黄陵油区低孔低渗储层改造配套技术应用及效果分析

2020-08-24陈莹

石油地质与工程 2020年4期

陈莹

（延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717500）

1 低孔低渗储层特点及开发难点

1.1 低孔特低渗储层

黄陵油区长6储层的孔隙度主要为5%～15%，平均孔隙度为 10.6%；渗透率为 0.05×10-3～0.80×10-3μm2，平均渗透率为 0.50×10-3μm2。油藏中部平均压力为8.0 MPa，属于典型的低孔、特低渗、低压和低产油藏。岩性致密，物性差，地层压力低，储层渗流阻力大是制约该区改造效果的主要因素。

1.2 储层非均质性强

黄陵油区长 6油藏主要分布在浊积中扇水道砂体中，储层岩性、物性、产状、孔隙结构在空间上的分布存在一定的差异，油水分异差，储层单井控制泄流面积小。浊积扇水道变化较大，沉积后成岩作用改造强烈，储层在宏观、微观上均表现出强烈的非均质性，普通的增产改造技术难以达到既定效果[1]。

1.3 储层天然裂缝发育

研究区电成像测井显示，长6储层天然裂缝发育且以高角度和垂直缝为主，分别占裂缝总数的65.96%和31.63%，倾角为80°～90°。裂缝长度最长可达7.4 m，平均为1.8 m，主要为0.3～2.1 m[2]。裂缝方向以近东西向为主，其次为北东–南西向；区域内裂缝分布稳定，属于区域构造裂缝。裂缝的发育很大程度上增加了压裂改造脱砂的可能性，经常有早期脱砂的现象，甚至还出现井下钻具遇卡等严重问题[3–5]。

1.4 稳产效果差

研究区长6储层平均地层压力仅为6.8 MPa，为超低渗低压油层，平均单井稳定日产量小于2.3 m3。新井投产初期产量递减较快，产量平均月下降约10%，中后期含水上升快，采液采油指数下降快，油井稳产难度大。

2 改造配套技术

2.1 多级加砂工艺技术

多级加砂压裂是将设计的总砂量分多次泵入油层，第一级压裂完毕后停泵，等待支撑剂沉降、裂缝闭合，然后进行下一级压裂，逐级铺置，直至达到充分改造油层的目的。

多级加砂压裂工艺技术的关键是注入级数、单级加砂规模、单级注入排量、注入间隔时间等参数的选择[6–7]，本文根据研究区的储层特性，采用二级注入。

在研究区实施6口井，试排产量比对比井日增油1.20 m3，具体参数见表1。分析研究区这几口井的试排产量发现（图1），改造后的产液量和改造油层厚度有较好的相关性，与压后试排液量也有相关性。改造油层厚度大的井，长6储层采用多级加砂工艺改造时应优选油层厚度较大的油层段，建议厚度为20～25 m的油层段优先改造。

表1 黄陵油区长6储层多级加砂施工数据

图1 试验井产液量与油层厚度的变化

2.2 暂堵压裂技术

研究区主要利用暂堵剂的暂堵转向作用，形成新的人工裂缝，以便沟通更多的天然裂缝，增大泄流面积，提高裂缝导流能力，进而达到提高单井产量的目的（表2）。

分析正A井的压裂施工曲线（图2）表明，两次加入暂堵剂时油压都较大幅度上升。第1次加入暂堵剂后施工油压从9.0 MPa上升到12.6 MPa，压差达到 3.6 MPa；第 2次加入暂堵剂后油压从 11.2 MPa上升至14.7 MPa，压差达到3.5 MPa。两次加入暂堵剂后施工压力前后压差均达到3.5 MPa，说明加入的暂堵剂使人工裂缝成功转向。

2.3 采用多粒径支撑剂组合加砂技术

多粒径支撑剂组合加砂技术是把不同粒径支撑剂的优点结合起来，在裂缝复杂或狭窄的区域加入流动性较好的小粒径支撑剂，堵塞微裂缝，提高产建效益。本文对长6储层进行多级加砂现场试验，采用陶粒+石英砂的组合加砂模式，小粒径陶粒在天然裂缝与水力裂缝相交处形成桥塞，可控制压裂液向天然裂缝的滤失[5]。浅层实施的10口井，试排产油量比对比井日增油1.25 m3，目前产液量比邻井高1.55 m3，含水呈逐渐下降趋势（表3）。