段鵬輝， 雷秀潔， 來昂杰， 張同伍， 康 博

（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. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018；3. 中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西西安 716000）

安塞油田長6 特低滲透油藏經(jīng)過多年的注水開發(fā)，目前主力區(qū)塊均已進(jìn)入中高含水開發(fā)期，受儲層非均質(zhì)性及微裂縫發(fā)育影響，剩余油分布復(fù)雜，穩(wěn)產(chǎn)及提高采收率難度極大。隨著油田開發(fā)的深入，剩余油挖潛逐漸由平面、層間和連片向剖面、層內(nèi)和分散轉(zhuǎn)變，通過對加密井、檢查井的資料及野外露頭對比分析，并結(jié)合測井解釋結(jié)果，認(rèn)為長6 單砂體儲層內(nèi)的竄流、繞流等“非活塞式”驅(qū)替非常嚴(yán)重，水驅(qū)波及系數(shù)較小，水洗程度差異較大，縱向未水洗的油層厚度高達(dá)40%以上，剩余油富集區(qū)主要集中在油層縱向低滲段[1-2]。近年來，該油田采取了以常規(guī)壓裂為主的老井重復(fù)改造措施，平均單井增油量小于1.0 t/d，且部分井產(chǎn)量遞減快，有效期短，其主要原因是縱向低滲段難以有效改造。

為了充分動(dòng)用低滲段剩余油，提高重復(fù)改造效果，筆者提出了以控制裂縫高度為主的定面射孔壓裂技術(shù)，通過改變射孔方式，并將壓裂施工與控水材料相結(jié)合，在較小應(yīng)力差條件下改造油層低滲段，取得了較好的增產(chǎn)效果，為安塞油田老井特低滲透油藏重復(fù)改造探索了新的技術(shù)途徑。

1 長6 油藏增產(chǎn)潛力分析

1.1 縱向剖面動(dòng)用程度低，增產(chǎn)潛力較大

安塞油田已注水開發(fā)多年，測井及剩余油監(jiān)測資料顯示，長6 層縱向高水淹層厚度占比24.7%，而未水淹的低滲段厚度占比34.4%，剩余油飽和度48.1%，剩余油比較富集[3]（見表1）。研究表明，受層內(nèi)非均質(zhì)性影響，油井水淹僅僅是局部某一高滲透層段見水，目前注采條件下水驅(qū)難以波及低滲及致密層段，形成剩余油富集區(qū)[4]。

表 1 長6 層水淹狀況統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics on the water flooding condition of Chang 6 Formation

1.2 層內(nèi)物性差異大，油層低滲段剩余油豐富

依據(jù)儲層物性、孔喉特征及自然伽馬等參數(shù)，建立了單砂體內(nèi)部儲量精細(xì)劃分標(biāo)準(zhǔn)[5]，并進(jìn)行了儲量分類：Ⅰ類儲量主要分布在油層物性好的部位，滲透率大于0.8 mD，采出程度較高，容易建立（舌進(jìn)）水淹通道，水洗程度較高，大部分層段已經(jīng)高含水，這類油層占比43.7%，層內(nèi)剩余儲量僅17.9%，挖潛難度較大。Ⅱ類儲量主要分布在油層物性相對較差部位，滲透率0.2～0.8 mD，水驅(qū)推進(jìn)速度慢，采出程度低，這類油層占比33.4%，層內(nèi)剩余儲量較大，占比29.7%，應(yīng)是挖潛的重點(diǎn)。Ⅲ類儲量基本未動(dòng)用，占比22.9%，是今后的增產(chǎn)潛力方向。

表 2 單砂體內(nèi)部儲量劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Division standard for reserves inside the single sand body

2 重復(fù)壓裂面臨的問題

安塞油田長6 油藏油層厚度較大，層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，油層高滲段受注水影響較大，含水達(dá)到60%以上，油層縱向低滲段剩余油成為挖潛的主要方向，近年來針對性地采取了重復(fù)壓裂、補(bǔ)孔壓裂等措施，均未達(dá)到理想的增產(chǎn)效果，相關(guān)技術(shù)措施和工藝面臨諸多問題。

2.1 增產(chǎn)效果逐年變差，老裂縫挖潛潛力不足

根據(jù)近年措施效果分析，常規(guī)重復(fù)壓裂措施增油量呈明顯下降趨勢，措施效果逐年變差，初期單井增油量由1.50 t/d 下降到1.00 t/d，特別是部分井經(jīng)過多輪次重復(fù)壓裂措施后，單井增油量逐次降低，含水率不斷上升，且隨著選井空間的不斷縮小，多輪次措施井已占措施工作量的30%，措施后初期增油量由0.81 t/d 下降到0.67 t/d，含水率上升幅度達(dá)13.7 百分點(diǎn)。在原有裂縫進(jìn)行重復(fù)改造已經(jīng)難以滿足開發(fā)需求，需要探索新的技術(shù)途徑。

2.2 受層內(nèi)應(yīng)力影響，儲層縱向改造不充分

2.2.1 層內(nèi)應(yīng)力剖面較弱，裂縫容易突破隔夾層

安塞油田長6 油藏單砂體油層厚度較大，在長期水驅(qū)波及作用下，儲層含水飽和度發(fā)生變化，巖石力學(xué)參數(shù)也隨之發(fā)生變化[6]。室內(nèi)巖心測試結(jié)果表明，巖石的彈性模量、Biot 系數(shù)隨著孔隙壓力的增大而減小；巖石的泊松比隨著孔隙壓力的增大而增大，但增大幅度較小[7]，表明巖石的塑性不斷增強(qiáng)，脆性不斷減弱。在相同孔隙壓力（pp=8.0 MPa）條件下，室內(nèi)三軸巖石壓縮測試求得儲層水平方向上楊氏模量和泊松比分別為19.6 GPa 和0.28，垂直方向上楊氏模量和泊松比分別為20.3 GPa 和0.24。

研究表明，長期注采條件下巖石的楊氏模量、最小水平主應(yīng)力等相應(yīng)發(fā)生變化；同時(shí)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)儲層非均質(zhì)性對巖石應(yīng)力影響較大。綜合考慮巖石力學(xué)參數(shù)的影響，改進(jìn)了應(yīng)力剖面計(jì)算模型[8]。綜合考慮層間孔隙壓力變化、巖石力學(xué)參數(shù)變化結(jié)果及非均質(zhì)性的影響，計(jì)算得出長期注采條件下儲隔層應(yīng)力差為2.2～3.3 MPa。

2.2.2 較小應(yīng)力差條件下裂縫縱向容易壓竄

為驗(yàn)證較小應(yīng)力差條件下重復(fù)壓裂后裂縫的擴(kuò)展特征，利用Stimplan 壓裂軟件模擬了X18-06 井常規(guī)補(bǔ)孔壓裂后，在層內(nèi)較小應(yīng)力差作用下裂縫的延伸擴(kuò)展，模擬基本參數(shù)為：垂深1 160.00 m，有效滲透率2.0 mD，孔隙度12%。油層上部采用常規(guī)螺旋射孔，射孔段1 570.00～1 574.00 m，壓裂施工參數(shù)為：砂量10 m3，排量1.0 m3/min，入地液量75 m3。結(jié)果表明，壓裂后有70%的壓裂液充填擴(kuò)展在原裂縫（1 555.00～1 595.00 m 井段），裂縫高度40.00 m, 裂縫縱向竄通明顯，僅有30% 左右壓裂液壓入新裂縫，低滲層段改造程度較低[9]，說明在層內(nèi)儲隔層應(yīng)力面較弱情況下常規(guī)補(bǔ)孔壓裂難以控制裂縫的縱向延伸（見圖1）。

圖 1 X18-06 井常規(guī)壓裂裂縫模擬結(jié)果Fig.1 Fracture simulation results for conventional fracturing in Well X18-06

3 定面射孔壓裂技術(shù)研究

3.1 技術(shù)思路

根據(jù)安塞油田長6 儲層特征，要提高油層縱向動(dòng)用程度，需要控制裂縫高度，盡可能避免新裂縫與原裂縫溝通壓竄[10]。常規(guī)螺旋射孔與定面射孔的地層應(yīng)力分布情況如圖2 和圖3 所示。

從圖2 可以看出，常規(guī)螺旋射孔孔眼主要沿垂直方向分布，最大主應(yīng)力點(diǎn)在垂向分布較密，裂縫易沿著垂直方向起裂貫通，最終形成垂直裂縫。從圖3 可以看出，定面射孔孔眼呈扇形平面分布，由于同一平面內(nèi)孔眼間的相互影響[11]，最大主應(yīng)力點(diǎn)在水平方向分布較密，形成水平應(yīng)力集中面[12]，兩側(cè)的最大主應(yīng)力向中間孔眼集中，引導(dǎo)水力裂縫優(yōu)先從該平面起裂，并向外延伸擴(kuò)展貫通形成徑向平面裂縫，從而減緩裂縫的縱向擴(kuò)展幅度。

圖 2 常規(guī)螺旋射孔地層應(yīng)力分布矢量圖Fig. 2 Formation stress distribution vector plot for conventional spiral perforation

圖 3 定面射孔地層應(yīng)力分布矢量圖Fig. 3 Formation stress distribution vector plot for fixedplane perforating

圖 4 定面射孔壓裂裂縫擴(kuò)展模擬結(jié)果Fig. 4 Simulation results of fracture propagation on fixedplane perforating and fracturing

3.2 定面射孔壓裂機(jī)理分析

3.2.1 裂縫延伸規(guī)律

為驗(yàn)證定面射孔壓裂的裂縫擴(kuò)展規(guī)律，利用有限元軟件Abaqus6 進(jìn)行建模，研究不同壓力、不同射孔相位角情況下的巖體應(yīng)力場、變形場及射孔孔道連通-融合特征[13]，得到裂縫延伸擴(kuò)展規(guī)律：在井筒平行于y 軸的情況下，射孔相位角分別為30°，45°，60°，75°和90°時(shí)，定面射孔壓裂裂縫主要沿井筒徑向擴(kuò)展[14]，同一壓力作用下，射孔相位角由30°增大到60°時(shí)，裂縫徑向融合面積呈增加趨勢；射孔相位角大于60°時(shí)，裂縫徑向融合面積減小，不利于形成徑向裂縫面（見圖4）。綜合分析，射孔相位角為60°條件下裂縫徑向融合面積最大，更有利于裂縫沿徑向擴(kuò)展。

3.2.2 儲層較小應(yīng)力差條件下控制縫高

根據(jù)W90-242 井油藏地質(zhì)參數(shù)及現(xiàn)場施工情況，建立了地應(yīng)力剖面模型，模擬定面射孔壓裂對縫高的影響。模擬基本參數(shù)為：井深1 200.00 m，有效滲透率2.1 mD，孔隙度12.8%，儲隔層應(yīng)力差2.0 MPa。在油層上部低滲段進(jìn)行定面射孔，研究裂縫擴(kuò)展規(guī)律，施工參數(shù)以實(shí)際為準(zhǔn)，該井射孔井段為1 152.00～1 154.00 m，采用102-16-180-70定面射孔槍和SDP44HMX32 射孔彈，射孔密度12 孔/m，加砂量15 m3，排量1.4 m3/min，入地液量60 m3。模擬結(jié)果表明：80%左右的裂縫在低滲段擴(kuò)展延伸（1 140.00～1 160.00 m 井段），裂縫縱向擴(kuò)展距離得到有效控制[15]，油層低滲段得到有效改造（見圖5）。

圖 5 W90-242 井定面射孔壓裂裂縫模擬結(jié)果Fig.5 The results of fractures simulation on fixed-plane perforating and fracturing in Well W90-242

3.3 壓裂參數(shù)優(yōu)化

考慮現(xiàn)場施工條件，在工藝上考慮控制裂縫縱向延伸參數(shù)條件，盡可能在施工時(shí)將新裂縫縱向高度控制在低滲段油層內(nèi)部，避免溝通已經(jīng)水洗的老裂縫，確保能夠充分改造低滲段油層。

3.3.1 施工排量

根據(jù)前文2.2 的研究結(jié)果，要使儲層壓裂裂縫受儲隔層應(yīng)力控制，縫內(nèi)凈壓力需小于3.0 MPa[16]。通過理論計(jì)算，得到了凈壓力與排量之間的關(guān)系曲線（見圖6）。從圖6 可以看出，要達(dá)到控制裂縫高度所需的縫內(nèi)凈壓力，排量需小于1.6 m3/min；排量大于1.6 m3/min 后，裂縫高度出現(xiàn)突升，儲層縱向裂縫延伸易失控，從而影響改造效果。綜合考慮，施工排量優(yōu)選為1.4～1.6 m3/min。

圖 6 凈壓力與排量的關(guān)系曲線Fig. 6 Net pressure versus discharge capacity curve

3.3.2 液量

為了充分發(fā)揮水力裂縫的作用，避免油井過早水淹或壓裂裂縫過長引起水竄，需要研究入地液量對水力裂縫長度的影響，以便確定不同井網(wǎng)形式和井距下的最優(yōu)水力裂縫參數(shù)，設(shè)計(jì)優(yōu)化油井壓裂改造方案[17]。安塞油田長6 油藏300 m×120 m 矩形反九點(diǎn)井網(wǎng)經(jīng)過多年注采，水驅(qū)前緣逼近原裂縫周圍，需要控制壓裂裂縫長度。模擬結(jié)果表明，入地液量大于80 m3時(shí)，裂縫長度大于90 m，裂縫穿透比大于0.3，容易溝通水線。因此，要控制裂縫穿透比小于0.3，最終優(yōu)化縫長60～80 m，入地液量60～80 m3。

3.3.3 支撐劑及壓裂液優(yōu)選

為了控制含水率上升，采用選擇性潤濕支撐劑與石英砂支撐劑組合來支撐裂縫，根據(jù)儲層閉合應(yīng)力大小和支撐劑導(dǎo)流試驗(yàn)評價(jià)結(jié)果[18]，優(yōu)選40/70目選擇性潤濕支撐劑與20/40 目石英砂的組合。

為了更好地控制縫內(nèi)凈壓力和措施后的含水率，前置階段注入10 m3可改變相滲特性的壓裂液，控制裂縫端部含水率，加砂初期加入40/70 目選擇性潤濕支撐劑5～10 m3，利用包裹樹脂技術(shù)改變相滲透率，阻止裂縫內(nèi)含水率的上升；主壓裂階段加入20/40 目的石英砂10～15 m3，采用弱交聯(lián)壓裂液作為攜砂液，降低液體黏度及砂比，控制裂縫縱向延伸，平均砂比控制在20%～25%。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 總體應(yīng)用情況及效果

安塞油田78 口井的長6 特低滲透油藏應(yīng)用定面射孔壓裂技術(shù)進(jìn)行了壓裂改造，平均單井增油量1.80 t/d，含水率43.0%。與常規(guī)補(bǔ)孔壓裂技術(shù)的應(yīng)用效果相比，平均單井增油量提高0.70 t/d，含水率降低20.0 百分點(diǎn)。從長期生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，該技術(shù)增油控水作用明顯，穩(wěn)產(chǎn)效果較好，且措施效果持續(xù)有效（見圖7）。

圖 7 定面射孔壓裂試驗(yàn)井生產(chǎn)曲線Fig. 7 Production curve of fixed-plane perforating and fracturing test well

4.2 實(shí)例分析

W101-232 井位于安塞油田長6 區(qū)塊中部，2015年7 月投產(chǎn)，初期產(chǎn)油量2.10 t/d，含水率8.3%；措施前產(chǎn)油量0.68 t/d，含水率70.6%，累計(jì)產(chǎn)油量13 460 t。

2017 年6 月，綜合分析該區(qū)井網(wǎng)、水驅(qū)系統(tǒng)和地層壓力等情況，對W101-232 井長6 下段低滲段油層實(shí)施定面射孔壓裂，開發(fā)低滲段剩余油。設(shè)計(jì)采用選擇性潤濕支撐劑，增大裂縫中水的流動(dòng)阻力，降低措施后的含水率。單井施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)為：階段排量1.4 m3/min，前置液注入10 m3可改變相滲特性的壓裂液，攜砂液前段加入40/70 目選擇性潤濕支撐劑5.0 m3，攜砂液后段加入常規(guī)20/40 目支撐劑15.0 m3進(jìn)行裂縫充填，總?cè)氲匾毫?5 m3。該井措施后產(chǎn)液量2.98 m3/d，產(chǎn)油量1.63 t/d，含水率35.6%，取得了較好的壓裂增產(chǎn)效果。

5 結(jié)論與建議

1）安塞油田長6 油藏老裂縫周圍水驅(qū)波及程度較高，儲層縱向低滲段剩余油是油田增產(chǎn)的主要方向。

2）儲隔層應(yīng)力差變?nèi)鯇χ貜?fù)壓裂效果的影響較大，對射孔方式、壓裂液（包括控水材料）、支撐劑和施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，形成了定面射孔壓裂技術(shù)，解決了應(yīng)力面較弱條件下的壓裂改造難題。

3）從裂縫監(jiān)測和壓裂效果來看，定面射孔壓裂實(shí)現(xiàn)了縱向低滲段油層的充分改造，增產(chǎn)效果顯著。

4）定面射孔是誘導(dǎo)裂縫沿徑向起裂的重要方式，需進(jìn)一步研究巖石地應(yīng)力與裂縫起裂的關(guān)系及其影響因素，提高該技術(shù)的應(yīng)用效果。