鐘浩（大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠）

1 背景及原理

1.1 研究背景

隨著油田注水開發(fā)時間的延長，油田進(jìn)入中高含水階段，含水上升速度加快，需要進(jìn)一步優(yōu)化適應(yīng)目前開發(fā)階段措施改造工藝[1]。首先是壓裂井壓前含水不斷上升，意味著要保持同樣的增油量所需的增液量要成倍增加。其次是措施層位的巖性、物性條件由中、高滲透率油層逐步向中低滲透率油層轉(zhuǎn)化，甚至向沒有有效厚度的泥質(zhì)砂巖，鈣質(zhì)砂巖擴展。再次是重復(fù)壓裂井層占當(dāng)年壓裂并層的比例逐年提高，使得選井選層的難度愈來愈大。

2015 年以來，壓裂油層向Ⅲ、Ⅳ類油層轉(zhuǎn)移，措施前含水高，改造厚度變小，措施效果逐漸變差，需要進(jìn)一步改善，拓寬選井界限。目前壓裂規(guī)模設(shè)計方法單一，主要為結(jié)合油井位置及油層水淹狀況，根據(jù)歷年改造效果，半定量設(shè)計單井壓裂規(guī)模， 需要進(jìn)一步明確不同井網(wǎng)水驅(qū)前緣位置，定量優(yōu)化壓裂規(guī)模設(shè)計[2]。措施井培養(yǎng)保護(hù)機制不明確，主要根據(jù)壓裂前后油井液量、含水級別對連通水井進(jìn)行調(diào)整，需要根據(jù)地層能量變化情況進(jìn)一步細(xì)化連通水井調(diào)整方式及調(diào)整幅度。

1.2 技術(shù)思路

施行地質(zhì)、工程、生產(chǎn)一體化管理模式，完善措施增效挖潛方式及工藝對策，提高了增產(chǎn)效果和效益[3]。針對各類區(qū)塊不同類型油層剩余潛力，建立了剩余油分類挖潛3種模式，通過油藏采油一體化設(shè)計、工藝優(yōu)選及工廠化施工，實現(xiàn)了不同類型儲層精準(zhǔn)挖潛[4]，油水井對應(yīng)改造及調(diào)整挖潛方式規(guī)模統(tǒng)計見表1。

2 壓裂方法研究

2.1 縫內(nèi)多分支縫壓裂

針對潛力井重復(fù)壓裂次數(shù)多、含水高問題，通過完善縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)研究及規(guī)模應(yīng)用，充分挖潛Ⅰ、Ⅱ類油層裂縫側(cè)向剩余油，實現(xiàn)由常規(guī)轉(zhuǎn)向向縫內(nèi)轉(zhuǎn)向轉(zhuǎn)變。

1）確定多分支縫壓裂技術(shù)應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)：確定了多分支縫應(yīng)用條件，水平應(yīng)力差小于8 MPa；建立了多分支縫優(yōu)化圖版，形成了暫堵施工工藝優(yōu)化方法；明確了暫堵工藝含水界限，顆粒暫堵含水小于68.0%，纖維暫堵含水小于88.0%[5]。

表1 油水井對應(yīng)改造及調(diào)整挖潛方式規(guī)模統(tǒng)計

2）在Ⅰ類區(qū)塊實施42 口井，平均單井初期日增油2.1 t，截止到目前累計增油1.38×104t，選擇井1 采用縫內(nèi)多分支縫壓裂后，初期日增液3.7 t，日增油3.1 t，階段累計增油388 t，累計增效115.5萬元，免修期延長243天，節(jié)約作業(yè)費用12.1萬元。

2.2 油水井單砂體對應(yīng)改造技術(shù)

針對三類區(qū)塊Ⅲ、Ⅳ類儲層不能建立驅(qū)動體系的問題，通過單砂體驅(qū)動體系評價確定合理縫長，優(yōu)化滿足合理縫長的壓裂施工參數(shù)，實現(xiàn)由單一油井壓裂向單砂體對應(yīng)轉(zhuǎn)向壓裂轉(zhuǎn)變，提高儲層動用狀況，改善井組整體開發(fā)效果[6]。

1）在井2 通過對單砂體對應(yīng)關(guān)系、儲量動用狀況、剩余油分布與驅(qū)動體系評價，結(jié)合層段劃分原則，劃分3 個壓裂層段，其中對應(yīng)壓裂2 個層段，設(shè)計平均單層加砂強度5.0 m3/m，對比之前設(shè)計單層7.5 m3/m的加砂強度節(jié)約費用0.7萬元。

2）通過實施整體對應(yīng)挖潛，試驗區(qū)開發(fā)效果提升，自然遞減率由治理前的14.11%下降到10.47%，綜合遞減率由11.51%下降到6.56%，綜合含水控制到65.2%，節(jié)約注水量3.5×104m3，節(jié)約注水費用52.6萬元。

2.3 縫網(wǎng)壓裂改造技術(shù)

通過單井縫網(wǎng)向區(qū)塊單砂體整體優(yōu)化改造轉(zhuǎn)變，單井實施向工廠化施工轉(zhuǎn)變，促進(jìn)Ⅱ、Ⅲ類區(qū)塊儲層動用，改善區(qū)塊開發(fā)效果[7]。通過加大注液及加砂強度提高縫網(wǎng)壓裂效果。注液及加砂強度較以往分別提高25.1%、109.6%。實施的22口井，初期平均單井日增液12.3 t，日增油6.3 t，階段累計增油9 155 t，累計產(chǎn)出增加263.2 萬元，免修期延長143 天。A 區(qū)塊：2019 年實施5 口井整體縫網(wǎng)壓裂，初期單井日增油2.8 t，采油速度由0.44%提高到0.72%。

為探索縫網(wǎng)壓裂井后續(xù)增產(chǎn)技術(shù)，延長措施有效期，開展低溫自生氣增能解堵試驗。試驗8口井，初期平均單井日增液1.6 t，日增油0.8 t，累計增油2 532 t，平均節(jié)約作業(yè)次數(shù)5.3次，節(jié)約作業(yè)費用7.6萬元?？p網(wǎng)壓裂井補能增產(chǎn)技術(shù)取得一定效果。

兩年來，壓裂工程管理基本實現(xiàn)了專業(yè)化運作，建立了一體化模式，整合了技術(shù)資源和管理資源，管理效率和壓裂措施補產(chǎn)能力進(jìn)一步提升。

3 進(jìn)一步實施方案

1）積極協(xié)調(diào)壓裂隊伍，力爭雨季之前完成全部壓裂工作，增加增油時間，為產(chǎn)量多做貢獻(xiàn)，實現(xiàn)措施增油2.5×104t，貢獻(xiàn)率達(dá)到4%[8]。提前完成合同簽訂工作，及時完成措施選井及方案編制工作，做好施工前準(zhǔn)備工作；精細(xì)施工參數(shù)控制，施工材料檢驗、施工工序監(jiān)督，做好現(xiàn)場質(zhì)量管理工作；搶前抓早，化凍前完成低洼井區(qū)壓裂，雨季來臨前完成壓裂措施。

2）試驗壓裂技術(shù)提質(zhì)增效。一是開展直井蓄能壓裂增產(chǎn)技術(shù)試驗，利用表活劑降低巖石界面張力，滲析置換剩余油，結(jié)合壓裂改造提高單井產(chǎn)量；二是開展水平井重復(fù)壓裂改造技術(shù)試驗，優(yōu)選低效水平井進(jìn)行重復(fù)改造，提高單井產(chǎn)能[9]。

4 結(jié)論

研究過程中通過對加砂量、壓裂半縫長、增油量的統(tǒng)計，開展規(guī)模優(yōu)化工作。同時需要建立3類區(qū)塊不同井網(wǎng)的壓裂模型等工作量。近年來，隨著對儲層沉積微相認(rèn)識的加深及工藝技術(shù)的提高，油田措施改造取得了較好的增油效果，應(yīng)用實踐及技術(shù)儲備為油田進(jìn)入中高含水后期進(jìn)一步精準(zhǔn)壓裂改造打下了堅實的基礎(chǔ)。通過采用縫內(nèi)多分支縫壓裂、油水井單砂體對應(yīng)改造技術(shù)、縫網(wǎng)壓裂改造技術(shù)3項改進(jìn)的壓裂體質(zhì)方法。