安83 区页岩油水平井大规模蓄能体积压裂技术

2021-09-03李凯凯岳潘东陈世栋杨凯澜

石油钻探技术 2021年4期

李凯凯，安然，岳潘东，陈世栋，杨凯澜，韦文

（1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司油田开发事业部，陕西西安 710018）

安83 区位于鄂尔多斯盆地，地质储量2.2×108t，是长庆油田第一个大规模开发的页岩油区[1]，其储层压力系数为0.75～0.85，自然能量严重不足。由于该区注水开发不见效，目前主要开发模式为长水平段水平井自然能量开发，共投产水平井229 口，平均水平段长855 m，初期单井平均日产油11.7 t，第1 年自然递减达50%～60%，目前单井平均日产油1.4 t，长期处于低产低效状态。为提高水平井单井产量，在安83 区早期探索了注水补能和重复压裂措施，但未取得理想效果[2-3]。国内部分油田探索研究了蓄能压裂技术，其中，吉林油田通过提高压裂入地液量补充地层能量，扩大储层改造规模，试验井增产效果较好，但补能规模有限，且措施后产量仍然下降较快[4]；吐哈油田针对水平井实施了缝网增能重复压裂技术，通过注水补充地层能量先导性试验和室内数值模拟确定压裂前注水量，采用大规模笼统体积压裂方式进行储层重复改造，但未充分考虑储层差异[5]。安83 区页岩油储层非均质性较强，需要着重刻画层间差异。同时，为了实现措施后的长期增产，需要进一步优化蓄能压裂技术，以满足高效开发的需求。

为此，笔者在分析注水补能和前期重复压裂存在问题的基础上，借鉴其他油田蓄能压裂理念，采用大规模蓄能体积压裂技术，通过压前注水补能设计，优选压裂层段，优化压裂管柱及配套工艺，大幅提高了水平井重复改造效果，为低产水平井高效治理提供了较好的技术借鉴。

1 蓄能体积压裂技术难点

2017 年，安83 区7 口水平井实施重复压裂措施，单井累计增油仅510.0 t 即失效。前期经验表明，该区井间连通性强，油水渗吸置换作用较弱，重复压裂改造规模较小，措施后油井产量下降快，整体效果较差，采用蓄能体积压裂技术进行改造较为困难。分析认为，存在的技术难点为：

1）压裂效果减弱快。注水补能虽然在一定程度上可以提高地层能量，但由于对储层未能有效改造，措施后含水较高，效果差；重复压裂规模小、入地液量少，地层能量不充足，措施后产量下降快，压裂效果减弱快，累计增油量较少。

2）受压裂工具等限制，压裂规模较小。水平井重复压裂主要采用双封单卡压裂管柱，早期受压裂井口、直井段和水平段管柱等的限制，储层改造规模有限，在限压范围内，现场施工排量最高仅能达到5.5 m3/min，不能满足开发需求。

3）储层初期改造不均匀。安83 区水平井初期射孔一般采用常规火力射孔或双水力喷射器射孔技术，压裂作业时进液不均，其中双水力喷射器在喷砂射孔时存在相互干扰，降低了两簇同时射开的概率，储层初期改造不均匀。

4）不易形成复杂裂缝。安83 区最大和最小水平主应力的差在5.00 MPa 左右，微地震测试显示裂缝长宽比为5:1 左右，缝宽相对较小，裂缝较为单一，不易形成复杂体积缝网。

2 蓄能体积压裂关键技术

针对安83 区蓄能体积压裂技术难点，开展了压前注水补能、压裂工具优化改进和裂缝复杂程度配套技术等研究。

2.1 压前注水补能

安83 区目前地层压力为6.20 MPa，压力保持水平仅34.1%，压裂前通过原有注水管网对单井笼统注水补能，一方面可以提高地层能量，有助于油井长期稳产；另一方面使原低应力区人工缝网恢复初始压力，有利于形成新缝，提高储层有效改造体积。利用注入液量与局部压力变化的关系式（式（1）），结合单井压力，确定单井压裂前注水蓄能用水量，确保地层压力恢复至原始压力水平，在提高地层能量和储层改造效果的同时，促进地层中流体饱和度重新分布，提高油水置换效率[5]。

式中：ΔV为储层压前蓄能需增加液量，m3；Ct为储层综合压缩系数，MPa-1；V为裂缝改造入地液量，m3；Δp为增加的储层压力，MPa。

安83 区储层综合压缩系数受注入量等影响较小，补能液量与地层局部压力增加量有较好的正相关性（见图1）。根据单井所控制的储层改造体积及目前压力保持水平，为使单井控制区域地层压力恢复至原始水平，压裂前单井需补能液5 000～9 000 m3。

图1 补能液量与地层局部压力增量的关系Fig.1 Relationship between the amount of energy replenishing fluid and the increment of the local formation pressure

2.2 压裂管柱优化

为进一步提高压裂规模，增强储层改造强度，将压裂管柱优化为φ101.6 mm 油管（直井段）+φ88.9 mm油管（水平段）+K344 封隔器+喷砂器+TDY 封隔器（见图2），压裂管柱内径增大了12.0 mm。

图2 水平井重复压裂管柱示意Fig.2 The refracturing string in the horizontal well

现场实施效果表明，在相同压裂液体系下，采用优化压裂管柱直井段和水平段的摩阻分别降低了26.0% 和31.0%，施工排量可提高至8.0～10.0 m3/min。同时选用TDY 封隔器，采用机械坐封方式，有助于判断下封隔器坐封情况，确保压裂液进入目的层段。

2.3 提高裂缝复杂程度配套技术

2.3.1 极限分簇射孔优化

为改善初期改造不均匀的问题，采用极限分簇射孔技术增加射孔簇数，大幅减少单簇孔数，以提高压裂初期井底压力和孔眼同步起裂概率，实现多簇同时起裂。新补孔段单簇射孔长度为0.40 m，射孔孔眼2 个/簇，孔眼有效率达到80.0%以上（见表1），较常规射孔提高20.0%～30.0%，有效进液射孔簇数提高25.0%，裂缝密度提高1.8 倍[6]。

表1 极限分簇射孔与常规射孔多簇起裂有效性对比Table 1 Comparison of the multi-cluster initiation effectiveness by extreme clustered perforation and conventional perforation

2.3.2 差异化裂缝设计

通过精细储层解释及开发效果对比，改变以往均匀改造模式，对该区页岩油储层进行分级，针对不同的储层品质，结合近几年安83 区新投产水平井生产数据、单井EUR 预测与加砂强度、进液强度等压裂参数的相关性，实施储层改造差异化设计，实现优质储量的最大程度动用[7-8]。利用数值模拟软件，模拟水平段长800.00 m，井距500.00 m 时，不同物性条件下加砂强度和进液强度对累计产量的影响，发现对于I 类储层，当加砂强度超过5.0～6.0 t/m、进液强度超过20.0～25.0 m3/m 时，累计产油量增幅显著减小，于是将该加砂强度和进液强度确定为I 类储层的改造参数。同理，确定II 类储层加砂强度为4.0～5.0 t/m，进液强度为17.0～22.0 m3/m（见表2）。

表2 储层改造差异化设计Table 2 Differential design for reservoir stimulation

2.3.3 多级动态暂堵转向技术

为提高裂缝复杂程度，在压裂过程中随压裂液多次加入多粒径组合的可降解暂堵转向剂。该组合暂堵剂由粒径为100 目、1～2 mm 和3～4 mm的暂堵剂按质量比1:1:1.5 配制，抗压强度可达70.0 MPa 以上，在地层温度下48 h 可完全溶解。多种粒径组合的暂堵剂进入裂缝后容易形成桥堵，抑制裂缝继续延长，使缝内净压力不断提高，当压力升高幅度超过最大和最小水平主应力差时，可以实现裂缝转向或开启侧向微裂缝，使人工裂缝更加复杂，最大程度增加储层改造体积，提高改造效果[9-11]。

2.4 闷井时间优化

数值模拟及岩心渗吸试验结果表明，合理的闷井时间能够增强油水渗吸置换作用[12]。当井口压力稳定时，认为油水渗吸平衡过程结束；矿场实践表明，新投产水平井利用EM30S 滑溜水压裂后闷井30～60 d，初期产能较高[13-14]。为充分利用注入能量，提高措施井初期产量，现场结合井口压降情况，将闷井时间优化为30～60 d。

3 现场试验

安83 区3 口井网边部相邻水平井均于2013 年底投产，水平段长800.0 m，井距500.0 m，初期采用分段多簇压裂方式，共压裂30 段60 簇，每段入地液量593.0 m3，措施前单井累计产油量达到5 989.0 t。3 口井进行了大规模蓄能体积压裂施工，共改造31 段，其中根据原簇试挤结果，确定重复压裂14 段，优选未动用优质储层补孔压裂17 段，所有压裂段中Ⅰ、Ⅱ类储层占比达到81.0 %。3 口井措施前实施注水补能措施，平均单井注水量达到0.8×104m3，地层能量恢复至原始压力水平；单段加砂量120.0～150.0 m3，单段入地液量1 200.0～1 500.0 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，每段压裂实施2 级暂堵。现场统计75.0% 以上的压裂段在大排量下施工压力升高了3.0～6.0 MPa，起到了较好的暂堵效果。同时，应用优化后的压裂管柱，单趟管柱施工段数由1 段提至3 段，单井压裂施工占井时间3 d，缩短了24.0%，与前期重复压裂对比，压裂强度和施工效率均得到大幅提高。压裂结束后平均单井滞留液量达到2.0×104m3。压裂结束闷井2 个月，井口压力稳定在2.0～4.0 MPa，局部地层压力系数提高至1.20。

压裂后开井生产，平均单井产油量由1.2 t/d 提高至10.2 t/d，截至2020 年12 月底生产10 个月，单井累计增油量2 010.0 t，有效期内单井日增油量6.6 t，是 2017 年措施井同期增油量的7.6 倍、邻井产量的5.6 倍，油井增产效果显著（见图3）。结合目前产量递减情况，预计有效期内单井累计增油量可以达到4 500.0～6 000.0 t，投入产出比达到1∶1.1，可实现效益开发。

图3 2017 年与2019 年水平井体积压裂后日增油量对比Fig.3 Comparison of daily oil increment after volumetric fracturing of horizontal wells in 2017 and 2019

截至2020 年12 月底，3 口井均持续有效，其中，X2井位于3 口井中部，2 口邻井压裂过程中使该井受效，补孔段比例达62.5%，压裂结束后继续注入4 900.0 m3补能液，储层改造充分，日增油量6.7 t，累计增油量2 405.0 t，增油效果最好，但该井只改造了8 段，可见压裂段数并非越多越好，可优化补孔段占比和实施段数，降低压裂费用，进一步提高压裂效益。X1 井共压裂12 段，日增油量5.7 t，累计增油量2 342.0 t；X3 井试油时改造规模大，累计产油量高达7 800.0 t，压裂后效果相对一般，生产10 个月后，日增油量3.0 t，累计增油量1 282.0 t。X1 井和X3 井改造段数和压裂前含水相近，但X3 井补孔段数占比低，压裂前累计产油量比X1 井高3 200.0 t，压裂后含水率相对较高，增油效果较差。3 口试验井压裂规模及效果统计情况见表3。

表3 3 口措施井规模及效果统计Table 3 Statistics of fracturing scale and effect in 3 horizontal wells

现场应用结果表明，X2 井改造段数最少，补孔段占比最高，效果效益预期最好，采取压后补能措施后，未出现产液量下降快、含水率持续增高的情况，证明压后继续补能可行。后续水平井重复改造时，可优先采取补孔体积压裂措施，提高补孔段占比，有效利用未动用储量。同时，适当减少压裂段数，优化压前补能液量、压裂入地液量和压后补能液量，以进一步提高压裂效果。