大庆外围低渗透油田滑溜水压裂方案设计与应用

2020-03-20马开春大庆油田有限责任公司第九采油厂

石油石化节能 2020年2期

马开春（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

1 问题提出

大庆外围A 油田属于低孔、低渗储层。以投产较早的A1 区块为例，区块孔隙度为13.51%，渗透率为13.51 mD。注水开发以来，尽管区块油井压裂投产，初期日产油量仅为2 t 左右，由于储层物性差，水井受效差，产量递减快。截至2017 年底，平均单井日产油量为0.4 t，其他井区也有类似的开发状况[1-4]。A 油田开发概况见表1。

表1 A 油田开发概况

为了改善开发效果，在压裂改造过程中，采取了多项压裂工艺：①常规压裂工艺。统计31 口压裂井，平均有效期为273 天，累积增油363 t。若油价按70 美元/bbl（1 bbl=0.159 m3）计算，平均压裂费用为50 万元/口，考虑操作成本、成本油279 t，约51.7%压裂井可收回成本；若按照油价50 美元/bbl计算，考虑操作成本、成本油575 t，仅16.1%的压裂井可收回成本。②清水压裂。该油田投产时优选15 口井试验，与107 口胍胶压裂井相比，初期日产油量均为1.8 t，投产6 个月时分别为1.35 t 和1.42 t，累积产油量分别为247.8 t 和256.8 t，效果基本相同；因此，后期改造过程中未应用该工艺。③缝网压裂。2014 年起开展缝网压裂8 口井，见到了一定的增油效果，但8 口井平均单井施工费用约340 万元，存在施工费用高、组织难度大、投资回收期长的问题。

从该区块B 井缝网压裂井下微地震监测结果看，缝网压裂形成了一定宽度的裂缝网络；从液量与裂缝规模的对应关系看，第一步滑溜水阶段已基本形成裂缝网络，清水、第二步滑溜水阶段大多在前期裂缝内部改造而扩展较少，加砂阶段扩展裂缝网络。B 井液量与裂缝规模的对应关系见图1。

为摸清砂岩厚度、滑溜水液量、裂缝规模的关系，给方案优化提供指导，通过砂岩厚度加滑溜水强度和监测缝长关系曲线趋势，在6～7 m3/min 排量情况下，当砂岩加液强度为50～70 m3/m 时，能形成约300 m 缝长、80 m 缝宽的缝网。B 井滑溜水强度与裂缝改造体积对应关系见图2。

2 滑溜水压裂原理和方案优化

缝网压裂中采用的滑溜水是一种伤害低、黏度低、摩阻低的液体，具有对储层伤害率低、成本低、作业强度小等优点，其低黏度特点利于进入地层，形成复杂裂缝[5]；其缺点是用液量大，携砂性能差。在目前低油价的形势下，为提高压裂效益产量，在脆性指数大、易形成缝网且是近年来压裂主力的齐家北油田上，开展了直井滑溜水压裂试验，探索提高裂缝复杂程度方法，以便为后续方案提供指导。

所定义的直井滑溜水压裂，是以缝网压裂监测结果为依据，在常规压裂基础上，优选滑溜水作前置液，通过优化滑溜水用量及施工排量，增加裂缝复杂程度，增大储层改造面积；同时采用胍胶携砂液，保证裂缝支撑。

在试验井选取上，以该油田第一批常规压裂井为依托，优选与其他井物性相近、可对比的5 口井开展滑溜水压裂试验。在方案优化上，考虑设备能力和成本，单层滑溜水量优化为150 m3，施工排量优化为常规压裂最高排量的3.8 m3/min。5 口试验井压裂参数优化见表2。