達引朋， 李建輝， 王 飛， 黃 婷， 薛小佳， 余金柱

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018）

長慶油田特低滲透主力油藏為三疊系延長組儲層，埋深 1 000～2 600 m，油層滲透率 0.5～3.0 mD，孔隙度8%～14%，地層溫度40～75 ℃，初期均采用壓裂+注水開發(fā)方式[1-2]。經過20余年的開發(fā)，安塞、靖安等主力油藏已進入中高含水開發(fā)階段，平均含水率62.1%。重復壓裂是老井挖潛的主要措施，隨著油藏進入中高含水期，常規(guī)重復壓裂易造成油井措施后含水率上升，影響油藏最終采收率的提高。因此，重復壓裂改造的主要方向是動用老裂縫側向的剩余油、控制油井含水率上升。國內大慶、吉林等油田針對水淹油井開展了堵老縫壓新縫的試驗，但受老縫永久封堵難度大、同層封堵后新縫起裂不確定和措施成本高等因素影響，單井效果差異大，有效期短[3-6]。

為此，筆者結合安塞油田S127區(qū)塊長6油藏開發(fā)特征，研究了特低滲透油藏中高含水油井調堵壓裂增產機理，分析了不同調堵壓裂參數(shù)對油井重復改造效果的影響，提出了“前置調堵控含水、動態(tài)多級暫堵壓裂提單產”的重復壓裂技術思路；配套研發(fā)了前置調堵劑PEG-1凝膠，優(yōu)化了調堵壓裂工藝，實現(xiàn)了老裂縫側向高應力區(qū)剩余油的有效動用。在長慶油田5口井進行了現(xiàn)場試驗，取得了較好的增油控水效果，為該油田中高含水井重復壓裂提供了新的技術途徑。

1 調堵壓裂增產機理

安塞油田S127區(qū)塊長6油藏孔隙度12.48%，滲透率1.98～3.00 mD，是典型的“三低”油藏。隨著注水開發(fā)時間增長，目前綜合含水率52.3%。檢查井取心結果顯示，油藏平面上剩余油分散不均且呈條帶狀分布，側向水驅寬度為80～100 m，剩余油主要集中在裂縫側向；縱向上儲層剩余油呈互層式分布，強/弱水洗段交替出現(xiàn)，層內夾層對水驅遮擋作用明顯。目前，主要存在以下開發(fā)矛盾：初期單井產能3.0 t/d，目前單井產油量小于1.0 t/d的井占56.2%，低產井多；油井生產時間長，多輪次措施后常規(guī)措施增油效果逐年變差，單井平均日增油量小于0.8 t/d；對應注水井注水量大，單井平均注水量8.0×104m3以上，存在措施后見水風險。為了分析研究區(qū)油藏的滲流特征，明確調堵壓裂的增產機理，采用Petrel建模軟件進行了三維地質建模。

1.1 建立典型井組數(shù)值模型

利用典型井組測井、地質、生產數(shù)據(jù)等資料，結合流體分析測試數(shù)據(jù)、巖心測試數(shù)據(jù)等建立目標區(qū)塊的精細地質模型、精細數(shù)值模擬模型，完成研究區(qū)油水井生產數(shù)據(jù)的歷史擬合。根據(jù)研究區(qū)油藏地層流體分析結果，確定該油藏流體模型主要參數(shù)，原始地層壓力 10.6 MPa，飽和壓力 6.85 MPa，地下原油黏度 2.24 mPa·s，地層原油密度 0.762 8 kg/L ，原油體積系數(shù)1.206，原始溶解氣油比4.30，原油壓縮系數(shù) 1.021×10-3MPa-1，巖石壓縮系數(shù) 2.150×10-4MPa-1，地層水壓縮系數(shù) 1.000×10-4MPa-1。

1.2 確定優(yōu)勢滲流通道

基于目標區(qū)塊的實際生產歷史，對每個井組的數(shù)值模擬模型進行精細的歷史擬合，通過微調各個精細數(shù)值模擬模型中滲透率、孔隙度等儲層參數(shù)，使模型中各井的生產歷史擬合效果更好；并且，集成測井資料和生產動態(tài)資料來約束建模的整個過程，以減少建模過程中存在的不確定性，明確不同井組的優(yōu)勢滲流通道方向[7]。研究表明，目標井組儲層平面非均質性較強，高滲條帶較多，油井與其鄰近注水井之間共存在7條優(yōu)勢滲流通道，且優(yōu)勢滲流通道方向存在差異性（見圖1）。

圖1 S127長6油藏典型井組剩余油飽和度等值線Fig.1 Contour map of remaining oil saturation of typical well groups of Reservoir S127 Chang 6

1.3 優(yōu)勢通道側向剩余油富集規(guī)律

生產井壓裂后，注入水易沿優(yōu)勢滲流通道發(fā)生水竄，導致生產井含水率較高，影響生產井的正常生產；生產井與加密井井排之間剩余油富集，注入水難以波及，無法采出剩余油。隨著與油井的距離增大，剩余油飽和度逐漸升高，剩余油分布在垂直于裂縫方向單側泄流范圍40～50 m、沿裂縫方向泄流范圍130～140 m處，平均泄流半徑約70～85 m。

目標區(qū)原井網為 300 m×300 m 正方形井網，開發(fā)中期由于注水仍未見效，在油井、注水井井排加密油井，投產初期日產液量 3.94 m3，日產油量 2.62 t，含水率20.8%，驗證了側向剩余油富集特征。

針對目標區(qū)存在優(yōu)勢滲流通道、側向剩余油富集的特征，重復壓裂設計時重點考慮以下2方面：1）通過在壓裂裂縫前端對優(yōu)勢滲流通道進行調堵，改變原有水驅滲流方向，減少壓裂對油井正常生產的干擾；2）通過對老裂縫暫堵轉向壓新縫，增大對采油井原有老裂縫側向剩余油的動用程度。

2 調堵壓裂關鍵技術

為了充分動用剩余油，立足儲層現(xiàn)有井網條件，進行了前置調堵劑段塞、裂縫參數(shù)和調堵壓裂工藝優(yōu)化，提出了“前置調堵控含水、動態(tài)多級暫堵壓裂提單產”的技術思路，以實現(xiàn)中高含水開發(fā)階段油藏重復壓裂增油控水的目的。

2.1 前置調堵方案

2.1.1 前置調堵劑及加量優(yōu)選

深部調剖技術可解決遠井地帶竄流問題，改善水驅效果。目前應用的深部調剖劑主要是交聯(lián)聚合物弱凝膠，國內外應用效果都比較好[8-10]。因此，根據(jù)儲層特征，研發(fā)了PEG-1凝膠作為前置調堵堵劑。室內試驗結果表明，當溫度低于60 ℃時，單位質量干凝膠吸水量變化不大；當溫度高于60 ℃時，吸水能力迅速增加，目標區(qū)塊油藏溫度50 ℃左右，與室內試驗30 ℃時的吸水能力較為接近（見圖2（a））。同時，凝膠主劑質量分數(shù)低于20%時，凝膠吸水膨脹后的強度保持在較高水平；當凝膠主劑質量分數(shù)大于20%時，凝膠吸水膨脹后的強度會有所下降（見圖2（b））。綜合考慮現(xiàn)場經濟成本，現(xiàn)場優(yōu)選PEG-1凝膠主劑質量分數(shù)為5%～10%，此時凝膠可保持較高的強度，在裂縫深部實現(xiàn)調堵控水作用。

圖2 PEG-1凝膠性能的影響因素分析Fig.2 Influencing factor analysis on properties of PEG-1 gel

2.1.2 前置調堵劑注入排量優(yōu)化

為了分析堵水劑從油井注入地層后的分布特征，利用虛擬示蹤劑對注入的堵水劑進行標識，并基于示蹤劑數(shù)值模擬技術分析了堵水劑注入地層后的流動及分布特征。結合現(xiàn)場施工設計參數(shù)，設計堵水劑的注入排量為1.5～2.5 m3/min，研究不同注入排量下堵水劑前緣突破至相鄰注水井時的注入時間及堵水劑注入量，結果見圖3。研究表明，注入排量越大，堵水劑前緣到達相鄰注入井所用時間越短；注入排量越大，堵水劑運移到相同位置時的堵水劑注入量也越大；注入排量較小時，堵水劑注入量最小。考慮經濟性，優(yōu)選注入排量為1.5 m3/min。

圖3 堵水劑前緣突破至相鄰注水井時的注入時間及堵水劑注入量Fig.3 Injection time and amount of water shutoff agent when water shutoff agent front breaks through to adjacent water injection well

2.1.3 前置調堵劑注入量優(yōu)化

確定最優(yōu)注入排量為1.5 m3/min后，注入不同量的堵劑，使調堵劑前緣最終到達位置分別為壓裂井和注水井連線距離的1/4，1/2 ，3/4和1.0處，以代表不同的調堵深度。采用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件，模擬以上各種調堵方案下X12-23井調堵壓裂后10年的生產過程，對比分析5種調堵方案下的壓裂后的含水率、累計產油量等，發(fā)現(xiàn)在調堵壓裂初期，含水率明顯降低，達到20%左右（見圖4）；隨著調堵劑注入量增大，累計產油量的增加趨勢逐漸變緩（見圖5）。注入量增加，增油效果未相應改善。調堵劑前緣位于壓裂井和注水井連線距離的1/4～1/2處效果較優(yōu)。以模擬井組油井和相對應注水井井距170 m計算，即調堵劑位于裂縫深部40～80 m 處最優(yōu)，相應的最優(yōu)注入量為 300～600 m3。

圖4 X12-23井壓裂后初期含水率Fig.4 The initial water cut of Well X12-23 after fracturing

圖5 X12-23井不同位置調堵壓裂后累計產油量Fig.5 Cumulative oil production after profile control and water shutoff at different positions of Well X12-23

2.2 動態(tài)多級暫堵壓裂方案

暫堵壓裂壓新縫是動用裂縫側向剩余油的主要技術途徑，產生新裂縫的先決條件是水平兩向應力差較小。受油水井長期注采影響，儲層壓力、油水飽和度發(fā)生變化，引起巖石力學參數(shù)變化，導致地應力場發(fā)生變化[11-14]。

2.2.1 井組應力場變化

以試驗井X12-23井為例，采用流固耦合應力計算方法，計算得到其近井地帶水平兩向主應力下降0.10～0.16 MPa，與原始應力相比變化不大；但從其水平兩向應力差的分布可以看出，該井附近區(qū)域孔隙壓力降低引起水平應力減小，而對應注水井X11-23井附近區(qū)域孔隙壓力升高引起水平應力增大（見圖6）。X12-23井附近地應力差小于3.0 MPa的范圍比較窄（50 m左右），剩余油主要分布在老裂縫側向高應力區(qū)。因此，為了提高單井產量，動用裂縫側向剩余油，重復壓裂裂縫需延伸至裂縫側向80 m，即縫內凈壓力要提高至5.0 MPa以上。

圖6 X12-23井側向水平兩向應力差分布Fig.6 Lateral and horizontal stress difference distribution of Well X12-23

2.2.2 壓裂參數(shù)優(yōu)化

為了滿足產生側向新縫的凈壓力要求，采用大排量施工是提高縫內凈壓力最直接、最有效的途徑?？p內凈壓力可以用考慮端部效應和彈性斷裂力學條件的Notle凈壓力方程來進行表征。根據(jù)試驗區(qū)儲層特點，結合老井筒φ88.9 mm油管壓裂管柱摩阻和井口限壓45 MPa要求，優(yōu)化后施工排量為3.0～6.0 m3/min，縫內凈壓力可達到 4.0 MPa（見圖7）。同時，考慮地層壓力保持水平，優(yōu)化壓裂液注入量為500～600 m3，實現(xiàn)近井地帶壓力提高 0.5～1.0 MPa，以減小低壓-高壓區(qū)的兩向應力差，利于產生新裂縫。

圖7 X12-23井縫內凈壓力與排量的關系曲線Fig.7 Relationship curve of net pressure and flow rate of Well X12-23

2.2.3 動態(tài)暫堵壓裂技術

為促使裂縫向高應力區(qū)域充分擴展，采用縫端暫堵技術和縫內暫堵技術，進一步提高縫內凈壓力，實現(xiàn)控制裂縫帶長、增大裂縫帶寬的目的。

根據(jù)施工排量-動態(tài)縫寬計算結果（見圖8），在施工初期（裂縫寬度為0.5 cm），縫端暫堵主要是在壓裂前置液壓開老裂縫后，采用可降解纖維材料攜帶多尺度組合粒徑（150～2 360 μm）顆粒堵劑，運移至裂縫端部，形成滲透率極低的隔離層，抑制主裂縫縫長進一步增大，促使液流轉向，從而擴大老裂縫側向改造體積；堵劑加入量為10～15 m3，砂比大于20%。施工中期（裂縫縫寬為0.7 cm），加入100～200 kg水溶性可降解暫堵劑，可使縫內凈壓力提高2.0 MPa以上，進一步增加裂縫帶寬。

圖8 施工排量–動態(tài)縫寬計算結果Fig.8 Calculation result of dynamic fracture width under different pumping flow rates

通過優(yōu)化壓裂參數(shù)和采用動態(tài)多級暫堵技術，縫內凈壓力可提高至6 MPa以上，滿足產生側向新縫凈壓力要大于5 MPa的工藝要求。

3 現(xiàn)場試驗

3.1 總體試驗情況

長慶油田特低滲透油藏5口高含水井進行了調堵壓裂技術試驗，根據(jù)其注采對應關系，優(yōu)化試驗井前置調堵劑用量150～300 m3，主壓裂階段施工排量4.0～6.0 m3/min。試驗井調堵壓裂后單井平均日增油1.07 t，含水率下降9.0百分點，單井階段平均累計増油量462 t（見表1），取得了較好的“增油控水”效果，驗證了技術可行性。預測有效期內單井平均累計增油量700 t以上，經濟效益顯著。

表1 前置調堵壓裂施工參數(shù)及效果Table 1 Parameters of fracturing with profile control and water shutoff in the pad adding stage and measure effect

3.2 典型井例

X13-181井發(fā)育油層厚度14.20 m，初期日產液量 3.94 m3，日產油量 2.62 t，含水率 21.2%；投產后產能一直較低，調堵壓裂前日產液量1.33 m3，日產油量0.48 t，含水率57.5%。井組區(qū)域油水關系模擬分析表明，油層存在優(yōu)勢滲流通道，常規(guī)壓裂容易造成油井含水率進一步上升。為此，開展調堵壓裂技術試驗，主壓裂前注入PEG-1前置調堵劑300 m3，加石英砂支撐劑 35 m3，攜砂液 298 m3，排量 5.0 m3/min。施工過程中泵注暫堵劑2級，暫堵升壓3.35 MPa以上，滿足老裂縫內產生側向新縫的條件。井下微地震裂縫監(jiān)測結果顯示，裂縫方位為北偏東62°，裂縫偏轉 8°；與常規(guī)壓裂相比，帶寬增加 28 m，達到了 64 m，實現(xiàn)了壓裂設計目標（見圖9）。

圖9 X13-181井井下微地震監(jiān)測結果Fig.9 Downhole microseismic monitoring results of Well X13-181

截至目前，X13-181井實施調堵壓裂后已生產668 d，累計增油量 369 t，與調堵壓裂前相比，含水率由57.4%降至46.7%，且含水率保持穩(wěn)定，實現(xiàn)了“增油控水”目標。

4 結論與建議

1）長慶油田特低滲透油藏中高含水開發(fā)階段老井在長期注水開發(fā)后存在優(yōu)勢滲流通道，動用老裂縫側向剩余油、控制油井含水率上升是低產油井增產的主要技術方向。

2）調堵壓裂的關鍵是前置調堵劑優(yōu)化和提高暫堵轉向壓開新縫的成功率。優(yōu)化前置調堵劑時要考慮優(yōu)勢滲流通道位置，優(yōu)選與儲層適配的調堵劑類型，并對堵劑用量進行優(yōu)化；暫堵轉向壓裂過程中影響壓開側向新裂縫、提高措施增產效果的主要因素是縫內凈壓力。

3）長慶油田特低滲透油藏調堵壓裂技術取得了良好的現(xiàn)場試驗效果，但該技術還需結合不同特低滲透油藏開發(fā)階段、井網類型和滲流場變化特征，開展油水井雙向調堵、重構滲流場等方面的研究，以進一步提高特低滲透中高含水開發(fā)階段油藏“增油控水”重復改造效果。