渭北油田淺層致密砂巖儲層多縫驅(qū)油壓裂技術(shù)應(yīng)用

馮興武

（中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 南陽 473132）

渭北油田位于鄂爾多斯盆地南部的旬邑-宜君油氣勘查區(qū)塊南部，構(gòu)造位置橫跨伊陜斜坡及渭北隆起兩個(gè)構(gòu)造單元。主力油層長3儲層埋藏淺，物性差，低溫低壓，孔喉細(xì)?。ū?）。巖心滲透率小于0.300×10-3μm2的樣品數(shù)占總樣品數(shù)的68.1%，屬淺層低壓特低滲致密油藏。含油層段多，縱向上分7個(gè)單砂層（長、長、長、長、長、長、長），平均厚度7～14 m。巖心觀察結(jié)果表明，儲層具有水平層理縫，尤其是泥質(zhì)含量高和存在炭屑紋層處的水平層理縫發(fā)育，壓裂時(shí)需要規(guī)避。地應(yīng)力測試結(jié)果表明，垂向應(yīng)力為7.20～17.60 MPa，水平最小主應(yīng)力為9.02～16.70 MPa，水平最大主應(yīng)力為10.26～19.51 MPa；垂向應(yīng)力最小，壓裂易形成水平縫。地應(yīng)力剖面表明，最小主應(yīng)力隨埋深的增加由垂向應(yīng)力逐漸過渡為水平最小主應(yīng)力，垂向應(yīng)力與水平最小主應(yīng)力的差值較小，最大與最小主應(yīng)力差值為2.00～3.00 MPa。在此種地應(yīng)力組合下，壓裂形成的人工裂縫比較復(fù)雜［1-4］。人工裂縫形態(tài)停泵壓力測試結(jié)果［4］表明，渭北油田當(dāng)儲層埋深小于470 m時(shí)，形成水平縫；埋深大于600 m時(shí)，形成垂直縫；在470～600 m時(shí)，形成復(fù)雜縫。當(dāng)壓裂形成以水平縫為主導(dǎo)的裂縫時(shí)，改造體積及導(dǎo)流能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)不及深層或超深層油藏，壓后產(chǎn)量也難以達(dá)到工業(yè)開采價(jià)值。

注：渭北油田6口井455塊巖心樣品測試分析數(shù)據(jù)

渭北油田開發(fā)初期，長3儲層直井和定向井采用多層同時(shí)射孔，投產(chǎn)壓裂采用籠統(tǒng)壓裂或機(jī)械分層（受隔層厚度限制，分層數(shù)有限），油層縱向改造程度低。據(jù)140口直井和定向井統(tǒng)計(jì)，壓后初期平均日產(chǎn)油1.3 t，3個(gè)月后日產(chǎn)油量遞減到0.9 t以下，開發(fā)效果差。受低油價(jià)影響，2016年8月區(qū)塊整體關(guān)停。2017年11月開始復(fù)產(chǎn)，為提高產(chǎn)量，研究應(yīng)用了淺層特低滲致密儲層多縫驅(qū)油壓裂技術(shù)。針對以往多層合壓無法保證各層均起裂的問題，采用水力噴射定點(diǎn)分層壓裂、投球分層壓裂工藝，一次壓裂施工，形成多條裂縫，提高儲層縱向改造程度；針對常規(guī)壓裂形成單一裂縫，改造體積有限的問題，采用體積壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)，擴(kuò)大泄油面積；針對地層壓力低，孔喉細(xì)小，以往壓裂見油時(shí)間長（平均26.6 d），見油返排率低（平均47.9%）的問題，采用低傷害驅(qū)油壓裂液，通過關(guān)井悶井，滲吸置換基質(zhì)中的剩余油［5］，提高油井產(chǎn)量。

1 清潔聚合物驅(qū)油壓裂液

清潔聚合物壓裂液是目前國內(nèi)外壓裂液研究領(lǐng)域的熱點(diǎn)之一。杜濤等［6-8］以SRFP型疏水締合水溶性聚合物為增稠劑，陰離子表面活性劑為交聯(lián)劑，分子之間通過靜電、氫鍵或范德華力結(jié)合形成三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，使壓裂液黏度大幅度增加，具有較好的耐溫耐剪切性能，以過硫酸胺為破膠劑，適應(yīng)于60.0℃以上油藏。何坤憶等［9］以HAPAM-18疏水締合水溶性聚合物為增稠劑，SDBS表面活性劑為交聯(lián)劑，以過硫酸胺為破膠劑，耐溫性能達(dá)到101.0℃。以上體系適應(yīng)溫度均在60.0℃以上，但不具備驅(qū)油功能，不能滿足渭北油田長3儲層壓裂需要。針對渭北油田低溫低壓超低滲油藏特點(diǎn)，選擇SRFP-1增稠劑，優(yōu)化了氧化還原低溫破膠體系和滲吸驅(qū)油劑，形成低溫快速破膠、低傷害、能驅(qū)油的多功能清潔聚合物低溫壓裂液體系。

采用德國HAAKE RS6000流變儀（相對誤差±5%）在30.0℃、170 s-1下實(shí)驗(yàn)考察不同質(zhì)量濃度SRFP-1疏水締合水溶性聚合物壓裂液的黏度變化規(guī)律（圖1）和不同質(zhì)量濃度SRFC-1交聯(lián)劑的壓裂液黏度變化規(guī)律（圖2）。

由圖1可以看出，隨著SRFP-1質(zhì)量濃度的升高其黏度也升高，這是由于SRFP-1聚合物溶液分子增多，自身結(jié)構(gòu)黏度和交聯(lián)形成的網(wǎng)狀大分子結(jié)構(gòu)增大；SRFP-1質(zhì)量濃度大于0.20%，恒溫剪切60 min黏度保持在50 mPa·s以上。由圖2可以看出，隨著交聯(lián)劑SRFC-1質(zhì)量濃度的升高，其黏度先升后降，這是由于交聯(lián)過度造成交聯(lián)形成的網(wǎng)狀大分子卷曲收縮造成的，最佳質(zhì)量濃度為0.15% ～0.20%，恒溫剪切60 min黏度保持在80 mPa·s以上，可以滿足攜砂需要。為此，優(yōu)選適合渭北油田的壓裂液體系典型配方為：0.20%SRFP-1增稠劑+1.00%KCL防膨劑+0.16%SRFC-1交聯(lián)劑+0.20%DL助排劑+0.50%FN滲吸驅(qū)油劑+0.20%DJ低溫激活劑+0.06%APS破膠劑。

圖1 不同質(zhì)量濃度SRFP-1壓裂液黏度變化曲線

圖2 不同質(zhì)量濃度SRFC-1壓裂液黏度變化曲線

室內(nèi)性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表2）表明，該壓裂液具有良好的攜砂性能、對儲層傷害小、滲吸驅(qū)油率高。30.0℃下4 h破膠，黏度小于5 mPa·s，殘?jiān)?6 mg／L，巖心傷害率僅14.6%；30.0℃、30 d靜態(tài)實(shí)驗(yàn)滲吸驅(qū)油率比地層水提高14.3%，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同質(zhì)量濃度FN靜態(tài)滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比

表2 巖心傷害室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2 水平縫多縫壓裂工藝

針對渭北油田長3儲層特點(diǎn)，采用水平縫多縫壓裂工藝技術(shù)，提高多層油藏縱向和平面改造程度。一是在縱向上分層壓裂形成多條人工裂縫，提高儲層縱向動(dòng)用程度；二是在形成水平縫的基礎(chǔ)上，力爭形成垂直縫或T型復(fù)雜縫，增加整體裂縫的復(fù)雜程度，提高儲層平面動(dòng)用程度，從而提高單井產(chǎn)量。為此，配套了水平縫水力噴射定點(diǎn)壓裂、水平縫投球分層壓裂和水平縫體積壓裂等三種工藝。

2.1 水平縫水力噴射定點(diǎn)分層壓裂工藝

針對厚層儲層層內(nèi)存在水平層理縫的地質(zhì)特點(diǎn)，壓裂時(shí)需要避開層理縫，精準(zhǔn)定位壓開含油富集段。同時(shí)，水平縫縫高小，可以在縱向上設(shè)計(jì)多條壓裂裂縫，提高縱向上改造程度。為此，配套了水力噴射定點(diǎn)分層壓裂工藝。該工藝比較成熟［10］，包括水力噴砂射孔和水力噴射壓裂兩個(gè)過程。水力噴砂射孔是將混砂壓裂液通過噴射工具，將高壓能量轉(zhuǎn)換成動(dòng)能，產(chǎn)生高速射流切割套管和巖石形成一定直徑和深度的射孔孔眼。水力噴砂射孔完成后，頂替出環(huán)空砂子，關(guān)閉環(huán)空放噴閘門并增壓，在井底壓力低于破裂壓力的情況下使孔內(nèi)壓力高于地層破裂壓力，從而沿孔道壓開地層。同時(shí)，由于井底壓力低于裂縫延伸壓力，需要從另外一個(gè)環(huán)空閘門補(bǔ)液，補(bǔ)液壓力應(yīng)低于上部已射孔層段的破裂壓力，保證上部層段不被壓開。

采用多級滑套式噴射管柱，通過磁定位校深，實(shí)現(xiàn)對多個(gè)潛力層段定點(diǎn)分層壓裂。主要作業(yè)步驟如下：①下入噴射壓裂管柱，用基液替滿井筒；投球封堵底部，對第1層段噴砂射孔和壓裂；②投球，球到位后油管加壓推動(dòng)第2層段噴槍的滑套芯下移，露出噴嘴，同時(shí)封堵下部油管，對第2層段噴砂射孔和壓裂；③重復(fù)上一步驟，直至壓裂完所有層段；④所有層段壓裂完成后開井一起排液，排液時(shí)可以將壓裂球帶出井筒，自噴井可以直接用壓裂管柱進(jìn)行后期生產(chǎn)。水力噴射定點(diǎn)分層壓裂不受卡封層段、裂縫形態(tài)的限制，靈活性較高，一次施工可以壓開多條裂縫。結(jié)合渭北油田長3儲層條件，優(yōu)選噴嘴參數(shù)為：噴嘴個(gè)數(shù)6個(gè)，噴嘴孔徑6 mm，施工排量2.5～3.0 m3／min，節(jié)流壓差20.0 MPa，環(huán)空補(bǔ)液排量0.8 m3／min。

2.2 水平縫投球分層壓裂工藝

針對縱向上油層多，存在一定的非均質(zhì)性，隔層較薄，多個(gè)射孔層段合壓無法保證全部壓開的問題，配套了水平縫投球（炮眼球）分層壓裂工藝，盡量多造縫，提高縱向動(dòng)用程度。該工藝原理是利用層間非均質(zhì)性差異，滲透率高的層段優(yōu)先被壓開，加砂完成后，從井口投一定數(shù)量的炮眼球暫時(shí)封堵該層射孔孔眼，憋起高壓，迫使壓裂液進(jìn)入相對低滲透層段，從而使破裂壓力更高的目的層被壓開。如此反復(fù)進(jìn)行，直到設(shè)計(jì)的目的層段都被壓開，達(dá)到一次施工壓開多個(gè)產(chǎn)層的目的［11-12］。選用炮眼球直徑一般比射孔孔眼直徑至少大4～6 mm，設(shè)計(jì)炮眼球數(shù)量為射孔孔眼數(shù)的1.1～1.2倍。

2.3 水平縫體積壓裂工藝

針對儲層物性差、應(yīng)力差小、水平縫改造程度低的問題，借鑒體積壓裂模式，采用變黏度壓裂液、變排量、縫內(nèi)暫堵等措施［13-14］，首先利用低黏度前置液造長縫，在水平縫充分延伸的基礎(chǔ)上通過提高壓裂液黏度、排量、縫內(nèi)暫堵，提高縫內(nèi)凈壓力，當(dāng)凈壓力超過最大與最小應(yīng)力差（2.00～3.00 MPa）時(shí)，強(qiáng)制開啟分支縫，促使裂縫轉(zhuǎn)向，形成復(fù)雜縫網(wǎng)。通過變黏度壓裂液、變粒徑支撐劑及加入模式，中低黏度壓裂液攜帶中小粒徑石英砂充填微縫和小縫，高黏度壓裂液攜帶大粒徑石英砂充填主縫，使不同尺度的裂縫得到飽和填砂，提高整體縫網(wǎng)的有效支撐，達(dá)到高效連通，從而提高有效改造體積。

該工藝采用前置原膠液（低黏度）造縫，交聯(lián)壓裂液（高黏度）擴(kuò)縫及攜砂；1～2個(gè)70-140目小粒徑石英砂段塞打磨降濾，2～3個(gè)40-70目中粒徑石英砂+水溶性暫堵劑段塞縫端封堵，原膠液中頂充分開啟分支縫，2～3個(gè)以1∶1混合的70-140目與40-70目粒徑石英砂階梯遞增加砂段塞充填分支縫，3～5個(gè)20-40目石英砂階梯遞增加砂段塞充填主縫。通過壓裂軟件優(yōu)化，壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)如表3所示。

表3 水平縫壓裂參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

在渭北油田現(xiàn)場應(yīng)用13井次，針對不同的儲層特點(diǎn)，分別采用了水力噴射定點(diǎn)壓裂、投球分層壓裂及縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向體積壓裂等工藝和清潔聚合物驅(qū)油壓裂液，成功率達(dá)100%。壓后平均單井日增油2.3 t，是常規(guī)壓裂效果的1.8倍，截至2021年3月31日，累計(jì)增油4 642.2 t。

圖4 WB2-43-3井測井解釋成果圖（斜深）

圖5 WB2-43-3井壓裂施工曲線

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）多縫驅(qū)油壓裂技術(shù)可實(shí)現(xiàn)一層多縫，增能驅(qū)油，在渭北油田淺層低壓致密油藏壓裂改造中發(fā)揮了積極的作用，現(xiàn)場應(yīng)用13井次，取得了較好的增產(chǎn)效果。

（2）清潔聚合物驅(qū)油壓裂液具有增能驅(qū)油、低溫破膠徹底、傷害小、攜砂能力強(qiáng)等多種功能，適應(yīng)低溫低壓特低滲致密儲層驅(qū)油壓裂改造。

（3）投球及水力噴射分層壓裂工藝可實(shí)現(xiàn)水平縫“一層多縫”，有效提高淺層特低滲致密油藏水平縫儲層縱向改造程度，從而提高油井產(chǎn)量。

（4）采用體積壓裂工藝可產(chǎn)生分支裂縫，有效提高平面改造程度，提高油井產(chǎn)量。

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