂開(kāi)發(fā)技術(shù)思路

針對(duì)I 類油藏的壓裂注水開(kāi)發(fā)特征，立足井網(wǎng)、連通情況和注采動(dòng)態(tài)等，開(kāi)展裂縫與井網(wǎng)匹配研究、裂縫參數(shù)差異化設(shè)計(jì)及壓裂數(shù)值模擬研究，指導(dǎo)整體壓裂方案設(shè)計(jì)[5-7]。I類儲(chǔ)層屬低滲油藏，具有一定滲流能力，通過(guò)壓裂改造后減小注采井距，降低井間驅(qū)替滲流阻力，使其具備井間驅(qū)替能力，是Ⅰ類低滲油藏的設(shè)計(jì)關(guān)鍵。因此，通過(guò)“縫長(zhǎng)縮短注采井距、縫面建立驅(qū)替、縫網(wǎng)擴(kuò)大波及”的壓裂思路，變“點(diǎn)對(duì)點(diǎn)徑向驅(qū)”為“面對(duì)面線性驅(qū)”，降低油水井近井壓實(shí)帶的壓力損失，增大泄油面積，提高驅(qū)替壓力梯度，從而實(shí)現(xiàn)源匯之間的有效注采驅(qū)替[6]。針對(duì)低滲II 類油藏，利用壓裂的高應(yīng)力差來(lái)提高裂縫復(fù)雜程度，并初步試驗(yàn)了混合水壓裂技術(shù)[8-10]?；旌纤畨毫鸭夹g(shù)綜合了滑溜水、線性膠以及凍膠壓裂液的優(yōu)點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)了不同類型壓裂液之間的在線混配，具有更高效的施工方式和更低的施工成本。在工藝上，混合水壓裂技術(shù)轉(zhuǎn)變了傳統(tǒng)“造長(zhǎng)縫、飽填砂”的壓裂方式，先利用滑溜水的低粘度高速攜帶細(xì)粉砂，支撐壓裂過(guò)程中形成的動(dòng)態(tài)縫，將支撐劑添加到遠(yuǎn)井地帶打碎儲(chǔ)層，前置蓄能；然后，依靠線性膠壓裂液更高的稠度和粘度進(jìn)行粘度攜砂，實(shí)現(xiàn)支撐劑的順利鋪置；最后，應(yīng)用系列暫堵轉(zhuǎn)向劑封堵裂縫并多次加砂，提高裂縫復(fù)雜程度，增加縫控儲(chǔ)量實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)效增產(chǎn)。混合水壓裂技術(shù)提高了施工效率，使得支撐劑可以順利鋪置，減少運(yùn)移過(guò)程中的能量損失，還可以解決常規(guī)胍膠壓裂液體系在配制、施工過(guò)程中成本造成成本較高的問(wèn)題，有效提升作業(yè)效率和效益。針對(duì)III 類無(wú)能量補(bǔ)充的低滲油藏，采用了小規(guī)模砂體壓裂和吞吐一體化的立體開(kāi)發(fā)模式[11-13]。III 類儲(chǔ)層滲透率極低，孔隙致密，壓裂后僅在近井地帶形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，且原油有效動(dòng)用面積較小，近井地帶易形成人工縫穿過(guò)天然縫、天然縫自滑移形成誘導(dǎo)縫的縫網(wǎng)構(gòu)造，且隨壓裂能量的降低，人工縫逐漸發(fā)生轉(zhuǎn)向最終匯入天然縫。因此，除壓裂改造區(qū)外，其余地層的導(dǎo)流能力極低，天然裂縫不具備長(zhǎng)足導(dǎo)流能力，難以實(shí)現(xiàn)注采井間驅(qū)替，且由于極低滲透率導(dǎo)致注入井注水壓力極高，當(dāng)注入壓力大于地層破裂壓力時(shí)，在注入井井底壓開(kāi)裂縫甚至造成地層垮塌。因此，針對(duì)這種情況采用了小規(guī)模砂體壓裂和吞吐一體化的立方開(kāi)發(fā)模式：縱向上“層段組合、逐段壓裂、吞吐開(kāi)發(fā)，段間接替”，層段內(nèi)“多輪次吞吐增產(chǎn)模式”，實(shí)現(xiàn)能量的多級(jí)注入補(bǔ)充，在近井實(shí)現(xiàn)CO2和原油的多次混相形成混相驅(qū)替，有利于提高原油采收率并延長(zhǎng)壓裂增產(chǎn)的有效期[14]。

3 壓裂技術(shù)方案

3.1 整體壓裂技術(shù)

形成以低濃度胍膠壓裂液、精細(xì)分層工藝為主的工藝配套體系，壓裂縫長(zhǎng)為0.5 個(gè)井距，分段數(shù)為3 段以下，液量規(guī)模為300 方/段，砂量20 方/段，施工排量控制在4～5 方/分鐘。

3.1.1 低濃度胍膠壓裂液體系

結(jié)合該區(qū)塊地層物性參數(shù)、先期經(jīng)驗(yàn)總結(jié)及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，采用低濃度胍膠壓裂液體系進(jìn)行注入，配方為：0.4～0.45%稠化劑+0.8%KCl+0.5%防膨劑+0.5%助排劑+0.5%交聯(lián)劑。如表1 所示，與常規(guī)胍膠相比，低濃度胍膠壓裂液體系具有“兩高四低”的特點(diǎn)，即耐高溫（170℃）、高防膨率（87%）、低胍膠濃度（0.3%）、低殘?jiān)?41 mg/L）、低傷害（7.8%）和低成本，實(shí)現(xiàn)了更優(yōu)異的壓裂液性能及更低的儲(chǔ)層傷害性。

表1 低濃度胍膠體系和常規(guī)胍膠體系不同基本性能對(duì)比

3.1.2 支撐劑評(píng)價(jià)

支撐劑目數(shù)是影響裂縫導(dǎo)流能力的關(guān)鍵因素之一，大量的實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)表明，裂縫導(dǎo)流能力與支撐劑粒徑呈正相關(guān)關(guān)系。然而，選擇較大粒徑的支撐劑往往導(dǎo)致沉降速率過(guò)快，從而不能實(shí)現(xiàn)支撐劑的深部運(yùn)移，另一方面，更大的支撐劑粒徑對(duì)攜砂液的動(dòng)態(tài)懸砂性能具有更高的要求，這意味著攜砂液的粘度將進(jìn)一步提升，這不僅會(huì)增加配液成本，增加泵注困難，同時(shí)會(huì)對(duì)地層造成不可逆?zhèn)?。因此，在裂縫較窄的情況下，優(yōu)先使用粒徑較小的支撐劑，提高泵注效率，從而一定程度上通過(guò)對(duì)微裂縫進(jìn)行封堵從而降低壓裂液對(duì)地層的濾失傷害。但支撐劑粒徑太小會(huì)導(dǎo)致裂縫導(dǎo)流能力過(guò)低，可能達(dá)不到設(shè)計(jì)要求。因此，綜合考慮各因素，主壓裂階段選用抗壓強(qiáng)度為69 MPa、粒度為30/50 目的陶粒，尾追69 MPa、粒度為20/40 目的陶粒。

3.1.3 精細(xì)分層壓裂工藝

K344 逐級(jí)坐封解封工藝適用于各種型號(hào)的套管完井壓裂施工，通常與安全接頭、水力錨、噴砂器等配套使用。K344封隔器由上下接頭、上下膠筒座、轉(zhuǎn)換接頭、壓裂膠筒、中心管、分瓣卡爪等組成。該封隔器裝配簡(jiǎn)單、施工簡(jiǎn)易，110℃下封隔器啟封壓力約為0.7～1.3 MPa；工具采用端部進(jìn)液，進(jìn)液口處采用切口寬度為0.1～0.2 mm 的防砂管做內(nèi)襯，有效防止壓裂砂進(jìn)入工具內(nèi)部。膠筒的下膠筒座與下接頭采用滑動(dòng)配合式，配合膠筒伸縮，提高封隔器承壓性能。K344逐級(jí)坐封解封工藝的技術(shù)特點(diǎn)如下：

（1）逐級(jí)坐封，通過(guò)套壓實(shí)時(shí)監(jiān)控坐封狀態(tài)；

（2）停泵即解封，降低管柱風(fēng)險(xiǎn)。

3.1.4 水力噴射壓裂工藝

水力噴射壓裂工藝采用專用噴射工具產(chǎn)生高速流體（190 m/s），穿透套管和巖石形成孔眼，隨著孔內(nèi)流體壓力的增高，當(dāng)壓力超過(guò)破裂壓力時(shí)發(fā)生起裂和延伸現(xiàn)象，造出單一裂縫，由于射流的抽吸引射作用，進(jìn)一步強(qiáng)化動(dòng)態(tài)封隔能力。水力噴射壓裂工藝主要應(yīng)用于套變井、大斜度井、水平井和封隔器下入有風(fēng)險(xiǎn)的井。

3.2 混合水壓裂技術(shù)

為有效增大改造體積提高改造效果，應(yīng)用“套管分段+混合水+暫堵轉(zhuǎn)向”復(fù)合壓裂工藝[15]。混合水段塞主要為“滑溜水+線性膠+凍膠壓裂液”，其中滑溜水主要起增能和置換原油作用，線性膠提高砂液比，形成具有一定導(dǎo)流能力的泄流通道，交聯(lián)凍膠壓裂液實(shí)現(xiàn)造主縫及攜砂的目的。壓裂縫長(zhǎng)為0.8 個(gè)井距，分段數(shù)在3 段以下，液量規(guī)模為600 方/段，砂量40 方/段，施工排量控制在8～9 方/分鐘（圖1）。

圖1 嵌入式裂縫離散網(wǎng)格模擬結(jié)果

自研功能型滑溜水:

將超分子理論和溶液流變學(xué)相結(jié)合，設(shè)計(jì)了高分子表面活性劑單體，合成超分子活性聚合物降阻劑，并制備自研功能型滑溜水，實(shí)現(xiàn)一劑多效連續(xù)混配，從而提高壓裂效率。如表2 所示，自研功能型滑溜水溶解速度較快，5 min 內(nèi)完全溶解，體系分子量為150 萬(wàn)，破膠后殘?jiān)肿恿康陀?.5 萬(wàn)，巖心傷害率小于12.5%，界面張力為0.45 mN/m。

表2 三種滑溜水體系相關(guān)性能評(píng)價(jià)對(duì)比

3.3 小規(guī)模砂體壓裂+吞吐技術(shù)

通過(guò)吞吐介質(zhì)優(yōu)選研究，初步形成了以氣體介質(zhì)為主，活性水為輔的多元增能介質(zhì)體系。配套應(yīng)用壓裂設(shè)備，將前置增能介質(zhì)快速注入，補(bǔ)充地層能量。

3.3.1 快速注水吞吐增產(chǎn)機(jī)理

補(bǔ)充能量，向地層中注入氣體及活性水，燜井一段時(shí)間后使氣體及活性水與原油和地層充分接觸，從而提高甚至恢復(fù)儲(chǔ)層滲透性，形成反向水驅(qū)替原油的驅(qū)動(dòng)力。

圖2 不同類型巖心滲透率與地層有效應(yīng)力的關(guān)系曲線

滲吸采油，利用儲(chǔ)層巖石的親水性，在毛管力的作用下液體自發(fā)吸入巖石孔隙中并置換出孔隙內(nèi)部的原油[16-19]，滲吸原理的公式如下：

3.3.2 氮?dú)馔掏聶C(jī)理

（1）氮?dú)馀蛎浤芨?，有利于提高地層壓力?/p>

（2）地層條件下，氮?dú)馀c油藏存在三相滲流，使地層孔隙通道中的流動(dòng)阻力大幅度提升，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)剩余油區(qū)的有效驅(qū)替，提高整個(gè)儲(chǔ)層的宏觀波及體積；

（3）生產(chǎn)過(guò)程中，氮?dú)庵饕孕馀菪问酱嬖?，形成“泡沫油”，避免氮?dú)饪焖佼a(chǎn)出。

3.3.3 二氧化碳吞吐機(jī)理

二氧化碳主要增油機(jī)理為：增溶膨脹、混相、降粘。

CO2對(duì)原油具有增溶膨脹作用，創(chuàng)造了有利的排水驅(qū)油環(huán)境，提高了原油的分相流量；室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明：當(dāng)CO2注入比例達(dá)到35%時(shí)，溶解氣油比由注入前的33.8 m3/m3提高到105 m3/m3，可使原油體積膨脹11%。

圖3 隨壓力上升氮?dú)庀鄬?duì)體積變化

圖5 儲(chǔ)層增產(chǎn)效果曲線

在中深、深層油藏二氧化碳與原油能夠?qū)崿F(xiàn)混相，且有效降低原油粘度，提高驅(qū)油效率。

圖4 CO2 注入量與Rsi/膨脹系數(shù)及體積系數(shù)關(guān)系曲線

當(dāng)二氧化碳溶解于原油后，原油粘度降低，并且隨著二氧化碳溶解量的增加，降粘幅度增大。同時(shí)二氧化碳溶于原油后，粘度的下降也有利于原油克服毛細(xì)管阻力和摩擦力，從而提高原油的流動(dòng)能力（表3）。

表3 不同吞吐介質(zhì)優(yōu)缺點(diǎn)分析

4 應(yīng)用效果

針對(duì)低滲Ⅰ類儲(chǔ)層，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用整體壓裂技術(shù)270 井次，有效率85%，單井產(chǎn)量由平均1.0 噸/天提高至4.5 噸/天，增產(chǎn)有效期平均300 天；針對(duì)低滲Ⅱ類儲(chǔ)層，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用混合水壓裂10 井次，有效率90%，單井增產(chǎn)量較常規(guī)壓裂方式提高2 倍，且增產(chǎn)有效期增加1.5 倍；針對(duì)低滲Ⅲ類儲(chǔ)層，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用壓裂+吞吐技術(shù)6 井次，有效率100%，單井增產(chǎn)有效期較常規(guī)壓裂方式增加1.8 倍。整體上取得了很好的增產(chǎn)效果。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

5.1 南堡陸地低滲油藏儲(chǔ)層特征各異，根據(jù)不同砂體規(guī)模和物性，將其分為三類油藏，針對(duì)其特點(diǎn)研究配套不同的壓裂開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策，取得很好增產(chǎn)效果。

5.2 整體壓裂技術(shù)立足注水開(kāi)發(fā)井網(wǎng)、連通情況和注采動(dòng)態(tài)等，開(kāi)展裂縫與井網(wǎng)匹配研究、裂縫參數(shù)差異化設(shè)計(jì)及壓裂數(shù)值模擬研究，指導(dǎo)整體（開(kāi)發(fā)）壓裂方案設(shè)計(jì)，通過(guò)研究配套了低濃度胍膠、精細(xì)機(jī)械分層和水力噴射分層等成熟壓裂工藝，能滿足整體壓裂技術(shù)需求，實(shí)現(xiàn)了對(duì)低滲注水開(kāi)發(fā)油藏的有效動(dòng)用。

5.3 混合水壓裂技術(shù)是高排量、大液量、大劑量、滑溜水與凍膠組合、不同粒徑支撐劑組合的段塞式正向混合水壓裂技術(shù)，能使裂縫發(fā)生剪切破壞、錯(cuò)斷、滑移，形成一條或者多條裂縫的同時(shí)，溝通天然裂縫、巖石層理，形成次生裂縫，與主縫交織成裂縫網(wǎng)絡(luò)，打碎儲(chǔ)層，與儲(chǔ)層基質(zhì)的接觸面積最大化，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層的全面改造。增大改造體積，增產(chǎn)效果顯著，且穩(wěn)定能力較好。

5.4 開(kāi)展精細(xì)地質(zhì)研究，明確了小規(guī)模砂體類型，對(duì)典型單元進(jìn)行精細(xì)刻畫(huà)，建立了小規(guī)模砂體壓裂-吞吐開(kāi)發(fā)模式，通過(guò)吞吐介質(zhì)優(yōu)選研究，初步形成了以氣體介質(zhì)為主，活性水為輔的多元增能介質(zhì)體系，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明增能效果明顯，能大幅提高增產(chǎn)有效期。