页岩油定向井重复改造技术优化研究

李凯凯，杨凯澜，韦 文，安 然，杨 帆，张 通，郑艳芬，景忠峰

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

1 XAB 区块概况

1.1 地质特征

XAB 区沉积环境主要为湖泊-三角洲前缘亚相，自生自储、分布稳定、储量大，主力含油层系为三叠系长72层，油层厚14.8 m（油层9.8 m，差油层5.0 m），油层连片性好，控制含油面积200 km2，地质储量1.0×108t。储层孔隙度平均为8.9 %，渗透率平均0.17 mD，属低孔-特低孔、致密储层，层间非均质性强[1-3]。定向井区域油藏平均埋深2 223 m，原始地层压力16.9 MPa，储层压力系数为0.75 MPa/100m～0.85 MPa/100m，自然能量不足。野外露头、取心观察等资料表明地层天然微裂缝发育，以东西向裂缝为主，发育北东45°，人工裂缝方位为NE75°左右。储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其中长72储层石英含量26.1 %，长石含量42.4 %，岩屑含量15.9 %，其他成分占1.9 %，脆性成分比例较高，总体上表现为弱亲水-亲水（见表1）。

1.2 开发特征

XAB 区域自2010 年共投入了六套（五种）定向井开发井网，在生产过程中呈现出单井产量低与缝网系统复杂等特点[4]。定向井单井产量低，累产油少，低产低效井比例高，0.5 t 以下182 口，占比49 %（见图1、图2）。

裂缝发育，缝网系统复杂，天然裂缝以东西向裂缝为主，天然裂缝与人工裂缝形成复杂缝网系统，易形成水驱优势通道，动态表现为多方向性见水、井间干扰大，五套井网水驱效果均较差[5]。

1.3 开发现状

全区油井开井625 口，日产油水平600 t，综合含水58.9 %，单井产能1.0 t，动液面1 781 m。2020 年1～3 月自然递减2.1 %（剔除转采井自然递减9.6 %），含水上升率-2.1 %，压力保持水平低（37.6 %）。

表1 HJS 地区长7 段岩心样品润湿性试验分析结果

图1 定向井单井日产油和累产油对比柱状图

图2 定向井单井日产油分类图

2 历年实施情况及认识

2.1 前期实施工作量及效果

近年来，积极探索XAB 页岩油开发稳产模式，不断完善页岩油开发技术体系，2012-2018 年在定向井区共实施各类重复措施379 井次，先后试验了常规压裂、体积压裂、吞吐、空气泡沫驱等工艺，基本确定了以体积压裂为主的措施方式（见图3）。

2.1.1 体积压裂 2014-2015 年共实施体积压裂259口，对比前期体积压裂与常规压裂井生产曲线，措施后二者递减规律基本相同，初期体积压裂日产油3.6 t（常规1.5 t），生产两年后体积压裂日产油保持1.0 t（常规压裂0.5 t），体积压裂能大幅提高单井产量，阶段累产油是常规压裂2 倍以上，增油效果显著（见图4、图5）。

图3 历年措施工作量及方式对比图

图4 XAB 定向井常规压裂与体积压裂日产油对比

2.1.2 快速吞吐 定向井实施体积压裂后，产能递减较快，2015-2017 年开展快速注水吞吐试验，实施94井次，有效率为79.8 %，平均有效期205 d，单井增油169 t，单井费用65 万元，效果及效益较差。11 口井尝试少量砂吞吐（8 m3～10 m3），效果优于常规吞吐，二次吞吐效果变差（见表2）。

2.1.3 空气泡沫驱 为缓解水驱矛盾，2013 年4 月在区块北部AX-1 井组开展泡沫驱试验，累计注入泡沫3 631 m3，空气7 824 m3，井组整体含水由61.8 %下降到21.5 %，单井产能由0.55 t 上升到0.88 t，对应5 口油井均不同程度见效，平均有效期298 d，井组累增油659 t，增油控水效果明显，改为常规注水后含水上升失效。

图5 XAB 定向井常规压裂与体积压裂累产油对比

表2 XAB 不同轮次及吞吐方式措施效果统计

2.1.4 CO2吞吐 为补充地层能量，提升致密油的开发效果，2017 年在定向井区实施CO2吞吐试验1 口。注入压力10.0 MPa，注入速率3.0 t/h，累注入362.4 t。本井初期日增油0.42 t，有效仅13 d，邻井13 口井见气（CO2含量超3 %），邻井最高日增油6.8 t，有效期仅112 d，累增油350 t。因裂缝发育，气窜严重，未进行前置调驱，无法形成密闭焖井空间，能量未能充分有效利用，效果一般。

2.2 取得主要认识

2.2.1 体积压裂能有效解放致密油储层 体积压裂后，裂缝长、宽、高增加，流动半径增大，有效增大了泄油体积，提高动用程度。较常规压裂，A0 体积压裂后，整个储层改造体积（SRV）扩大4.7 倍，同时二级暂堵，加暂堵剂800 kg，有助于抑制缝长（仅增加1.2 倍），增加缝宽（增加2.3 倍），尽最大可能动用侧向剩余油。

2.2.2 体积压裂能提高局部地层压力 通过增大入地液量、压裂后不返排焖井扩压等“非注水方式”，补充地层能量，本井及邻井地层压力上升（见表3）。

2.2.3 体积压裂能重构渗流场 通过体积压裂，使油水两相渗流规律发生了改变；高含水油井（见水井）含水大幅下降，注水井转采后含水大幅下降，且与区块新井相当；体积压裂后，储层裂缝特征更明显，出现裂缝与基质间的串流现象，地层压力上升，促进了渗吸置换作用。

2.2.4 压前补能+提高改造强度是提高致密油稳产能力的关键 分两批进行试验探索，在第一批基础上加大措施规模，大幅增加入地液量，拉齐同期对比，第二批日产液保持平稳、液面高，稳产效果较好，生产20 d第二批日产油已超第一批（见图6）。

2.2.5 体积压裂有较好的经济效益 2014-2015 年压裂转采井生产1 402 d 后，平均单井累产油1 283 t，目前单井产能0.54 t/d，6 个月即实现效益增油。按油价60 美元/桶、单井措施费用80 万元、吨油成本637 元计算，考虑前期实施井递减规律，2019 年转采井生产3.3～5.6 个月即可实现盈利。

表3 XAB 区体积压裂井对应邻井压力监测数据对比表

图6 2019 年转采井分批次日产油拉齐曲线

3 重复改造工艺参数优化

3.1 支撑剂优化

室内评价试验证明，在达到一定铺置浓度下，石英砂可以满足致密油（闭合应力30 MPa）对裂缝导流能力的需求。

通过转采井效果对比（支撑剂量70 m3～80 m3），陶粒效果早期比石英砂好，但生产满一年，单井日产油相当，陶粒单井累增油570 t，石英砂单井累增油535 t，整体效果相近。石英砂单井降低费用25 万元，整体而言石英砂支撑剂能达到预期效果，且费用较低，已全面替代陶粒（见图7）。

图7 2014-2015 年体积压裂转采井不同支撑剂日产油拉齐对比曲线

3.2 加砂量优化

入地液量一定的条件下，加大砂量措施效果提升显著，以2019 年措施井为例，当年生产天数相近，加大加砂规模，有助于提高稳产水平，生产满300 d，单井日增油高0.33 t，累增油高100 t（见图8）。

加大支撑剂数量，有助于支撑更多裂缝开启，保持渗流通道，提高稳产水平。体积压裂改造井，尤其是泥质含量较高井，应适当提高加砂规模。

图8 2019 年不同加砂量效果对比（入地液1 600 m3）

3.3 入地液量优化

在一定范围内入地液量与措施增油效果呈正相关性：（1）注水量越大，增油效果越好。注水量＞20 000 m3，增油效果明显较好，注水量＜10 000 m3井增油效果明显较差。（2）单井滞留液量＞1 500 m3井效果较好；年底单井增油在1.5 t 以上井占比75 %。（3）入地液量1 500 m3转采井较入地液量600 m3井稳产效果更好，高产持续时间更长，生产满一年，单井日增油高0.4 t，累增油高108 t。为提高稳产水平，应适当加大入地液量规模，综合考虑优化为1 500 m3左右。

3.4 施工排量优化

排量越大，改造强度越大，生产满一年后日产油和累增油越高。排量由6 m3/min 提高到8 m3/min，生产满一年，日产油高0.36 t，累增油提高69 t，效果较好。由于油井或注水井生产时间较长，为保护套管，一般不进行光套管压裂，整体排量一般很难超过8 m3/min。为提高措施效果，应在井口及套管等限压范围内尽可能提高措施排量。

3.5 压裂工艺组合优化

体积压裂过程中加入暂堵剂能大大提高储层改造体积，相同排量下，加入暂堵剂，当年单井累增油增加120 t，年底单井日增油高0.2 t；多级加入能使缝网更加复杂，增产效果显著提高。目前体积压裂改造井一般加入二级以上，暂堵剂800 kg 以上（见图9）。

图9 不同暂堵级数下效果对比（排量6.0 m3/min）

3.6 泵注程序及液体类型优化

排量过大时，暂堵剂不易起到封堵作用，不易形成新缝，因此在加入暂堵剂时，降低排量，使暂堵剂起到封堵作用后，再提高排量，使裂缝强制转向，确保形成复杂缝网。同时前置液用活性水或滑溜水代替，效果保持平稳，单井费用降低5.6 万元或2.5 万元。

3.7 焖井时间优化

页岩油具有低孔、渗流能力差的特征，同时属于弱亲水-亲水储层，注水井压裂转采在补充能量、渗吸排驱两方面均能发挥作用，理论上焖井时间越长，压裂液向基质渗流越充分，实现基质内油水置换，开抽后排液期越短。（1）结合2019 年实施49 口井数据，焖井时间越长，排液时间越短，有效期内增油越好；（2）入地液小于800 m3时，焖井时间15 d～20 d（根据压力变化情况）；（3）入地液1 500 m3～1 800 m3后，焖井时间延长至20 d 以上（根据压力变化情况）。

4 下步建议

4.1 二次体积压裂需控制实施

XAB 定向井已基本完成一轮体积压裂，随着地层能量持续下降，单井日产油逐渐降低，目前单井产能仅0.6 t，采出程度仅5.08 %，2019 年优选3 口油井进行二次体积压裂试验，单井加砂80 m3，排量7 m3/min～8 m3/min，单井入地液量1 500 m3。二次压裂参数与第一次相当，含水普遍较高，生产9 个月，较第一次含水高17 %，日增油低0.3 t，累增油低110 t；整体效果比第一次差。在地层亏空较大的条件下，大部分压裂液及支撑剂只是充填原裂缝，新的储层改造体积较少，增油效果难保障。

4.2 可以继续试验连片蓄能压裂

目前XAB 区已基本完成一次体积压裂，二次压裂要开启新裂缝达到预期效果，理论需更大规模的改造强度，但存在费用高、效益难保障等问题；实践证明蓄能压裂可通过提高地层压力，用较小压裂规模，即可实现一次压裂有效改造体积，达到提质增效目的。

转注井A8 二次体积压裂效果较好，该井2014 年体积压裂，效果一般，含水较高，2016 年转注，2019 年二次体积压裂前已注水1.6×104m3，周边油井未见水，能量保存较好，压裂后效果较好。以及2019 年在XAB边部优选3 口边部低产水平井，实施补能+段间加密布缝+原层复压连片蓄能压裂，持续探索水平井提单产技术。平均单井加砂1 280 m3，单井滞留液量2.2×104m3，目前单井日增油8.5 t（初期前三个月平均单井日产油8.7 t），增油效果较好。因此蓄能压裂能有效提高单井产量，延长有效期，同时降低单井费用，是目前页岩油二次改造提质增效有效手段。

4.3 泡沫驱试验

在低油价下，二次体积压裂费用高，效益难保障，蓄能压裂也难以规模推广。2013 年在XAB 区A9 井组试验空气泡沫驱，累计注入泡沫3 631 m3，注入空气7 824 m3，井组整体单井产能由0.55 t 上升到0.88 t，相对于其他井组单井产能0.39 t，有明显提高，对应5 口油井均不同程度见效，井组高含水得到控制，平均含水由61.8 %下降到21.5 %，平均有效期298 d，井组累增油659 t。XAB 区目前人工缝网非常发育，剩余油丰富，泡沫驱或许可以成为一种较好的增产方式。