西区油田志丹区块二次压裂工艺技术研究

2011-01-24王旭庄

延安大学学报（自然科学版） 2011年2期

王旭庄

(延长油田股份公司西区采油厂，陕西延安 716000)

0 引言

延长油田多属特低渗透、低压、低产油藏，压裂改造技术是低渗油田开发的关键技术。但是随着油田开发，各种矛盾日益突出，尤其是单井产能递减快，使得延长油田面临巨大的稳产技术难题，针对这一问题，引进并进行了二次压裂技术试验。

根据人工裂缝的改造特点，二次压裂技术可分为两类，即单纯的老缝二次充填压裂(即重复压裂)与转向压裂。目前，重复压裂技术工艺已成熟完备，在较多油田投入应用。转向压裂在国内多家油田都得到了不同程度的现场应用与发展，在与延长油田地层条件比较接近的长庆油田取得了良好的效果，是一项比较好的提高单井产能、改善注水效果、保持油田稳产的好技术，具有良好的发展前景。两种类型的试验在延长油田均取得了一定的效果，但也存在不少技术难点。为了增强二次压裂技术在延长油田的适用性，挖掘油藏潜力，必须对二次压裂相关领域内的问题进行系统研究，攻关突破。

1 油藏地质特征与油井特点

1.1 油藏地质特征

西区长6以灰色细粒长石砂岩为主，孔隙度平均11.88%，渗透率1.83 mD。西区含油性特征见表，平均含油饱和度在38% ～44%之间，除层天然裂缝发育，属于裂缝性低孔、特低渗透、低丰度油藏。

天然裂缝裂缝主要为区域性构造裂缝，以垂直缝为主，裂缝具有分布规则、规模较大、延伸较远、发育范围广，此外，延河剖面上还发育一些顺层延伸的水平缝，尤其在交错层理发育的砂岩中较常见。油藏埋深1420m，人工裂缝为垂直缝，裂缝方位为北偏东60o左右。

1.2 油井生产特征

受天然裂缝发育程度的影响，西区油田长6储层油井初产及递减可分为以下两种典型的基本类型:①初期产量较低，产量稳定递减型，此类油井所处油层天然裂缝不发育;②初期产量较高，但随之产量递减快并渐趋稳定型，油层天然裂缝发育。

2 初期二次压裂工艺效果影响因素及选层原则

2.1 二次压裂工艺类型

根据工艺特点，二次压裂分为以下两种:

(1)简单的重复压裂:这种压裂仅仅是在前期压裂的基础上，对老裂缝系统进行的重新改造，主要是对老裂缝的延伸、发展。

(2)转向二次压裂:主要工艺特点为使用足量的暂堵剂(转向剂)，使得在老裂缝发生转向、或者产生新裂缝。

2.2 二次压裂初期试验效果

西区油田长6前期二次压裂井较多，重复压裂57井层，转向压裂90井层。从增有效果看，增提增有效果不明显，转向压裂增油系数1.3，重复压裂增油系数0.27，整体效果不明显(表1)。

表1 转向压裂与重复压裂效果对比表

重复压裂井日增油平均只有40kg/d，日增液0.51 m3/d，而转向压裂日增油缺可以达到0.5 t/d，日增液1.011 m3/d。在14口重复压裂井中，增产井数为8口，有效率为57.1%。即使增产，增产幅度也不大(最高0.769 t/d、平均0.04 t/d)，转向压裂21口，增产15口，有效率为71.4%。平均单井日增油尽为0.5 t。

2.3 二次压裂效果影响因素

根据理论分析与现场初期试验结果分析，影响二次压裂效果的主要因素有以下六个方面:

(1)储层厚度的影响:从地应力角度来说，储层厚度越大，围岩的应力限制越小，越容易发生转向。而转向成功，增产幅度较大的机会必然多;储层厚度与增油关系表明随着油层厚度的增大，日增油幅度加大、日增油系数也增大。

(2)储层物性、含油性的影响:一般来说，储层物性越好，含油性越好，则增产幅度越大。

(3)初产(天然微裂缝)的影响:裂缝、微裂缝越发育，则油气渗流越畅通，附近剩余油含量较低，裂缝转向后，并不一定使产能提高。但当初产日产油高于4 m3/d时，重复压裂能取得较好的效果。

(4)压前产量(裂缝堵塞情况)影响:根据效果统计数据，随压前产量的降低，增产幅度更大。当压前日产油小于0.8 t/d的情况下，增产效果好，所以，二次压裂一般选择在单井产能低于0.8 t/d以下的井进行措施。

(5)压裂加砂量的影响:根据现场增产、加砂量数据统计分析，西区转向压裂加砂量在30m3以内，增产效果最好;西区油田重复压裂的最佳加砂量在22 m3以内增产效果最好。

(6)转向压裂井所处井网位置的影响:注入水主要沿人工裂缝方向推进，侧向油井由于排距与驱替压力梯度的控制，受注水井影响小。转向压裂可减小地下实际排距，提高相对驱替压力梯度，有利于油井见效，提高单井产能。而主向油井则不适宜，易勾通注水井，造成水淹。

2.4 选井选层原则

选井选层要在理论认识的基础上，在充分认识评价前期二次压裂效果的基础上，确定新的选井选层原则:

(1)转向压裂选井选层原则:A、一般为注水不见效的侧向井;B、压前平均日产油能力小于0.8 t/d;C、天然裂缝不发育，初产小于3.5～4 t/d的油井;D、连续的储层砂体厚度大于8 m。

(2)重复压裂选井选层原则:A、天然裂缝发育，初产大于4 t/d的井;B、曾经注水受效，目前堵塞严重，产能较低的井，平均日产油能力小于0.8 t/d＜0。

3 二次压裂工艺参数优化研究

由于在具体的井网中，二次压裂不仅要考虑增产，还要考虑到注水的问题，因此，二次压裂工艺参数主要优化以下内容:① 缝长与加砂规模优化;②排量优化;③ 砂比优化;④ 暂堵时机优化;⑤ 暂堵剂用量及加入速度优化;⑥泵注程序优化。

3.1 转向压裂工艺参数优化

3.1.1 裂缝缝长与加砂量优化

一方面不能造成水蹿，水淹，另一方面要在注水井排与油井排之间建立有效果的驱替梯度。根据这两个原则，依据张士诚电位法确定侧向穿透距离/井距比不能超过0.3;依据相似油田经验，合理驱替梯度的距离要求是80m。

据此模拟优化西区油田转向压裂缝长与加砂量:1类井(侧向距离230m)裂缝缝长60m左右，加砂量15 m3左右;2类井(侧向距离120m)，优化裂缝缝长40m左右，加砂规模8 m3左右。

3.1.2 转向压裂排量优化

对于转向压裂，排量优化主要考虑两个方面:顺利施工的需要，转向意图的实现。排量越大，流速越高，缝内脱砂概率越小，转向意图越容易实现。但反过来说排量越大，缝内净压力越大，容易形成复杂裂缝，不利于转向压裂意图的实现。结合油层厚度、设备条件、裂缝延伸高度与排量关系，排量以1.8～2.4 m3/min左右为宜。

3.1.3 转向压裂砂比优化

砂比优化考虑两个原则:1、满足裂缝导流能力的要求;2、转向压裂意图的实现。以无限导流能力的90%计算，裂缝无因此导流能力为4，计算砂比30%左右;同时30%砂比也满足防止过高砂比造成端部脱砂使裂缝复杂化的要求，以达到转向的目的。

3.1.4 转向压裂暂堵时机优化

前面已有提及:第一代暂堵剂(缝内暂堵)由于暂堵剂加入剂量大，伤害较大，裂缝转向的确定性不高，目前不建议采用，故采用第二代暂堵剂，加入暂堵剂前应该先低排量注入部分前置液，使那些优先进液的孔眼(老裂缝)暴露出来。然后再加入暂堵剂，开泵使暂堵剂堵塞到优先进液的孔眼(老裂缝)。

3.1.5 转向压裂暂堵剂用量及加入速度优化

对于第二代暂堵剂，用量根据射孔孔眼来决定，根据经验，要成功转向，一般每个孔眼按照0.025 kg来配量，第2代暂堵剂由于粒径大，只能通过井口一次性加入前置液中。

3.1.6 转向压裂泵注程序优化

泵注程序主要考虑加砂阶步和排量变化。为了保证平稳加砂，砂比台阶不超过10%。排量方面:在前置液阶段可适当减小，加砂阶段适当提高。

3.2 重复压裂工艺参数优化

对于初产高的井，可以采取重复压裂，前面已经有论述。主要用来改造已经堵塞的天然裂缝。可以采用多级充填的方式，主要适用于初产大于3.5－4.0m3/d的低产井。

3.2.1 重复压裂裂缝长度及加砂规模优化

根据前人模拟结果，对于新井而言，主向井的裂缝缝长为井距的20%左右。而侧向井可以适当增大，应为在油井间井距的40%左右。油排井裂缝缝长应该为300×0.4=120m，水排井裂缝长度为300×0.2=60m。假设裂缝高度为20m，则加砂规模分别为30m3、15m3。如果是多级充填压裂，由于要形成支裂缝，加砂规模要缩小，一般为10－15 m3。

3.2.2 重复压裂压裂排量及砂比优化

本次拟采用多级充填式重复压裂改造老裂缝，为了促使缝内压力升高，必须采取排量、砂比对应变化的方式，见(表2)，即最高砂比阶段降低排量，使缝内脱砂，形成砂堤，促使缝内压力升高，然后降低砂比，使支裂缝产生，形成一个复杂的裂缝系统。

表2 西区志丹区块砂比－排量优化对应表

4 现场试验效果

5439－2井、5439－4井，属于二类边井。初产量分别2.36 t/d、4.29 t/d，目前单井产能分别为0.56 t/d、0.60t/d，根据优化设计进行施工(见表3)。

表3 西区志丹区块两口二次压裂试验井设计与实际情况对比表

从二次压裂后初期产量，两口井均取得了明显的效果，其中转向压裂5439－2压前平均日产油0.1 t/d，压后三个月累计增油 76 t，平均日产油0.7 t/d，平均增产倍数7倍。重复压裂井5439－4井压后三个月累计增油52.5 t，平均日产油0.7 t/d，平均增产倍数2.3倍，均取得了显著的效果。