王忠輝（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

1 背景及介紹

隨著油田的開發(fā)，老區(qū)油田已進(jìn)入特高含水期，常規(guī)壓裂改造技術(shù)已經(jīng)日漸成熟，老區(qū)油田已經(jīng)進(jìn)入特高含水期，常規(guī)壓裂改造技術(shù)應(yīng)用效果越來(lái)越差[1]。為了不斷探索新的壓裂工藝技術(shù)，大慶油田外圍廣泛應(yīng)用加大排量壓裂，施工排量達(dá)到5～8 m3/min，措施效果明顯，對(duì)于開發(fā)低孔、低滲油層具有較好的借鑒意義，發(fā)展大排量壓裂已經(jīng)成為提高油田采收率的重要途徑。為了挖掘剩余油潛力，2020年該廠開展了“大排量”壓裂試驗(yàn)，雖初步見到增產(chǎn)增效效果，但依然存在部分井增液多增油少的問(wèn)題，且隨著壓裂選井選層難度越來(lái)越大，措施效果呈逐年變差的趨勢(shì)：一是重復(fù)壓裂井?dāng)?shù)越來(lái)越多，由2016年6口上升至2020年55口，其中2020年兩次及以上重復(fù)壓裂油井占施工油井總數(shù)的20.4%；部分井潛力層判斷不準(zhǔn)確，大排量壓裂雖增加施工規(guī)模，但壓后增油幅度低，2016年以來(lái)共實(shí)施油井壓裂637口，其中低效井達(dá)到了46口；二是三元復(fù)合驅(qū)單一采用常規(guī)壓裂、酸化、解堵等措施有效期短，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。2020年施工的23口注入井中有4口井壓裂后2個(gè)月內(nèi)失效，最短有效期僅11 d。

為了有效地解決上述問(wèn)題，開展了壓裂改造增效技術(shù)試驗(yàn)，形成高效改造挖潛工藝技術(shù)，為油田有效穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)提供技術(shù)支撐，技術(shù)思路如圖1。

圖1 技術(shù)思路Fig.1 Technical thought chart

2 試驗(yàn)要點(diǎn)

1）針對(duì)原油物性及發(fā)育特點(diǎn)優(yōu)化工藝參數(shù)，形成不同驅(qū)替方式、不同滲透率、不同區(qū)塊的大排量壓裂優(yōu)化改造模板。

2）重復(fù)壓裂井試驗(yàn)在指定裂縫位置注入壓裂轉(zhuǎn)向堵水劑形成高承壓強(qiáng)度的凝結(jié)體，提高裂縫的有效波及體積，減緩含水上升速度，達(dá)到增油控水的目的[2]。

3）結(jié)合解堵清垢劑反應(yīng)速度和壓裂工藝要求，確定合理清垢時(shí)機(jī)、壓裂造縫時(shí)機(jī)、擴(kuò)散及堵塞物返排時(shí)間，制定科學(xué)的施工工序要求。

3 試驗(yàn)優(yōu)化評(píng)價(jià)

在常規(guī)壓裂成本界限內(nèi)，試驗(yàn)了大排量增效壓裂技術(shù)，重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)，壓裂復(fù)合解堵現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，最大化實(shí)現(xiàn)深遠(yuǎn)部位剩余油挖潛，進(jìn)一步提高壓裂改造效果，實(shí)現(xiàn)了油層的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)[3]。

3.1 大排量壓裂參數(shù)優(yōu)化評(píng)價(jià)

3.1.1 施工排量

根據(jù)造縫機(jī)理，壓裂液在井底形成高壓進(jìn)而壓開地層，高產(chǎn)層加大施工排量，可提高液體效率，有利于保護(hù)油層，提高效果；但隔層小，排量過(guò)大易造成竄層，存在施工風(fēng)險(xiǎn)[4]。統(tǒng)計(jì)2020—2021年不同區(qū)塊、不同施工排量的壓裂效果對(duì)比如圖2，可以發(fā)現(xiàn)：純油區(qū)水區(qū)及三元復(fù)合驅(qū)3.2～3.4 m3/min效果最佳，低效井比例最低；過(guò)渡帶地區(qū)，4.0 m3/min以上大排量增油效果更好。

圖2 不同施工排量的壓裂效果對(duì)比Fig.2 Comparison of fracturing effect of different construction displacement

3.1.2 單縫加砂量

統(tǒng)計(jì)2020—2021年三元復(fù)合驅(qū)井（井距125～150 m）不同單縫砂量增油效果（表1）可以發(fā)現(xiàn)：6～8 m3（首次壓裂且含水為低值期）增油較高；8～12 m3規(guī)模砂量增大，但增油量不高；12～18 m3，單井日增油較高，低效井最低；超過(guò)18 m3，日增油變化不明顯。

表1 三元復(fù)合驅(qū)不同單縫砂量增油效果統(tǒng)計(jì)Tab.1 Oil increasing effect statistical of different singleslit sand volume in ASP flooding

統(tǒng)計(jì)2020—2021年不同單縫砂量壓裂增油效果對(duì)比（圖3）可以看出：過(guò)渡帶窄小河道發(fā)育，井距大、連通差，常規(guī)壓裂改造難度大，可增大單縫砂量，特別單縫超過(guò)18 m3，日增油較高；純油區(qū)水驅(qū)井單縫砂量14～16 m3效果較好，純油區(qū)三元復(fù)合驅(qū)井單縫砂量12～14 m3效果較好。

圖3 不同單縫砂量壓裂效果對(duì)比Fig.3 Comparison of fracturing effect of different singleslit sand volume

3.1.3 壓裂方式

統(tǒng)計(jì)2020—2021年不同壓裂方式壓裂效果（圖4）可以發(fā)現(xiàn)：水驅(qū)高含水壓裂井應(yīng)用選擇性壓裂效果較好，不同含水的壓裂井應(yīng)用多裂縫壓裂均具有較好增油效果；三元復(fù)合驅(qū)中低含水井應(yīng)用多裂縫壓裂見到很好的增油效果，高含水厚油層井多裂縫壓裂動(dòng)用主滲流通道，增油效果不明顯。

圖4 不同壓裂方式壓裂效果對(duì)比Fig.4 Comparison of fracturing effect of different fracturing methods

3.1.4 含水影響

統(tǒng)計(jì)2020—2021年不同含水壓裂井效果（表2）可以發(fā)現(xiàn)：水驅(qū)，含水≤90%，壓裂后含水一般上升，油水同增；含水＞90%，壓裂后含水一般保持不變或略下降；三元復(fù)合驅(qū)，含水≤90%，增油效果明顯，含水變化不大；含水＞90%，含水下降較明顯。

表2 不同含水壓裂井效果統(tǒng)計(jì)Tab.2 Effect statistical of different water-cut fracturing wells

3.1.5 砂體發(fā)育影響

統(tǒng)計(jì)2020—2021年不同有效厚度的壓裂效果對(duì)比（圖5）可以發(fā)現(xiàn)：有效厚度小的井壓裂后平均單位厚度增油多，表明薄油層經(jīng)過(guò)大排量壓裂后動(dòng)用程度提高幅度較大，而厚油層之前采出程度已相對(duì)較高，常規(guī)壓裂措施后增油幅度相對(duì)較小，如縱向上經(jīng)過(guò)更為精細(xì)的分層壓裂，效果能得到提高。

圖5 不同有效厚度的壓裂效果對(duì)比Fig.5 Comparison of fracturing effect of different effective thickness

3.1.6 大排量壓裂參數(shù)體系

根據(jù)上述評(píng)價(jià)分析，打破常規(guī)壓裂的設(shè)計(jì)局限，形成了大排量壓裂方案優(yōu)化的技術(shù)思路：

一是增大施工排量，提高排量為3.2～3.4 m3/min或4.0～4.6 m3/min；二是增加單縫砂量，單縫砂量提高到10～35 m3，單井總砂量控制在75 m3以內(nèi)；三是增多總體液量，增加前置液液量，確保支撐劑加入裂縫有效延伸；四是控制加砂程序，降低砂比提高階梯，由四步加砂變?yōu)槲宀郊由啊?/p>

綜合考慮地質(zhì)儲(chǔ)層（有效厚度）、目前開發(fā)狀況（壓前含水）、施工參數(shù)（排量、加砂量）等影響壓裂效果的因素，建立了壓裂方式及施工參數(shù)的優(yōu)化圖版，不同儲(chǔ)層壓裂方式選擇見表3、不同儲(chǔ)層壓裂參數(shù)優(yōu)化見表4。

表3 不同儲(chǔ)層壓裂方式選擇Tab.3 Selection of fracturing methods for different reservoirs

表4 不同儲(chǔ)層壓裂參數(shù)優(yōu)化Tab.4 Optimization of fracturing parameters for different reservoirs

應(yīng)用上述模板，優(yōu)化壓裂參數(shù)，試驗(yàn)大排量壓裂97口井，重復(fù)壓裂井工藝參數(shù)優(yōu)化后初期增油較區(qū)塊平均水平高1.2 t/d，提高16.9%。

3.2 重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)試驗(yàn)

重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)可以在原始裂縫中形成堵塞，達(dá)到一定的突破壓力，在沿其他方位開啟新的裂縫，實(shí)現(xiàn)了裂縫轉(zhuǎn)向[5]。重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)最有效的方法是用暫堵材料將老裂縫堵死，然后注入壓裂液重新對(duì)地層進(jìn)行壓裂，在與老裂縫有一定夾角的方向上開啟新的裂縫，這樣既可以增加原油產(chǎn)量，又可降低油田的產(chǎn)水量[6]。該項(xiàng)技術(shù)對(duì)油氣田增產(chǎn)改造具有非常重要的意義。同時(shí)，層間暫堵基于縱向各個(gè)小層間的物性和應(yīng)力差異，通過(guò)暫堵原縫口，提高破裂壓力壓開新縫，實(shí)現(xiàn)小層內(nèi)各結(jié)構(gòu)單元精細(xì)壓裂；縫內(nèi)暫堵暫堵劑被前置液攜帶至縫端，對(duì)高導(dǎo)流部位實(shí)施暫堵，提高縫內(nèi)靜壓力，在主裂縫周邊產(chǎn)生大量的微裂縫和分支縫，實(shí)現(xiàn)單砂體內(nèi)部裂縫復(fù)雜化[7]。

3.2.1 方案優(yōu)化

水平縫顆粒縫內(nèi)暫堵劑用量與裂縫寬度、封堵厚度、富集位置、富集效率相關(guān)，不考慮裂縫形態(tài)、泵送排量等因素影響[8]。計(jì)算暫堵劑用量：

式中：a為單位轉(zhuǎn)化系數(shù)，值為1 000，無(wú)量綱；ρ為暫堵劑密度，1.47～1.49 g/cm3；r1-r2為封堵厚度，m；w為裂縫寬度，m；η為富集效率，一般取值10%～30%。封堵厚度0.01～0.02 m，裂縫寬度為0.006 5 m，富集效率取值10%，經(jīng)計(jì)算30 m封堵半徑縫內(nèi)暫堵劑用量為60～100 kg。

試驗(yàn)井A為三元復(fù)合驅(qū)重復(fù)壓裂井，根據(jù)油藏資料分析選定三個(gè)層段進(jìn)行壓裂，挖掘具有潛力主體席狀砂區(qū)域，采用多分支縫暫堵轉(zhuǎn)向工藝，使裂縫避開優(yōu)勢(shì)滲流通道，向分流線方向延伸。根據(jù)油藏參數(shù)及壓裂方案計(jì)算，試驗(yàn)井A暫堵劑用量情況見表5，SⅢ9～SⅢ10第一次縫內(nèi)投放暫堵劑120 kg，第二次縫間投放暫堵劑140 kg；SⅢ8縫內(nèi)投放暫堵劑140 kg；SⅢ2(1)～SⅢ3～6第一次縫內(nèi)投放暫堵劑140 kg，第二次縫間投放暫堵劑140 kg，第三次縫間投放暫堵劑120 kg。

表5 試驗(yàn)井A暫堵劑用量情況統(tǒng)計(jì)Tab.5 Temporary plugging agent dosage of test well A

3.2.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

為有效封堵起壓采用不同粒徑暫堵劑組合加入，1～3 mm顆粒暫堵劑與20～60目粉末暫堵劑按照1∶1組合。首先按照工序表施工，完成替擠；然后車組降排量到1.5 m3/min，投入暫堵劑；穩(wěn)定排量，觀察壓力變化，待封堵壓力出現(xiàn)峰值后，壓裂車組提排量到3.0 m3/min，實(shí)施后續(xù)加砂工序。

3.2.3 效果分析

試驗(yàn)井A壓后初期液量241.2 t/d，目前為108.6 t/d，日增油9.13 t/d（較上次壓裂8.23提高0.9 t/d，高10.9%），層間平均封堵壓力提高5.4 MPa，縫內(nèi)平均封堵壓力提高4.6 MPa，有效期內(nèi)預(yù)計(jì)增油960 t。

3.3 三元復(fù)合驅(qū)壓裂復(fù)合解堵工藝試驗(yàn)

充分考慮三元復(fù)合驅(qū)垢污染程度高，易造成采油井產(chǎn)液量下降及注入井注入壓力高、注入量無(wú)法達(dá)到配注等問(wèn)題，優(yōu)選使用壓裂復(fù)合解堵工藝，將化學(xué)解堵與壓裂有機(jī)結(jié)合，實(shí)現(xiàn)化學(xué)驅(qū)壓裂解堵一體化施工，達(dá)到深度解堵、增產(chǎn)增注目的[9]。

3.3.1 方案優(yōu)化

根據(jù)措施井堵塞情況、堵塞物成分，優(yōu)選環(huán)保高效解堵劑，結(jié)合解堵清垢劑和壓裂要求，確定合理清垢時(shí)機(jī)、壓裂造縫時(shí)機(jī)、擴(kuò)散及堵塞物返排時(shí)間，制定科學(xué)施工工序要求，延長(zhǎng)措施有效期，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)增注目的[10]。通過(guò)取樣化驗(yàn)分析發(fā)現(xiàn)堵塞物組成主要為硅酸鹽垢、碳酸鹽垢、聚合物團(tuán)塊。

優(yōu)選中性復(fù)合解堵劑，通過(guò)化學(xué)滲透、增溶和轉(zhuǎn)化的方法，使堵塞物轉(zhuǎn)化為水溶性絡(luò)合鹽類，不會(huì)堵塞地層孔道，解堵后的廢液無(wú)需返排處理，解堵后即可生產(chǎn)。

施工時(shí)，前置液壓開裂縫后，保持注入速度泵注解堵劑，減少在裂縫附近濾失和消耗，盡可能輸送到裂縫前端，然后實(shí)施加砂壓裂，實(shí)現(xiàn)裂縫前端解堵，在裂縫前端形成解堵區(qū)域。

3.3.2 解堵劑用量

按照解堵半徑以及解堵劑可溶蝕堵塞物的能力計(jì)算：

式中：Q為解堵劑用量，m3；r壓為裂縫半徑，m；r堵為解堵半徑，m；H為目的層有效厚度，m；φ為平均孔隙度，取25%；ω為溶垢能力，取0.115 m3/m3（室內(nèi)試驗(yàn)折算，單位孔隙體積內(nèi)垢消耗解堵劑的量）

據(jù)計(jì)算，在裂縫長(zhǎng)度為20 m左右時(shí)，有效厚度為1時(shí)，三元驅(qū)壓裂解堵藥劑用量統(tǒng)計(jì)見表6。

表6 三元復(fù)合驅(qū)壓裂解堵藥劑用量統(tǒng)計(jì)Tab.6 The reagent of fracturing and plugging removal in ASP flooding

3.3.3 實(shí)施情況及效果分析

三元復(fù)合驅(qū)采出井壓裂解堵施工32口井，壓裂縫長(zhǎng)25～35 m，解堵半徑1～3 m，平均砂巖厚度14.1 m，平均有效厚度9.7 m，根據(jù)油藏參數(shù)計(jì)算平均單井加入解堵劑9.7 m3。壓裂初期單井平均增油為8.3 t/d，有效期113.2 d，平均累計(jì)增油628.3 t；初期效果，重復(fù)壓裂井應(yīng)用復(fù)合解堵能夠提高1.2 t/d（16.9%），遞減速度上得到減緩，措施井的有效期得到延長(zhǎng)。三元復(fù)合驅(qū)注入井作業(yè)管柱起下困難，壓后膠團(tuán)難以起出，應(yīng)用壓裂解堵工藝5口井，壓裂縫長(zhǎng)15～25 m，解堵半徑1～3 m，平均砂巖厚度13.4 m，平均有效厚度9.7 m，平均日配注25 m3，根據(jù)油藏參數(shù)計(jì)算平均單井加入解堵劑4.8 m3。措施后初期平均日增注12.8 m3，注入壓力下降1.9 MPa。

4 結(jié)論

壓裂改造增效試驗(yàn)按照油藏、采油一體化設(shè)計(jì)的思路，通過(guò)工藝組合，形成了一套適用于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際的壓裂方法；在充分發(fā)揮大排量壓裂增效優(yōu)勢(shì)的基礎(chǔ)上，解決了重復(fù)壓裂效果差及三元復(fù)合驅(qū)單一采用常規(guī)壓裂、酸化、解堵等措施有效期短的問(wèn)題。試驗(yàn)大排量壓裂97口井，重復(fù)壓裂井工藝參數(shù)優(yōu)化后初期增油較區(qū)塊平均水平高1.2 t/d，投入產(chǎn)出比1∶1.47；試驗(yàn)重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)，試驗(yàn)井日增油9.13 t/d，較上次壓裂8.23 t/d提高0.9 t/d，投入產(chǎn)出比1∶3.41；試驗(yàn)三元復(fù)合驅(qū)采出井壓裂解堵32口井，壓裂初期單井平均增油為8.3 t/d，當(dāng)年投入產(chǎn)出比1∶1.28，有效期內(nèi)投入產(chǎn)出比可達(dá)到1∶2.36；試驗(yàn)三元復(fù)合驅(qū)注入井壓裂解堵工藝5口井，措施后初期平均日增注12.8 m3，注入壓力下降1.9 MPa。實(shí)現(xiàn)了增產(chǎn)增注，有效降低了采油成本，為挖潛剩余油提供了新的挖潛方法，具有一定的應(yīng)用前景。