泾河油田致密低渗油藏水平井重复压裂技术

2021-09-26张永春

断块油气田 2021年5期

张永春

（1.中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450007；2.成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

0 引言

泾河油田长8储层为典型的裂缝型致密低渗油藏，储层物性差、非均质性强，油井基本无自然产能，常规直井压裂开发效益差。水平井分段压裂技术大幅提高了单井产量，增产倍数是周围直井的3～5倍［1-3］。然而，随着生产时间的延长，受储层物性差、初次压裂改造不充分，以及裂缝发育造成油藏能量补充难度大，极易形成暴性水淹或气窜等影响，部分水平井产量递减快，采收率低［4-6］。如何对该类低产水平井进行重复压裂来提高单井产量、延缓递减，以及提高采收率，是实现油田经济有效开发面临的重要问题。

近年来，北美非常规油气田针对初次改造不充分的井段，通过段间或簇间补孔，主体工艺采用光套管多级暂堵重复改造［7-8］，取得了一定增产效果；但是该技术是笼统压裂，压裂位置和各段规模不确定。国内针对非常规油气藏水平井重复压裂也开展了相应试验，但一般侧重于重复压裂工艺研究［9-11］，对老缝复压、新缝加密、压后焖井、渗吸置换等方面的研究较少。笔者以泾河油田致密低渗油藏X井为研究对象，在剖析该井剩余油分布特征和重复压裂技术难点的基础上，形成了增大储层改造体积、补充地层能量、提高油水置换效率的一体化水平井重复压裂技术，为同类致密低渗油藏重复压裂改造提供参考。

1 初次压裂及剩余油分布评价

X井是部署在鄂尔多斯盆地泾河油田2井区的一口水平井，目的层为长8储层，水平段长800 m。初次压裂采用连续油管带底封拖动工艺，分8段压裂，段间距 82～151 m，施工排量 3 m3/min，平均砂比 26.3%，平均单段入地液量172.5 m3，进液强度1.7 m3/m，平均单段加砂量25.1 m3，加砂强度0.3 m3/m。压裂后，初期日产液18.8 m3，日产油6.5 m3。随着生产时间的增加，由于裂缝失效、闭合，以及地层能量不足，日产液水平逐渐下降。截止到2020年1月，累计生产1 055 d，日产液量递减至3.2 m3，日产油量递减至1.4 m3。

X井初次压裂规模及强度均较小，储量动用程度低，拟合压裂半缝长100～120 m，采出程度2.5%。从储量动用状况来看，天然裂缝的分布对储量动用起到了决定性作用，裂缝带产量占总产量的79%。基于三维油藏模型，依据水平井钻遇储层物性、含油饱和度情况及分段储量动用状况，优选剩余储量丰度高的A段和B段裂缝带及周围区域实施重复压裂，优化重复压裂6段16簇。其中，利用老缝5簇，补孔11簇，簇间距19～25 m，在压裂新缝的同时兼顾延伸老缝，增大压裂缝网改造体积，提高致密低渗油藏的储量动用程度。

2 重复压裂技术难点

针对泾河油田致密低渗油藏X井长8储层物性差、非均质性强，以及地层压力系数低等特点，重复压裂改造主要存在3个技术难点。

1）重复压裂工艺优选。X井投产时间较长，井下条件复杂，需要考虑重复压裂管柱工具与现有井筒条件的适应性和稳定性；同时为满足密切割多簇分段和大规模吞吐压裂，需要优选高效稳定的重复压裂工艺，实现重复改造扩老缝、压新缝和压后焖井。

2）新缝开启与老缝延伸。油气生产过程中，孔隙压力不断变化，在裂缝周围分布不均匀，改变了裂缝周围的孔隙压力梯度，进而导致整个储层内的地应力重新分布。需要根据地层特性及开发方式的特点，结合初次压裂施工分析，在延伸老缝、恢复导流的基础上，研究裂缝转向可行性，优化暂堵工艺。

3）储层保护。根据泾河油田长8储层的伤害类型及伤害特征分析可知，裂缝型储层以固相颗粒伤害和应力敏感伤害为主，基质型储层以水敏伤害为主。如何优选针对性的低伤害压裂液体系，对重复压裂效果至关重要。

3 重复压裂方案设计

3.1 施工排量优化

对泾河油田水平井多簇起裂机理的研究表明，为实现多簇射孔均衡起裂，需要满足2个条件：1）孔眼节流压差大于簇间破裂压力差与破裂后瞬时压降之和；2）孔眼节流压差大于簇间闭合应力差［12-14］。长8储层实测簇间破裂压力差3～5 MPa，簇间闭合应力差1～3 MPa，破裂后瞬时压降2～3 MPa。因此，单簇孔眼节流压差应在5 MPa以上。

孔眼节流摩阻计算公式为

式中：Ppf为孔眼节流摩阻，MPa；Q 为注入排量，m3/min；ρ为流体密度，kg/m3；n为孔眼个数；d为孔眼直径，m；C为孔眼流量系数。

不同孔眼个数条件下孔眼节流摩阻与施工排量的关系见图1。

图1 不同孔眼个数下孔眼节流摩阻与施工排量的关系

结果表明：当孔眼个数为16孔时，6 m3/min施工排量产生的孔眼节流摩阻约5 MPa，这足以克服2簇间的破裂压力差来确保第2簇起裂。2簇起裂后产生的孔眼节流摩阻为1.2 MPa，不足以保证第3簇起裂。因此，若采用3簇以上射孔，为确保难度最大的最后1簇起裂，需要进一步减少孔眼个数和增大排量来提升孔眼节流摩阻。X井单段射孔2～4簇，为保证簇间均衡起裂，优化施工排量为8～10 m3/min。

3.2 施工规模优化

低压低渗油藏在生产后期，地层能量快速下降是递减难以控制的主要原因之一。近年来，国内外开展了致密油注水吞吐采油试验，通过压裂后衰竭式开采，至地层能量不足时注水焖井，依靠毛细管力作用使水与原油发生置换，实现老井增产。因此，可采取重复压裂与补充地层能量相结合的水平井储能压裂技术。压裂前置液阶段大排量注入渗吸滑溜水沟通天然裂缝，形成以主裂缝向四周扩展的复杂网络裂缝系统，同时驱油剂改变砂岩润湿性，实现油水渗吸置换。携砂液阶段注入高黏度携砂压裂液，采取连续加砂方式提高加砂强度和裂缝导流能力，实现较大的改造体积并建立主缝高导流带。压裂后焖井进一步渗吸扩压，从而兼顾了储层改造体积与地层能量的有效补充。

重复压裂入地液量根据单段累计亏空体积、基质渗透率和地层能量保持程度计算［15-16］。优化X井单段入地液量为 1 800～2 100 m3。

入地液量计算公式为

式中：V为X井单段压裂入地液量，m3；ηs为地层能量保持程度；Vk为X井单段亏空体积，m3；K0为基质渗透率，10-3μm2。

3.3 压后焖井时间优化

压裂施工结束后，焖井进行渗吸扩散，使得压裂液流动到低孔隙压力区，大幅提高地层压力保持水平，扰动并开启远端天然裂缝，增大储层改造体积和裂缝复杂程度，加速剩余油向水力裂缝流动。

不同岩心采收率随渗吸时间的变化见图2。由图可以看出：随着渗吸时间增加，采收率不断增大，当渗吸时间在20 d以内，采收率增长较快；当渗吸时间达到45 d左右，采收率增长幅度趋于平缓。因此，基于岩心渗吸实验结果，优化X井压裂后焖井时间不低于45 d。同时，考虑焖井期间的压降变化率，若单日压降变化幅度小于0.1 MPa，井底压力与地层压力达到平衡，从压降角度认为达到开井条件。

图2 不同岩心采收率随渗吸时间的变化

3.4 压裂材料优化

3.4.1 压裂液

针对致密低渗油藏敏感性强的特点，为进一步减小储层伤害，采用复合清洁压裂液体系，分3个阶段泵注3种类型液体。首先，大排量注入低摩阻表面活性剂类的渗吸滑溜水，补充地层深部能量，实现油水渗吸置换；然后，大排量注入滑溜水，并携带小粒径段塞砂量，充填微裂缝，减小液体滤失；最后，泵注高黏度携砂压裂液，获得满足油藏长期导流能力的裂缝网络系统。优化3个阶段的压裂液配方为：1）渗吸滑溜水，0.06%水溶性稠化剂+0.25%渗吸剂+0.2%黏土稳定剂；2）滑溜水，0.06%水溶性稠化剂+0.03%破乳助排剂+0.2%黏土稳定剂；3）高黏度携砂压裂液，0.20%水溶性稠化剂+0.03%破乳助排剂+0.2%黏土稳定剂+0.3%交联剂。

渗吸剂由表面活性剂与改性纳米二氧化硅复合而成。油水界面张力降至10-3～10-2mN/m，润湿角126°～147°，在油滴、纳米流体和岩心接触处形成楔型薄膜（见图3），实现原油剥离，增油率达50%～60%。

图3 岩心自发渗吸实验与润湿性转变示意

3.4.2 暂堵剂

为实现多簇同时有效起裂，最大限度提高每个射孔簇的产油贡献率，进一步增加裂缝与油藏的接触面积，在施工过程中加入不同尺度的暂堵剂，促使裂缝复杂化。暂堵剂的组合、用量主要考虑暂堵施工前形成的人工裂缝形态及封堵压差。X井初次压裂施工的停泵压力为9.8～13.0 MPa，应力差最大为3.8 MPa，设计施工承压为5～8 MPa。根据裂缝模拟结果，采用组合粒径暂堵剂进行暂堵，同时考虑到施工风险，1.0～3.0 mm与0.2～2.0 mm暂堵剂颗粒占比为2∶1，大粒径支撑剂起到架桥作用，小粒径支撑剂起到填充作用。暂堵剂性能指标为：粒径 1.0～3.0 mm，密度 1.24 g/cm3，温度 52℃，承压大于40 MPa，15 h完全降解。暂堵剂质量浓度及加量根据现场压力实时调整。

3.5 重复压裂工艺优选

X井采用φ139.7 mm套管固井完井，重复压裂工艺需要满足施工参数设计的要求，尽可能提高排量实现体积压裂改造。结合后期生产需求，优先考虑井筒重复压裂改造后无遗留工具，确保施工作业安全，缩短压裂作业周期。

通过调研国内外重复压裂主体工艺发现，目前满足φ139.7 mm套管的重复压裂工艺主要有3种：套内封隔器分段压裂工艺、双封单卡拖动压裂工艺、井筒再造桥塞分段压裂工艺。综合考虑地质选段情况、工具可靠性、施工效率、风险性及经济性，X井采用套内封隔器分段压裂工艺。

为满足大排量施工要求，实现重复改造井段与其他井段有效隔离，压裂后焖井扩压，设计了大通径Y341-114封隔器和滑套喷砂器组合的压裂管柱。重复压裂管柱示意见图4。管柱操作步骤为：管柱下到位校深后，接好油管悬挂器，连接地面管线，反循环低压替换活性水1周后，油管内投球打压，小排量送球到位；当压力达到5 MPa时，管柱开始坐封，分别在8，10 MPa时稳压5 min；当压力达到12 MPa时，所有封隔器坐封完成；继续加压至22 MPa，将单流滑套打开，先打开第1段压裂通道，施工完成后投球，打开喷砂器压裂第2段，完成其他层段压裂。

图4 重复压裂管柱示意

管柱耐压70 MPa，耐温 120℃，满足泾河油田致密低渗油藏水平井长8储层重复压裂的要求。全井段采用φ89 mm油管、大通径Y341-114封隔器和大通径耐磨喷砂器。大通径Y341-114封隔器最小内径75 mm，比常规封隔器内径扩大了25 mm；大通径耐磨喷砂器内径49～65 mm，有效降低了管柱沿程摩阻和封隔器节流摩阻。现场施工排量最高达10 m3/min，在停泵后封隔器仍保持坐封，可通过焖井实现压力定点扩散，后期上提管柱即可解封，从而实现井筒全通径。

4 现场试验及评价

X井重复压裂共完成6段16簇体积改造，采用渗吸滑溜水+高黏度携砂压裂液大排量注入，提高加砂强度，扩大改造范围，施工中采用不同粒径的暂堵剂和支撑剂组合，促进储层裂缝转向，实现剩余油未动用区域的改造。

压裂施工整体平稳，施工排量为8～10 m3/min，最高施工压力为64 MPa，累计入地液量为12 313.2 m3，累计加砂量为1 003.2 m3，水平段加砂强度和进液强度分别为1.3，15.4 m3/m，是初次压裂的4.2倍和9.1倍。全程压裂施工中，泵压没有明显异常波动，井下封隔器及滑套喷砂器性能稳定，喷砂器单段最大过砂量为277.6 m3。

全井微地震监测示意见图5。从图中可以看出：微地震事件点分布均匀，共识别出371个有效微地震事件；裂缝网格长 290～346 m，宽 33～160 m，高23～29 m，压裂井区域的最大主应力方向为北偏东78°～86°，主应力方向明显，压裂没有压穿井筒上方及下方的泥岩层。

图5 全井微地震监测示意

第4段暂堵前后微地震监测示意见图6。从图中可以看出，多级暂堵效果较好，每次暂堵后都有新区域被改造，出现新破裂区域。通过震源机制反演，得到每个微地震监测到的地层破裂类型、倾角及方位，将破裂方位相近、相邻的微裂缝连在一起，孤立微裂缝被排除，建立微地震有效微裂缝网格，计算的有效改造体积为1.76×106m3，说明储层改造程度比较充分。