達(dá)引朋， 陸紅軍， 楊博麗， 李轉(zhuǎn)紅， 白曉虎

(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.低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室，陜西西安710018；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安 710018)

低滲透老油田新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用

達(dá)引朋1,2， 陸紅軍1，2， 楊博麗3， 李轉(zhuǎn)紅1，2， 白曉虎1，2

(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.低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室，陜西西安710018；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西西安 710018)

鄂爾多斯盆地長X儲層受儲層物性、壓裂裂縫等因素影響，注水開發(fā)驅(qū)替效果較差，大量剩余油分布于人工裂縫兩側(cè)難以動用。為了充分動用裂縫側(cè)向剩余油，提高油井單井產(chǎn)量和采收率，按照“控制縫長+多縫+提高剩余油動用程度”的技術(shù)思路，通過數(shù)值模擬計算，提出并試驗形成了以“增加裂縫帶寬、產(chǎn)生轉(zhuǎn)向新裂縫”為增產(chǎn)機理，以“縫內(nèi)暫堵、增大排量、適度規(guī)模和低黏液體”為模式的老井新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)?，F(xiàn)場試驗表明，與常規(guī)壓裂相比，該壓裂技術(shù)裂縫帶寬增大21 m，改造體積增大148%，平均單井增油量為常規(guī)壓裂的1.9倍，取得明顯的增產(chǎn)效果，為長慶油田低滲透儲層老井重復(fù)改造提供了新的技術(shù)手段。

低滲透油氣藏 老井 重復(fù)壓裂 單井產(chǎn)量

長慶油田屬于典型的低滲、低壓、低豐度油田，普遍采用壓裂投產(chǎn)和注水開發(fā)。隨著生產(chǎn)時間的延長，安塞、靖安、西峰等老油田部分井有效導(dǎo)流能力與開發(fā)井網(wǎng)、儲層滲流能力適配性變差，大量剩余油分布于人工裂縫兩側(cè),難以得到動用，造成油井單井產(chǎn)量和最終采收率低[1-4]。為了恢復(fù)或提高低產(chǎn)井產(chǎn)量，常采取常規(guī)加砂壓裂、前置酸壓裂、酸化解堵等老井重復(fù)改造措施，平均單井增油量僅1.0 t/d左右，且部分井后期產(chǎn)量遞減快，有效期短[5-6]，說明常規(guī)重復(fù)改造難以動用裂縫側(cè)向剩余油。近年來，國內(nèi)各大油田在致密砂巖等難動用儲層方面開展了體積壓裂技術(shù)攻關(guān)，初步取得了較好的增產(chǎn)效果[7-13]。為了進(jìn)一步提高重復(fù)改造效果，筆者對長慶油田長X等典型儲層特征和開發(fā)特征進(jìn)行分析，按照“體積壓裂”理念，提出并試驗了以擴大側(cè)向改造體積為目標(biāo)的老井新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)，并取得較好的增產(chǎn)效果。

1 新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)思路

長慶油田隴東致密儲層定向井體積壓裂試驗表明，投產(chǎn)初期產(chǎn)量為常規(guī)壓裂的2倍，增產(chǎn)效果明顯。井下微地震監(jiān)測表明，體積壓裂裂縫帶寬由常規(guī)壓裂的40～60 m提高至40～120 m，增大了儲層的改造體積。這表明，造新縫或提高裂縫帶寬可以提高老井裂縫側(cè)向剩余油的動用程度。

分析老油田儲層脆性特征、天然微裂縫特征、長期注水條件下平面兩向應(yīng)力差值和主應(yīng)力方位變化等發(fā)現(xiàn)，受儲層最大主應(yīng)力和壓裂裂縫的影響，主向油井見效程度高，側(cè)向油井見效程度低或長期不見效，剩余油富集。開發(fā)較早的某區(qū)塊長X油藏模擬結(jié)果表明，沿主裂縫水竄水淹特征明顯，剩余油主要在裂縫水線兩側(cè)，呈連續(xù)或不連續(xù)條帶分布。加密井取心結(jié)果顯示，水線側(cè)向100～130 m的條帶為剩余油富集區(qū)。儲層縱向水驅(qū)動用狀況受物性控制，物性相對較好的層段為主要水驅(qū)層段，物性較差的層段弱水驅(qū)或未水驅(qū)。根據(jù)“體積壓裂”的理念，認(rèn)為長X等主要儲層具備形成多裂縫的有利條件：

1) 巖石脆性指數(shù)高。研究表明，裂縫形態(tài)與巖石脆性相關(guān)，隨著巖石脆性特征增強，裂縫形態(tài)向復(fù)雜縫網(wǎng)發(fā)展。巖石礦物組分、直接/間接巖石力學(xué)等脆性表征方法計算結(jié)果表明，長X等儲層脆性指數(shù)28.9%～42.7%，平均40.0%，具備形成多裂縫的條件。

2) 天然微裂縫較發(fā)育。理論計算表明，當(dāng)天然裂縫發(fā)育的儲層縫內(nèi)凈壓力大于兩向應(yīng)力差時，即可實現(xiàn)天然裂縫開啟，從而產(chǎn)生以主裂縫為主、具有一定帶寬的裂縫系統(tǒng)。長X儲層天然微裂縫發(fā)育，且在0°～30°的天然裂縫逼近角條件下，縫內(nèi)凈壓力大于1.8 MPa就能實現(xiàn)天然裂縫開啟，壓裂裂縫形態(tài)以溝通開啟天然裂縫為主，裂縫帶寬增大。

3) 儲層兩向應(yīng)力差值小。如果要使巖石本體破裂，那么裂縫內(nèi)的凈壓力至少應(yīng)大于儲層水平主應(yīng)力差值與抗張強度之和。長X儲層平面兩向應(yīng)力差4.0 MPa，砂巖抗張強度3.0 MPa，當(dāng)縫內(nèi)凈壓力大于7.0 MPa時主裂縫開始發(fā)生轉(zhuǎn)向，產(chǎn)生新的裂縫。

4) 地應(yīng)力場發(fā)生改變。模擬研究了注采比分別為1.4，1.5和1.6時儲層地應(yīng)力場的變化規(guī)律，結(jié)果表明，在同一注采比條件下，開發(fā)初期最小水平主應(yīng)力增加幅度較小，受注采影響小；開發(fā)中后期，主要受注采影響，最小水平主應(yīng)力增加幅度較大，應(yīng)力改變范圍擴展至注水井與油井之間區(qū)域，地應(yīng)力反轉(zhuǎn)點為離井筒40～65 m處。地應(yīng)力場發(fā)生改變，有利于重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向。

5) 地層能量充足。老油田經(jīng)過多年注水，地層壓力保持程度高，如某區(qū)塊長X油藏平均壓力為原始地層壓力的101%，具備重復(fù)改造后油井長期穩(wěn)產(chǎn)的能量條件。

2 新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)研究

與新井相比，老井經(jīng)過長期注水開發(fā)，具有一定的特殊性，如井網(wǎng)固定、采出程度高、水驅(qū)前緣不斷靠近油井和油水關(guān)系復(fù)雜等[14-15]。按照擴大裂縫側(cè)向改造體積、產(chǎn)生新裂縫的技術(shù)思路，開展了老井新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)模擬研究。

2.1 增產(chǎn)機理

2.1.1 增加裂縫帶寬

利用Eclipse數(shù)值模擬軟件建立模型(見圖1)，模擬開采4年、累計產(chǎn)油量2 000 t的菱形反九點井網(wǎng)的邊井重復(fù)壓裂，設(shè)計不同的網(wǎng)格參數(shù)，研究裂縫形態(tài)對產(chǎn)量的影響。

模擬條件：菱形反九點井網(wǎng)，井排距480 m×160 m，x方向滲透率0.3 mD，y方向滲透率0.1 mD，z方向滲透率0.03 mD，油層厚度20 m，生產(chǎn)流壓6 MPa，水井井底注入壓力30 MPa。

按照不同裂縫形態(tài)，建立5個對比模型。模型1：初次壓裂1條縫，帶長150 m，縫寬0.025 m，導(dǎo)流能力10 D·cm；模型2：重復(fù)壓裂1條縫，帶長250 m，縫寬0.025 m，導(dǎo)流能力10 D·cm；模型3：重復(fù)壓裂縫網(wǎng)，帶長150 m，帶寬60 m，縫寬0.025 m，導(dǎo)流能力10 D·cm；模型4：重復(fù)壓裂縫網(wǎng)，帶長250 m，帶寬60 m，縫寬0.025 m，導(dǎo)流能力10 D·cm；模型5：重復(fù)壓裂縫網(wǎng)，帶長250 m，帶寬100 m，縫寬0.025 m，導(dǎo)流能力10 D·cm。

不同模型計算結(jié)果(見圖2)表明，網(wǎng)絡(luò)裂縫長度和寬度越大，重復(fù)壓裂的產(chǎn)油量越高。

2.1.2 裂縫轉(zhuǎn)向造新縫

根據(jù)重復(fù)壓裂施工井的井網(wǎng)形式、初次改造情況及生產(chǎn)動態(tài)，建立典型數(shù)值模型，采用局部網(wǎng)格加密方法等效模擬人工裂縫(見圖3)，在微地震事件區(qū)域內(nèi)設(shè)計不同的轉(zhuǎn)向裂縫數(shù)，擬合措施后產(chǎn)量的變化情況。

模擬條件為：菱形反九點井網(wǎng)井排距480 m×160 m，x方向滲透率1.0 mD，y方向滲透率0.3 mD，z方向滲透率0.1 mD，油層厚度20 m，生產(chǎn)流壓8 MPa，水井井底注入壓力30 MPa，帶長150 m，縫寬2.5 cm，導(dǎo)流能力10 D· cm。

通過調(diào)整生產(chǎn)動態(tài)及網(wǎng)格屬性，擬合模擬井重復(fù)壓裂前的生產(chǎn)動態(tài)，并以此為基礎(chǔ)，預(yù)測重復(fù)壓裂后的產(chǎn)量。轉(zhuǎn)向裂縫分別為1條、3條和5條時的產(chǎn)量計算結(jié)果(見圖4)表明，單一的轉(zhuǎn)向裂縫產(chǎn)量偏低，多條轉(zhuǎn)向裂縫產(chǎn)量較高。以模擬井重復(fù)壓裂后的生產(chǎn)穩(wěn)定產(chǎn)量為基礎(chǔ)，按照調(diào)和遞減規(guī)律預(yù)測后期生產(chǎn)動態(tài)，并與數(shù)值模型預(yù)測結(jié)果對比發(fā)現(xiàn)，3條轉(zhuǎn)向裂縫模型產(chǎn)量與其實際產(chǎn)量接近。這說明采用裂縫轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂后形成了復(fù)雜的轉(zhuǎn)向裂縫網(wǎng)絡(luò)，實現(xiàn)了提高單井產(chǎn)量的目的。

2.2 壓裂工藝及參數(shù)優(yōu)化

通過研究，形成了以“縫內(nèi)暫堵、增大排量、適度規(guī)模、低黏液體”為模式的老井新型多縫重復(fù)壓裂壓裂技術(shù)。

2.2.1 壓裂工藝

低滲透油藏長期注水開發(fā)實踐表明，受人工裂縫影響，菱形反九點注采井網(wǎng)的邊井水驅(qū)受效程度較低，而角井位于水驅(qū)前緣的有利方向，水淹可能性較大。因此，在進(jìn)行新型多縫重復(fù)壓裂優(yōu)化設(shè)計時，其施工參數(shù)要區(qū)別對待、分別優(yōu)化。

針對邊井最小主應(yīng)力方向上天然微裂縫不發(fā)育、側(cè)向剩余油富集的特點，按照“老縫體積壓裂+縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向壓裂”的工藝思路進(jìn)行設(shè)計，實施大砂量、大液量、大排量和低砂比壓裂，提高裂縫復(fù)雜程度。

針對角井最大主應(yīng)力方向上天然微裂縫發(fā)育、水驅(qū)前緣易突進(jìn)和主向井水淹風(fēng)險大的特點，按照“縫口暫堵轉(zhuǎn)向+體積壓裂”的工藝思路進(jìn)行設(shè)計，控制砂量、液量，實施大排量、低砂比壓裂，提高裂縫復(fù)雜程度、控制縫長，延長見水周期。

2.2.2 縫內(nèi)暫堵升壓技術(shù)

老裂縫采出程度高，要提高單井產(chǎn)量，需要在儲層中產(chǎn)生新的裂縫系統(tǒng)，即通過特殊的壓裂工藝技術(shù)，使儲層中的微裂縫得到充分開啟或者產(chǎn)生新的裂縫。通過對前期縫內(nèi)暫堵壓裂工藝進(jìn)行改進(jìn)，初步形成了“砂塞+大粒徑支撐劑+暫堵劑CDD-3”的縫內(nèi)段塞升壓技術(shù)。暫堵劑CDD-3顆粒密度1.06 g/cm3，軟化點40 ℃，熔化點58 ℃，壓裂后可溶解于原油中，對儲層不產(chǎn)生堵塞。

研究表明，升壓幅度與增油量有較好的相關(guān)性，隨著升壓幅度的提高，儲層天然裂縫開啟概率增大，擴大了裂縫改造體積，單井增油量呈增加趨勢。某區(qū)塊長X儲層縫內(nèi)暫堵升壓施工的58口井統(tǒng)計表明，按照該區(qū)塊開啟天然裂縫最小的縫內(nèi)凈壓力值為標(biāo)準(zhǔn)，縫內(nèi)升壓幅度大于3.4 MPa的井有42口，暫堵劑升壓成功率72.4%。

統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，加入暫堵劑CDD-3后升壓幅度明顯的油井，其單層平均加入暫堵劑用量為25～30 kg/m,能夠?qū)崿F(xiàn)縫內(nèi)暫堵升壓技術(shù)要求。

2.2.3 施工排量

以上研究表明，要使長X儲層壓裂裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向和實現(xiàn)天然裂縫的開啟，縫內(nèi)的凈壓力需大于7.0 MPa。通過理論計算，得到了凈壓力與排量之間的關(guān)系曲線(見圖5)，可以看出,長X儲層要達(dá)到裂縫轉(zhuǎn)向和天然裂縫開啟所需的縫內(nèi)凈壓力，要求其排量大于6 m3/min，且排量越大，凈壓力越高，形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)越寬，泄流體積越大，因此可通過提高施工排量來獲得更高的凈壓力。

2.2.4 液量

應(yīng)用數(shù)值模擬計算不同入地液量與儲層改造體積的關(guān)系(見圖6)。結(jié)果表明，老井新型多縫壓裂可大幅增加儲層改造體積，但受地層物性條件限制，改造體積存在上限，入地液量為800～1 000 m3時改造體積增加幅度變緩。因此，結(jié)合油井在井網(wǎng)中的不同位置和開發(fā)特征，優(yōu)化設(shè)計液量為500～1 000 m3。

2.2.5 支撐劑

在儲層中形成多裂縫系統(tǒng)，需要采用多種支撐劑支撐的模式，即小粒徑的支撐劑支撐天然微裂縫及小裂縫，較大粒徑的支撐劑支撐主裂縫。根據(jù)儲層閉合應(yīng)力大小和室內(nèi)試驗評價結(jié)果，優(yōu)選40～70目與20～40目的石英砂和低密度陶粒。為了滿足縫內(nèi)凈壓力的需求，在施工過程中需提高低黏壓裂液量的比例；取平均砂比為10%～15%，在入地液量設(shè)計為500～1 000 m3時，砂量取50～100 m3。

2.2.6 壓裂液

根據(jù)裂縫中流體流動的壓力梯度方程可知，壓裂液黏度越小，縫內(nèi)壓力變化越小，壓力傳導(dǎo)距離越遠(yuǎn)。低黏度壓裂液具有更好的壓力傳導(dǎo)能力，能更有效地增大壓裂裂縫的波及面積，并能溝通更多的天然裂縫，且易使微裂縫產(chǎn)生錯位和滑移，提高微裂縫的導(dǎo)流能力。

根據(jù)壓裂液的室內(nèi)優(yōu)化結(jié)果，形成了以“滑溜水+基液+交聯(lián)液”為主體的壓裂液體系，并根據(jù)液體類型和作用將其應(yīng)用分為3個階段：第一階段，滑溜水開啟天然裂縫；第二階段，利用基液擴大天然裂縫開啟程度，提高主裂縫導(dǎo)流能力；第三階段，交聯(lián)液攜帶暫堵劑、支撐劑實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向造新縫，增加主裂縫近井地帶導(dǎo)流能力。

3 現(xiàn)場試驗

長慶油田某區(qū)塊長X儲層試驗井的平均砂層厚度26.4 m，油層厚度24.8 m,滲透率0.35 mD,孔隙度17.76%，電阻率38.3 Ω·m，含油飽和度55.92%。措施前產(chǎn)液量1.05 m3/d,產(chǎn)油量0.78 t/d,單井產(chǎn)量低。采用新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)重復(fù)改造，平均加砂量54 m3,砂比13.01%，排量6.5 m3/min，入地液量582 m3。

3.1 凈壓力特征分析

為了在儲層中產(chǎn)生新的裂縫系統(tǒng)，需要在壓裂施工過程中形成較高的縫內(nèi)凈壓力，采用井底壓力計對壓裂過程中的井底壓力進(jìn)行監(jiān)測。結(jié)果表明，在加入裂縫暫堵劑和提高施工排量后，施工壓力均得到明顯提升。試驗井在施工過程中采用“砂塞+大粒徑支撐劑+暫堵劑” 的縫內(nèi)段塞升壓技術(shù)，井底壓力升壓幅度達(dá)4.8 MPa，達(dá)到儲層天然裂縫開啟條件；同時，對試驗井壓裂凈壓力特征對比分析發(fā)現(xiàn)，排量提高后，凈壓力也有所提高(見圖7)。

3.2 井下微地震測試結(jié)果分析

為認(rèn)識低滲透油藏老井新型多縫壓裂的裂縫擴展形態(tài)，開展了井下微地震壓裂裂縫監(jiān)測。監(jiān)測結(jié)果對比分析表明，與常規(guī)壓裂相比，新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)裂縫帶寬增大21 m,儲層改造體積增大148%，實現(xiàn)了挖潛裂縫側(cè)向剩余油的目的(見表1)。同時，部分井壓裂后裂縫發(fā)生偏轉(zhuǎn)甚至沿垂直于主應(yīng)力方向延伸，進(jìn)一步證實了老油田的地應(yīng)力場發(fā)生了改變。

3.3 增產(chǎn)效果分析

截至現(xiàn)場試驗當(dāng)年的年底，試驗井有效率達(dá)97.3%，單井平均增油量由常規(guī)重復(fù)壓裂的1.1 t/d提高至2.1 t/d，平均單井增油量為常規(guī)壓裂的1.9倍，取得了明顯的增產(chǎn)效果。

統(tǒng)計表明，措施后油井平均含水上升幅度為10.8%，與常規(guī)壓裂基本相當(dāng)?？傮w來看，開發(fā)時間小于5年和低產(chǎn)低效區(qū)油井含水上升幅度小。當(dāng)含水上升幅度小于10%，措施井實施新型多縫重復(fù)壓裂后，采出程度優(yōu)于區(qū)塊整體水平，提高了區(qū)塊的整體開發(fā)水平。X區(qū)塊目前的含水率為31.4%,處于中低含水采油期，區(qū)塊目前含水率接近低滲油藏理論值30.0%；試驗井措施前含水處于較低水平，措施后含水率上升幅度小，目前采出程度為35.2%，優(yōu)于該區(qū)塊整體水平。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1) 長慶油田某區(qū)塊長X儲層脆性較強、天然微裂縫較發(fā)育、平面兩向應(yīng)力差值小、地應(yīng)力方位變化、地層能量充足，具備開展老井新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)試驗的地質(zhì)條件。

2) 現(xiàn)場試驗表明，老井新型多縫重復(fù)壓裂技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)增大裂縫帶寬、開啟天然裂縫的目的，與常規(guī)壓裂相比增產(chǎn)效果提高明顯，能夠提高區(qū)塊整體開發(fā)水平，且具有較好的適應(yīng)性。

3) 不同類型油藏老井新型多縫壓裂改造試驗取得了一些有益的認(rèn)識，但也存在一些問題，如部分井措施后遞減快、含水上升幅度大等，需進(jìn)一步開展油藏工程、縫網(wǎng)匹配關(guān)系等方面的研究，以繼續(xù)提高油井增產(chǎn)效果和油藏采收率。

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[編輯 滕春鳴]

Research and Application of New Refracturing Technology in Low Permeability Oilfield

Da Yinpeng1.2， Lu Hongjun1.2， Yang Boli3， Li Zhuanhong1.2， Bai Xiaohu1.2,

(1.OilandGasTechnologyInstitute,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China; 2.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLow-PermeabilityOil&GasField,Xi’an,Shaanxi, 710018,China; 3.ChangqingDownholeOperationCompany,CNPCChuanqingDrillingEngineeringCo.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi, 710018,China)

Production from the Chang X reservoir of the Ordos Basin has been declining due to the petrophysical properties of the producing formation, induced fractures,and other factors, and the displacement effect with water. As a result, there is large amount of remaining oil distributed at both sides of induced fractures, and it is difficult to tap.To optimally recover the remaining oil, improve output and recovery, according to the concept of “control of fracture length + multi-fracture fracturing + tap much remaining oil”, this paper presents a new multi-refracture stimulating technology (NMST) through numerical simulation, which can increase fracture width, create new fractures in different directions, and take such measures as temporary plugging inside fracture, raising flow rate properly, using low viscous fluids, etc. Field testing shows that the single-well daily average output is 1.9 times that of conventional technology, fracture belt and fractured formation volume increased by 21 m and 148% respectively. The NMST provides a new way to improve recovery of oil in the low-permeability reservoirs in the Ordos Basin.

low permeability reservoir; old well; multiple fracturing; output per well

2014-10-16；改回日期：2015-04-22。

達(dá)引朋(1980—)，男，陜西富平人，2004年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，工程師，主要從事老油田增產(chǎn)改造技術(shù)研究與新技術(shù)推廣工作。

中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)項目“老井重復(fù)改造增油控水新技術(shù)研究與應(yīng)用”(編號：1402-3)部分研究內(nèi)容。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201503013

TE357.1

A

1001-0890(2015)03-0065-06

聯(lián)系方式：(029)86593280，dypeng_cq@petrochina.com.cn。