安塞油田致密砂巖井體積壓裂現(xiàn)場先導(dǎo)試驗①

姬 偉　申 坤　張育超　牛 萌　折立軍　王海強　陳 剛

1.中國石油長慶油田分公司第一采油廠　2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)研究中心

安塞油田致密砂巖井體積壓裂現(xiàn)場先導(dǎo)試驗①

姬 偉1申 坤1張育超1牛 萌2折立軍1王海強1陳 剛1

1.中國石油長慶油田分公司第一采油廠2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)研究中心

摘要安塞油田屬典型的“低壓、低滲、低產(chǎn)”致密砂巖油藏，儲層物性差，非均質(zhì)性強，新投產(chǎn)油井需要通過壓裂改造方能建產(chǎn)。隨著油田的開發(fā)，受閉合壓力影響，迫使油井需進(jìn)行二次或三次壓裂改造恢復(fù)其生產(chǎn)能力。受選井條件限制，常規(guī)增產(chǎn)措施后增油幅度小，壓裂后很難形成新的裂縫，導(dǎo)致油井措施后有效期短。以安塞油田杏18-A為例，以“大液量、大排量、大砂量、低砂比”的工藝體系開展了混合水體積壓裂先導(dǎo)探索試驗，并配合開展了微地震裂縫監(jiān)測?，F(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，較常規(guī)壓裂而言，該工藝形成的裂縫體積增大了126.7%，平均單井日增油提高1.7倍，在儲層重復(fù)壓裂方面表現(xiàn)出明顯的改造優(yōu)勢。

關(guān)鍵詞體積壓裂致密砂巖油藏現(xiàn)場試驗微地震監(jiān)測安塞油田

1基本概況

1.1油田概況

安塞油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中段北部，屬典型的特低滲透致密砂巖油藏[1]。主力油層長6平均孔隙度12.4% ，氣測滲透率0.45×10-3μm2。長6油層巖石彈性模量為3.4×104MPa。其中，長石含量高達(dá)46%～69%，石英次之，泊松比0.23，巖石脆性指數(shù)為45.1。水平應(yīng)力差值保持在2～4 MPa之間，有利于天然裂縫的開啟。天然裂縫發(fā)育，裂縫密度2～2.5 條/m；人工裂縫平行于水平最大主應(yīng)力方向 NE60°～80°，高8～26 m。原始地層壓力8.3～10.0 MPa，地層飽和壓差3～4 MPa，主力油藏平均壓力保持水平在101%。油田新投油井無產(chǎn)能，經(jīng)壓裂和注水開發(fā)后，單井產(chǎn)能在2～3 t，是典型的“低壓、低滲、低產(chǎn)”三低油藏。

1.2壓裂工藝現(xiàn)狀

安塞油田壓裂工藝應(yīng)用已近30年歷史[2]，油井初次改造形成以井筒為線性流中心的單一對稱雙翼縫，壓裂控制泄油面積小，長期開發(fā)導(dǎo)致地層壓力保持水平下降，受閉合壓力影響，支撐劑破碎變形，裂縫導(dǎo)流能力下降，重復(fù)壓裂是恢復(fù)油井產(chǎn)能的主要手段之一。

安塞油田常規(guī)復(fù)壓措施后，平均日增油1.2 t，油井產(chǎn)能雖有提升，但與初期產(chǎn)能相比，仍不夠理想。隨著注水油藏的開發(fā)，中高含水井逐漸增多，裂縫主向井見水程度高，側(cè)向剩余油動用程度低。近年來，針對中高含水井陸續(xù)開展了改變相滲壓裂、縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓裂、堵水壓裂等控水改造工藝，但由于加大了控水目的，改造規(guī)模較小，增油幅度低，且油層縱向改造不充分，主體工藝有效率及增產(chǎn)效果呈下降趨勢。

受北美非常規(guī)頁巖氣體積壓裂開發(fā)的啟發(fā)，我國壓裂工藝由重啟裂縫向縫網(wǎng)改造轉(zhuǎn)變[3-4]，以增大儲層改造體積為方向，安塞油田進(jìn)行了此類工藝的試驗與探索。

2體積壓裂工藝體系

2.1造縫機(jī)理

針對安塞油田致密儲層天然裂縫發(fā)育、巖石脆性指數(shù)高的特點，壓裂液體優(yōu)選滑溜水+交聯(lián)液混合型體系[5]，并根據(jù)液體類型及其作用分為3個階段：第一階段，注入滑溜水，主要作用是開啟天然裂縫；第二階段，注入低砂比基液，主要作用是擴(kuò)大天然裂縫開啟程度，提高主裂縫導(dǎo)流能力；第三階段，注入交聯(lián)胍膠液體，攜帶高砂比支撐劑，增加主裂縫近井地帶導(dǎo)流能力。

采用大砂量、大液量、大排量、低砂比的工藝參數(shù)，滿足裂縫凈壓力達(dá)到一定的限制，或通過射孔、縫內(nèi)轉(zhuǎn)向、排量優(yōu)化等保證水平兩向應(yīng)力差與天然裂縫形成一定的角度，開啟天然裂縫并迫使高強度支撐劑(石英)有效支撐，實現(xiàn)天然裂縫的開啟且與人工裂縫的有效溝通，形成裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，實現(xiàn)對儲層三維方向的立體改造，從而擴(kuò)大泄油面積，提高單井產(chǎn)量。

2.2工藝參數(shù)

通過模擬排量與凈壓力關(guān)系圖(圖1)，采取6.0 m3/min的排量基本能夠滿足天然裂縫開啟所需的凈壓力。但為了產(chǎn)生更多的橫向分支縫，需進(jìn)一步提高縫內(nèi)凈壓力。但并非是排量越大凈壓力越高，在8 m3/min以后，凈壓力提升幅度變緩。因此，體積壓裂排量的適用范圍在6.0～8.0 m3/min之間。

在排量滿足一定帶寬基礎(chǔ)上，需進(jìn)一步對液量進(jìn)行分析，滿足帶長對體積改造的要求。從不同壓裂液入地液量與帶長匹配圖(見圖2)可看出，入地強度在25 m3/m時，帶長最大，之后繼續(xù)加大液量，對帶長影響不大。

砂量對于儲層縱向改造起到?jīng)Q定性的作用，通過模擬不同入地強度砂量與帶寬圖(見圖3)可看出，當(dāng)單位加砂強度在2.0～2.5 m3/m時，帶寬達(dá)到了最高值。此后，再增大加砂規(guī)模，對帶寬的增加影響不大。且過多地增加入地砂量，還會導(dǎo)致油井溝通水層過早見水。

2.3液體體系

由于體積壓裂追求的不僅是原始裂縫的開啟，同時也要求形成一定規(guī)模的縫網(wǎng)，這就要求壓裂液須滿足以下幾個條件：

(1) 在改造初期，依靠大排量攜砂。要求壓裂液體具備高濾失、高彈性、低黏度的特性，保證液體的有效作用距離及波及體積。

(2) 由于施工排量大，應(yīng)配備具有良好流變性能且低摩阻的液體，可通過在基液中添加降阻劑實現(xiàn)。

(3) 較大的壓裂規(guī)模要求壓裂液的成本較常規(guī)壓裂低，配備方便，存放要求低，酸堿腐蝕性小。

(4) 對儲層傷害小，易返排。

2.4施工管柱

由于體積壓裂施工排量大，為達(dá)到施工強度，采用光套管注入、3#加厚油管注入或油套同注均可滿足施工要求。但為了提高排液速度，降低套管的損害，以及攜帶井下壓力計等監(jiān)測工具的方便，應(yīng)優(yōu)先選取3#加厚油管注入，排量大于6 m3套管正常井可選擇光套管注入或油套同注。由于排量較高，造成井筒磨阻較大，可適當(dāng)添加一定降阻劑降低施工泵壓。

2.5配套監(jiān)測

施工前，對措施井下入井下微地震監(jiān)測儀器，根據(jù)伽馬曲線進(jìn)行校深，明確監(jiān)測儀器下入深度。地面分布若干主分站點，進(jìn)行震點的實時拾取，開展壓裂裂縫的實施監(jiān)測。

3杏18-A井體積壓裂先導(dǎo)試驗

3.1杏18-A井況

杏18-A井位于杏河油藏中部，屬主裂縫線側(cè)向見效井，投產(chǎn)于1996年8月。油層厚度11.9 m，平均滲透率0.38×10-3μm2，初次改造加砂強度1.17 m3/m，砂比34.1%，排量0.6 m3/min，入地液量51.3 m3，破裂壓力24 MPa。

該井措施前壓力保持水平115.2%，單井控制可采儲量7.5×104t，采出程度僅26.4%，剩余油飽和度測試顯示，裂縫側(cè)向剩余油富集，措施前日產(chǎn)液4.82 m3，日產(chǎn)油3.79 t，含水6.7%。生產(chǎn)動態(tài)已不足以體現(xiàn)實際生產(chǎn)能力。

根據(jù)初次壓裂資料進(jìn)行裂縫幾何尺寸模擬，壓裂形成的支撐縫長118.5 m，縫高28.9 m，縫寬0.27 cm，導(dǎo)流能力32.5 μm2·cm。根據(jù)酸壓裂縫導(dǎo)流能力模型[6]計算，目前導(dǎo)流能力為4.7 μm2·cm。為有效進(jìn)行剩余油開采，需對該井進(jìn)行重復(fù)壓裂改造。

3.2杏18-A井施工方案設(shè)計

3.2.1設(shè)計思路

結(jié)合儲層物性及初次改造程度，進(jìn)一步提高加砂強度及施工排量，降低產(chǎn)層與隔層應(yīng)力差值，增加縱向改造程度[7]；增加入地液量，結(jié)合低砂比追求縫長，更多地溝通天然裂縫。降低基液黏度，液體體系采用滑溜水，要求基液黏度在170 s-1下不低于9 mPa·s。泵注前期石英砂支撐劑采用0.42～0.21 mm，后期采用0.841～0.42 mm，砂比逐漸增大，鋪砂濃度逐步提高，確保后期閉合應(yīng)力下主縫優(yōu)勢。為滿足施工排量要求，泵注采用光套管注入方式。

3.2.2施工參數(shù)

結(jié)合設(shè)計思路，優(yōu)化后確定加砂量30 m3，排量6 m3/min，入地液量264 m3，攜砂液平均砂比12.2%。

3.2.3軟件模擬

采用初步設(shè)計施工參數(shù)，通過Frac.P.T軟件模擬(見表1)，壓裂后支撐裂縫長為182 m，縫高27.7 m，縫寬0.88 cm，平均導(dǎo)流能力可恢復(fù)至18 μm2·cm。

表1 軟件模擬結(jié)果Table1 Simulationresultsofsoftware水力裂縫半長/m119.8支撐裂縫半長/m91.5裂縫總高/m36.3支撐裂縫總高/m27.7裂縫頂部深度/m1500支撐裂縫頂部的深度/m1504裂縫底部深度/m1536.3支撐裂縫底部的深度/m1531.7平均導(dǎo)流能力/(μm2·cm)18平均裂縫寬度/cm0.88無因次導(dǎo)流能力8.62平均鋪砂濃度/(kg·m-2)6.54

3.3施工概況及效果

2012年8月，對杏18-A井實施混合水體積壓裂施工，同時開展嵌入式震點探測實施裂縫監(jiān)測。地層破裂壓力17.8 MPa，破壓后工作壓力14～16 MPa，停泵壓力9.5 MPa，施工過程順利無異常(圖4)。

裂縫監(jiān)測顯示壓裂產(chǎn)生了一條NE55.2°主裂縫，裂縫總長245.8 m，兩翼相比，裂縫向東翼延伸較多。裂縫的影響高度為36.7 m左右，產(chǎn)狀為垂直。措施后，日產(chǎn)液6.93 m3，日產(chǎn)油5.25 t，含水9.9%。截止2014年2月10日，仍處措施有效期，累計生產(chǎn)時間519天，累產(chǎn)油1 795 t，累增油676 t,較常規(guī)重復(fù)壓裂平均單井日增油高1.7倍，平均含水上升幅度比常規(guī)壓裂低2個百分點。

3.4工藝評價

鄰井杏側(cè)19-B常規(guī)壓裂監(jiān)測顯示，裂縫長度203.3 m，裂縫高度26.5 m，方位NE51.5°；與其對比，混合水體積壓裂裂縫方位與常規(guī)壓裂基本保持一致，但縫長、縫高分別提高17.3%和27.8%，裂縫體積擴(kuò)大了126.7%，與措施前壓裂軟件模擬結(jié)果一致。這表明，混合水體積壓裂在裂縫規(guī)模上較常規(guī)壓裂有較大程度的突破，對增加泄油面積有積極的意義。

從增油效果看，該工藝較常規(guī)壓裂表現(xiàn)出較好的穩(wěn)水增油優(yōu)勢，采油速度提高，合理恢復(fù)了油井生產(chǎn)能力。但該工藝在安塞油田尚屬試驗階段，仍存在一些問題值得進(jìn)一步研究和探討。

4結(jié)論與建議

(1) 針對體積壓裂作用機(jī)理，開展了工藝參數(shù)及液體體系研究，明確了安塞油田致密砂巖井具體的施工工藝體系，并優(yōu)選井層試驗了一口混合水體積壓裂施工。

(2) 結(jié)合微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果，該工藝從裂縫體積本身有了較大程度的突破，增大了泄油面積，導(dǎo)流能力的增加恢復(fù)了油井正常生產(chǎn)能力，較常規(guī)壓裂裂縫體積擴(kuò)大了126.7%，增油效果增加了1.7倍，且含水上升幅度較常規(guī)壓裂低2個百分點，在儲層重復(fù)壓裂方面表現(xiàn)出較好的改造優(yōu)勢。

(3) 從井網(wǎng)、水線、剩余油分布角度，需進(jìn)一步優(yōu)化完善選井選層標(biāo)準(zhǔn)。

(4) 施工參數(shù)及液體體系仍需研究及優(yōu)化，以針對不同物性及開發(fā)特征油井。

(5) 針對物性較差的老井，提高單井產(chǎn)能仍需進(jìn)行大量的工藝試驗與總結(jié)，從經(jīng)濟(jì)效益角度體現(xiàn)工藝應(yīng)用價值。

參 考 文 獻(xiàn)

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[2] 黃戰(zhàn)衛(wèi)， 邱家友， 張育超， 等. 安塞油田壓裂工藝進(jìn)展及下步方向[J].石油與天然氣化工， 2014， 43(1)： 78-85.

[3] 葉成林， 王國勇. 體積壓裂技術(shù)在蘇里格氣田水平井開發(fā)中的應(yīng)用——以蘇53區(qū)塊為例[J]. 石油與天然氣化工， 2013， 42(4)： 382-387.

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Field pilot test of volume fracturing in tight sandstone well in Ansai Oilfield

Ji Wei1, Shen Kun1, Zhang Yuchao1, Niu Meng2, She Lijun1, Wang Haiqiang1，Chen Gang1

(1.TheFirstProductionPlant,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an716002,China)

(2.ResearchCenterofExplorationandDevelopment,YanchangOilfieldCo.,Ltd,Xi’an716001,China)

Abstract:Ansai Oilfield is a typical tight sandstone reservoir with “l(fā)ow pressure, low permeability, low production”, which has poor reservoir property and strong heterogeneity. The new well build the production only by fracturing. With the development of oilfield, the well affected by the closure pressure need second fracture or third fracture to restore production. However, by the limit of well selection conditions, conventional measures of increasing production only make low oil increasing, and the validity period is short since fracturing is hard to make new fracture. Taking Ansai Oilfield Xing 18-A as an example, this article specified the construction scheme and take mixed water volume fracturing pilot test with “l(fā)arge fluid measure, large displacement, large sand measure, low sand ratio” while taking the microseismic crack monitoring. Field application results showed that compared with conventional fracturing, the crack volume which was formed by this technology enlarged 126.7%, and the average single well daily oil-increasing improved 1.7 times. It showed obvious advantage in reservoir refracturing.

Key words:volume fracturing, tight sandstone reservoir, field test, microseismic crack monitoring, Ansai Oilfield

收稿日期：2014-12-30；編輯：馮學(xué)軍

中圖分類號：TE343

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.017

作者簡介：姬偉(1985-)，男，2010年畢業(yè)于成都理工大學(xué)，碩士，工程師，現(xiàn)任職于長慶油田公司第一采油廠采油工藝研究所，從事油氣田開發(fā)與增產(chǎn)措施工作，發(fā)表論文近10篇。E-mail：jw888_cq@petrochina.com.cn

基金項目：①長慶油田分公司科研項目“低滲透油藏老井混合水壓裂技術(shù)試驗與推廣”(1813a003615002)。