水力喷射重复压裂工艺在西峰油田三叠系中高含水井的应用

范 杰,刘 亭,李 勇

(1.川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，陕西 西安 710018，2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018，3.中石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100)

西峰油田部分三叠系区块中高含水井比例逐年增加，油井见水后侧向剩余油富集、动用难度大，常规措施适应性较差，中高含水井治理面临巨大的挑战。为了寻找有效的治理方法，近年来在西峰油田三叠系油藏试验区开展了老油田水力喷射重复压裂工艺技术研究，通过水力喷射在近井地带形成复杂水力裂缝，再经加砂压裂有效沟通未动用区域，丰富了产层泄流通道，有效提高单井产能，同时降低了含水率。

1 水力喷射压裂技术特点

(1)水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的新型增产改造技术，适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造，是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。[1]

(2)喷射压裂是在环空压力P环低于裂缝闭合压力P闭的条件下，利用射流增压来压开地层并延伸裂缝，加上射流负压P负对流体的引导，无需井筒隔离即可实现分层或分段压裂改造，简化了管柱结构。[2](见图1、图2)

图1 喷射压裂裂缝开裂机理

图2 喷射压裂自主隔离机理

(3)常规压裂是静力学压裂，而喷射压裂是动力学压裂，容易开启砂岩储层更多的微裂缝，显著增大近井地带泄流通道。

(4)每个喷嘴的射流只要满足射流增压加上环空压力大于该孔眼的破裂压力就能开启人工裂缝，产生多条裂缝，达到局部缝网或者缝簇的压裂效果(见图3)，可沟通老井的未动用区域，提高老井的产液量、产油量，相对降低了含水率。

图3 喷射压裂形成的多裂缝

2 西峰油田中高含水井水力喷射压裂适应性分析

2.1 西峰油田中高含水油井低产原因

(1)西峰油田储层北东向天然裂缝发育，纵向存在相对高渗层，注水水线方向油井高渗层段见水程度高，容易出现高含水低产现象。(见图4)

(2)人工裂缝延伸优先选择物性较好含油小层，物性较差的层段压裂改造程度低，动用程度低。

图4 油井裂缝形态与见水层段

2.2 见水类型[3]

(1)裂缝型见水油井：含水率快速上升(见图5)。A1井2012年2月实施分层重复压裂，有效期过短，从采油曲线可以看出该井从2010年开始含水率快速上升。

图5 A1井裂缝型见水

图6 A2井孔隙型见水

(2)孔隙型见水油井：含水率缓慢上升(见图6)。A2井从2002—2012年期间共实施了7次进攻性措施，提液增油效果明显，但有效期短，含水逐年阶梯型稳步上升。

2.3 选井条件

(1)对于裂缝型见水油井：砂层厚度较小的单个油层(小于30 m)，不建议重复改造，或者将老裂缝封堵后再喷射压裂；如果是砂层厚度较大的单个油层，或者有薄夹层，下入封隔器将老裂缝封隔，水力喷射压裂未动用小油层。

(2)对于孔隙型见水油井：首选含水小于90%产液量小于5 m3/d的井层。砂层厚度较大，在未动用油层处进行喷射压裂；砂层厚度较小，直接在原射孔段进行喷射压裂。

综上分析，水力喷射压裂开启砂岩储层近井地带多条裂缝，有效沟通产层未动用区域，丰富了产层泄流通道，有效恢复产能，同时降低了含水率。所以，不管是裂缝型见水油井，还是孔隙型见水油井，水力喷射压裂都会达到增产效果。

3 喷射压裂参数优化

3.1 裂缝系统优化[4]

根据西峰油田三叠系各小层地质特征综合分析，从压裂增产改造角度出发，将储层划分为3类(表1)，针对不同类型储层，进行裂缝系统优化模拟研究。

表1 西峰油田三叠系储层分类

3.1.1 缝长优化

根据研究区储层分类，应用数模软件进行不同储层类型各缝长下的产能模拟计算。结果表明随着缝长的增长，产量也在增大，但增大幅度在不断地缩小。因此，Ⅰ类储层裂缝优化半长为160 m，Ⅱ类储层裂缝优化半长为140 m，Ⅲ类储层裂缝优化半长为100 m。

3.1.2 导流能力优化

通过导流能力与产能关系计算结果可以得出，随着导流能力的逐渐增大，储层的产能也在逐渐增大，当导流能力增大到一定程度后，产能增加趋势逐渐变缓。因此最终优化Ⅰ类储层导流能力为300×10-3μm2·m，Ⅱ类储层的导流能力为200×10-3μm2·m，Ⅲ类储层导流能力为150×10-3μm2·m。

3.2 施工参数优化

3.2.1 喷嘴数量与排量的匹配关系

夏强等人通过线性回归得到不同直径喷嘴射流增压公式[5]，计算优化结果喷射速度185～215 m/s，当喷射速度为185 m/s，用直径6.3 mm的喷嘴，则不同的喷嘴个数对应的最低排量见表2。

如果限定喷嘴个数为8，则喷嘴直径为5.5 mm时，要求最低排量为1.5 m3/min，喷嘴直径为6.0 mm时，要求最低排量为2.0 m3/min，喷嘴直径为8.0 mm时，要求最低排量为3.0 m3/min。

表2 185 m/s喷射速度时下喷嘴组合与排量对应关系

3.2.2 喷嘴优化

西峰长8储层平均埋深2 110 m，平均破裂压力梯度0.018 9，平均延伸压力梯度0.017 5，则预测破裂压力41.5 MPa，延伸压力36.5 MPa。油管内径76 mm，经计算选择喷嘴个数为8，喷嘴直径为6.3 mm。

3.2.3 排量优化

管柱摩阻和喷嘴压降随着排量的增大而增大，进而泵压增高，需要控制泵压不超过油井井口限制压力。对于西峰油田长8储层油井，额定井口限压值70 MPa，泵压需要控制在55 MPa。

对于水力喷射射孔，油井管柱环空无需控制回压，井口敞放即可，则有：Mi+Mo+Pb≤55，经计算，射孔排量不大于3.6 m3/min。对于加砂压裂，射流增压系数取0.4，则重新压开地层时有：Mi+0.6Pb≤38.5，经计算，裂缝启裂时，施工排量不大于4.0 m3/min。

3.2.4 环空控制

环空压力与排量需满足井下环空压力小于已压开储层的延伸压力并大于目的层的破裂压力与射流增压之差。

3.3 砂比及加砂规模优化[6]

依据3.1裂缝系统优化结果，通过PT三维压裂模拟软件，对不同渗透率下的储层砂比和无因次导流能力FCD之间关系进行了计算，结果见表3。根据长庆油田低渗透储层开发经验，最终优化Ⅰ类储层砂比为35%，Ⅱ类储层砂比为33%，Ⅲ类储层砂比为25%。

表3 不同砂比和FCD关系

根据3.1裂缝系统优化结果和砂比与无因次导流能力关系，分选储层不同厚度的加砂量(图7)。

图7 不同储层厚度条件下加砂量优化结果

4 现场应用效果

2013年—2015年期间在西峰油田三叠系试验区开展了水力喷射重复压裂，措施前平均单井日产液1.64 m3、日产油0.26 t、含水78.9%，措施后平均单井日产液7.0 m3、日产油1.99 t、含水63.5%，含水平均下降15.4%，当年平均累增油765.0 t，单井平均增油175.7 t(见表4)。

表4 水力喷射重复压裂效果

5 结论

(1)由于西峰油田三叠系储层裂缝发育，注水开发过程导致部分油井含水上升，常规进攻措施虽然可以达到提液增油，但是同时加大了水淹风险，难以有效解放油井侧向剩余油。为此根据该区地质开发状况，通过利用水力喷射技术特点，进行了该技术的适应性分析，提出了中高含水井选井条件，优化了喷射压裂参数，最终取得了良好的改造效果。

(2)喷射压裂是动力学压裂，裂缝起裂点不受原裂缝控制，适合老井重复改造。对于高含水的老井，水力喷射压裂无法封堵老裂缝，但形成的多裂缝沟通了未动用区域，增大了泄流面积，提高了产液量和产油量，间接降低了含水率。

参考文献：

[1] 田守嶒，李根生，黄中伟，等.水力喷射孔压裂机理与技术研究进展[J].石油钻采工艺，2008，30(1)：58-62.

[2] 李达之.定向水力射孔压裂技术机理研究以及数值分析[D].乌鲁木齐：新疆大学，2015.

[3] 刘亭.西峰油田白马中区提高单井产量技术研究[D].西安：西北大学，2016.

[4] ECONOMIDES M J，NOLTE K G.油藏增产措施[M].张保平，蒋阗，刘立云，等译.第三版.北京：石油工业出版社，2002.

[5] 夏强，黄中伟，李根生，等.水力喷射孔内射流增压规律试验研究[J].流体力学，2009，37(2)：1-5.

[6] 万仁溥.采油工程手册[M].第二版.北京：石油工业出版社，2000.