致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践

2018-09-05何海波

特种油气藏 2018年4期

何海波

(中国石油吐哈油田分公司，新疆鄯善 838202)

0 引言

三塘湖盆地马56块是吐哈油田近年来致密油勘探开发的主要领域，配套形成了水平井多段、多簇、大规模体积压裂造网状缝的主体开发技术，开发初期取得了较好效果。随着衰竭式开发的不断推进，地层严重亏空，能量不足，导致单井产量递减快，采收率低的问题。目前，国内外致密油水平井体积压裂后的重复改造矿场试验很少，且效果不理想，缺乏有效的致密油重复压裂技术[1]。因此，通过现场产液剖面测试、裂缝监测和地层压力测试等技术，分析区块压裂效果、压裂液返排规律和排采现状，结合室内实验研究以及注水补充地层能量的技术原理，确定了致密油水平井缝网增能重复压裂主体技术，有效延长了水平井稳产周期，对于高效开发非常规油气藏具有重要的现实意义。

1 致密油重复压裂技术研究

三塘湖盆地马56块致密油油藏采用水平井大规模体积压裂改造后，储层已经形成复杂的裂缝网络，在后期排采过程中出现“返排率低、见油快、供液能力差”的现象。因此，重复压裂的目的是进一步扩大储层改造体积和补充地层能量，从而提高单井产量，延长稳产周期[2-4]。结合区块开发现状和单井生产情况，开展了室内储层润湿性评价实验及数值模拟研究，寻找注水增能重复压裂的依据，然后进行现场先导性试验，对比分析不同工艺技术的实施效果，提出了缝网增能和重复压裂相结合的新技术。

1.1 储层润湿性评价

(1) 储层原始润湿性测试。由于三塘湖盆地马56块致密油储层物性差、流体黏度高，渗流阻力大，行业标准SY/T 5153—2007中的离心法测定岩石润湿性时压差小，不适用于该致密油油藏。因此，采用标准中自吸驱替法测试30块岩样原始润湿性，并分别计算水润湿指数、油润湿指数及相对润湿指数[5-7]，根据表1判断岩石润湿性。

从实验测试结果来看，相对润湿指数全部分布在0.18～0.48，平均值为0.37。相对润湿指数小于0.30的岩样共7块，介于0.30～0.40的岩样共8块，介于0.40～0.50的岩样共13块，介于0.50～0.70的岩样共2块。因此，按照表1润湿性判别标准，三塘湖盆地马56块致密油储层表现为弱亲水—亲水特征。

(2) 压裂后储层润湿性测试。实验用压裂液采用现场实际应用的超低浓度胍胶压裂液体系，选择马56-12H井和马56-15H井各3块岩心进行压裂液对储层润湿性影响实验。根据现场施工作业时间，采用压裂液及配制的添加剂液体驱替岩心96 h，使用模拟油驱替压裂液，一直到岩心出口端未见明显压裂液，实验测试结果见表2。由表2可知：压裂液作用后的储层增强了对水相的吸附能力，亲水性更强，储层的相对润湿指数比压裂液作用前提高了53.65%～71.21%，平均增加幅度为61.19%。实验结果表明，三塘湖盆地马56块致密油储层经过压裂液作用后表现为亲水—强亲水特征。

表1 岩石润湿性判断标准

表2 压裂液作用前后储层相对润湿指数对比

1.2 室内数值模拟研究

前期体积压裂实践表明，三塘湖盆地马56块致密油储层经过大规模的体积压裂后投产3～5 d见油，压裂液返排率只有2%～5%，储层中滞留大量压裂液，这与“注水增能”效果相似，具有提高地层压力的效果[8-9]。通过室内数值模拟计算注水增能效果，模拟基础数据如表3所示。数值模拟结果表明：注入5 000 m3压裂液，地层压力上升1.10 MPa；注入10 000 m3压裂液，地层压力上升2.14 MPa；注入15 000 m3压裂液，地层压力上升3.08 MPa；地层压力越高，累计产量也越高。因此，认为提高入井液量对补充地层能量效果显著，可实现注水增能的目的。

表3 数值模拟基础数据

1.3 现场先导性试验

根据室内评价实验及数值模拟结果，结合现场单井生产情况，针对部分低产低效井，开展了常规注水吞吐、小排量注水吞吐、提压脉冲式注水吞吐、氮气吞吐等补充地层能量先导性试验(表4)。由表4可知，提压脉冲式大排量注水增能效果最好，水驱油效率比较高，措施后单井日增油量为12.5 t/d。相比其他工艺方式，有利于提高单井累计产量，提高原油采出程度。这一现场试验结果为下步开展致密油水平井缝网增能重复压裂技术提供了依据。

表4 致密油不同工艺方式试验井效果对比

2 重复压裂工艺及参数优化

2.1 工艺思路

(1) 补充地层能量。重复压裂的关键是补充地层能量，通过分析油井首次体积压裂改造规模、目前产状和生产压力等参数，针对致密油水平井重复压裂提出了 “二次能量补充”的思路，即在压裂前先进行超地层破裂压力注入活性水或清水对地层进行第一次能量补充，然后进行大液量重复压裂进行第二次能量补充。

(2) 油水置换。三塘湖盆地马56块致密油储层天然裂缝和微孔比较发育，且经过大规模体积压裂改造，储层已形成复杂裂缝网络，增大了油水接触面积，提高了水置换油的效率。大量注入水进入储层并分散于各个裂缝网络，液体在复杂缝网中运移，水逐渐移动至底部，油上升至高部位，油和水呈现动态渗吸状态，油水之间不停地进行重力置换，注入水在裂缝的底层，抬升了油水界面的高度，通过驱动压力和毛管力的推进，使注入水进入岩石基质进行驱油，实现动态渗吸排油的目的。

(3) 重复压裂激活地层能量。针对注采比大于1.5的井，前期进行超地层破裂压力注水补充能量，然后进行大排量全井段笼统重复压裂施工，激活储层能量，产生压力干扰，延伸老裂缝，产生新裂缝，重新构建油水两相渗流规律，从而提高动态渗吸效率，增加油水交换速度。

2.2 压裂液体系优化

依据储层润湿性评价实验结果，压裂液体系可首选滑溜水和活性水，其次是清水。压裂液中的破乳助排剂和黏土稳定剂是影响储层润湿性的关键因素[10-12]，按照润湿指数相近原则，以储层原始润湿指数为基础，实验评价了不同浓度破乳助排剂和黏土稳定剂对岩心作用后储层润湿性的变化，确定破乳助排剂、黏土稳定剂对储层润湿性影响的临界浓度(图1、2)。由图1可知：随助排剂浓度的增加，储层相对润湿指数逐渐降低，当助排剂浓度达到0.3%时，储层相对润湿指数降低程度减缓，如果浓度进一步增加，储层润湿性向偏亲油方向转化，油相为连续相，水相为非连续相，出现水锁效应而降低压裂液的返排。因此，确定助排剂优化浓度为0.2%～0.3%。由图2可知：随黏土稳定剂浓度的增加，储层相对润湿指数明显增加，当黏土稳定剂加量超过0.5%时，储层相对润湿指数增加幅度明显减缓。因此，确定黏土稳定剂优化浓度为0.4%～0.5%，既能保证储层黏土的稳定性，又能避免储层的水润湿性增强幅度过大而导致压裂液返排困难。

图1不同浓度破乳助排剂降低润湿指数对比

图2不同浓度黏土稳定剂增加润湿指数对比

2.3 现场施工参数优化

(1) 压裂前注水量。根据现场注水补充地层能量先导性试验结果，以及室内数值模拟注入量和地层压力的关系计算注水量，确定总注水量为采出液量的2倍，单井单周期注水量为8 500 m3，日注水量为500～800 m3/d。提高入井液量能提高地层能量，地层中的流体饱和度重新分布，扩大了油水置换面积，提升了地层压力，从而提高油水置换效率[13-15]。

(2) 压裂前注入排量。地层压力变化的快慢主要跟液体的注入速度有关，为提高注水时效，选择超破裂压力注入方式[16-18]。综合考虑区块的地层破裂压力、管柱及孔眼摩阻、设备限压、注水时效等因素，推荐采用单台压裂车注入，注入压力为35～40 MPa，对应的注入排量为1.5～3.0 m3/min。

(3) 压裂施工参数。在储层补充能量后进行全井段重复压裂改造，受井网条件和储层物性制约，重复压裂入井总液量为4 000～5 000 m3，施工排量要大于首次压裂的施工排量(12 m3/min)，施工排量升至14 m3/min。重复压裂施工不追求裂缝的高导流能力，主要以扩大油水接触面积为目的，全程采用活性水+滑溜水、低砂比、段塞式小粒径加砂的压裂方式，最高砂比控制在10%以内，可有效降低施工成本。

(4) 压裂后闷井时间。依据储层润湿性特征，发挥岩石亲水不亲油的作用，结合现场实际及生产动态特征，确定合理的闷井时间，确保油水接触时间，提高置换时效，降低开采含水率[19]。因此，在注水补充地层能量及大排量重复压裂改造结束后关井，根据井口油压变化情况确定最佳闷井时间，当井口压力下降范围小于0.1 MPa或者降低幅度逐渐变缓时，停止闷井，优选闷井时间为8 d[20-21]。

3 现场应用

缝网增能重复压裂工艺技术在三塘湖盆地马56块致密油水平井应用7井次，改造后产量达到初次压裂产量的93.5%，增油效果突出，平均单井日产油为18.29 t/d，是重复压裂措施前日产油量的5.6倍，平均单井累计增油1 443 t，采用水平井缝网增能重复压裂技术可以有效治理低效和无效井(表5)。

以马56-19H井为例，该井是三塘湖盆地马56区块一口水平井，压裂目的层垂深为2 428.2 m，水平段长度为746.63 m，储层温度为67.2 ℃，压力系数为0.9～1.0，属于正常温度压力系统。50 ℃下原油黏度为97.4 mPa·s，岩性为凝灰岩，解释物性较好，基质含油性较好，裂缝较发育，矿物成分以石英、斜长石为主，含量为90%以上，满足体积压裂形成复杂网状裂缝的条件。该井前期经过7段23簇体积压裂，压裂入井总液量为11 680 m3，入井总砂量为476 m3，施工排量为12 m3/min，压裂后放喷排液，压力很快由32.50 MPa降至24.50 MPa。经过持续排采，0.5 a后油压降至0.89 MPa，日产液为1.9 m3/d，日产油为1.5 t/d，含水率为17.3%，出现地层压力低，供液不足的现象，未达到预期产量目标。因此，决定对该井实施全井段的缝网增能重复压裂改造。主要工艺设计为：①利用储层岩石原始的弱亲水—亲水特性和压裂液作用后亲水性更强的特征，在前期体积压裂已形成复杂缝网的条件下进行注水增能，超地层破裂压力注水，注入排量为3 m3/min，累计注入量为15 049 m3，注入体系选择清水+活性水；②全井段笼统重复压裂，由于该井前期经过水平井分段体积压裂改造，此次实施全井段笼统压裂，采用前置活性水+全程滑溜水+段塞式低砂比小粒径支撑剂加砂的压裂模式，施工排量提高至14 m3/min，段塞式加砂浓度为3%～7%，压裂入井总液量为2 000 m3，入井总砂量为28.3 m3，施工泵压为58.3～73.4 MPa，停泵压力为41.2 MPa；③压裂后闷井，确保油水接触时间，使动态渗吸和静态渗吸共同作用，设计重复压裂后闷井8 d，放喷时，当油压大于15.00 MPa时，2 mm油嘴放喷；当油压为10.00～15.00 MPa时，3 mm油嘴放喷；当油压小于10.00 MPa时，4 mm油嘴放喷。同时，由于区块储层应力敏感性较强，压裂后严格控制生产压差，放喷以不出砂为原则，根据现场实际情况合理调整油嘴大小。