鄂尔多斯盆地侏罗系底水油藏控水压裂工艺研究

王琪譞 闫治东 杨震 张峰 刘博峰

摘要： 鄂尔多斯盆地XX区块侏罗系油藏砂体厚度大、底水发育、油水界面模糊，压后出水风险高。为有效控制缝高，降低含水，通过分析生产数据、裂缝高度监测、软件模拟优化等手段开展底水油藏控水压裂工艺及施工参数研究，形成了底水油藏差异化设计模板，并取得较好的应用效果，压后平均含水由以前的55%，降到41%左右，控水效果显著。

关键词： 底水油藏;压裂缝高;控水压裂;差异化设计

XX区块侏罗系延安组，油层厚度差异大，砂体分布区域小，连片性差。储层渗透率集中分布在4-6mD，孔隙度平均10%，属于低孔、低渗油藏。油水层间隔层薄，储隔层间应力差小，起不到遮挡作用，在改造过程中易压开水层，造成油井水淹或含水较高。本文重点从储层物性、油层厚度、油水关系着手，对储层精细分类，通过压裂、生产大数据统计分析，优化压裂工艺及施工参数，提出针对性差异化设计方案，提高了侏罗系底水油藏改造效果。

1前期压裂工艺局限性

侏罗系开发初期主要采用“三小一低”（小液量、小排量、小砂量、低砂比）控水压裂工艺。从施工情况和压后效果看，该工艺对有应力遮挡、底水发育、物性差的薄油层，仅控水，无增油作用;对无明显含水、岩性较纯的厚油层有效;而对无应力遮挡、底部明显含水的较薄油层，压后含水普遍较高。分析认为，笼统改造工艺针对性差，是导致压后效果差异较大的主要原因。

2压裂工艺参数优化

2.1 储层精细分类

根据储层物性、油层厚度、油水关系、隔层应力及电测数据，将储层精细划分为3大类：Ⅰ类，底部含水油层，砂体厚度大，底部电阻<8Ωm，且负差异特征明显，油层与底水直接接触，储隔层应力差小，无应力遮挡;Ⅱ类，层内含水油层，不可避免压后出水，油层电阻<8Ωm，且负差异特征明显，油层与水层无明显界限，测井解释多为油水同层，无有效遮挡的泥岩层;Ⅲ类，无明显含水油层，一种是整套储层电阻>8Ωm，呈正差异，无含水特征;另一种是有底水特征，但储隔层应力差较大，能够起到有效遮挡的底水油层。

2.2 隔层应力校正

应用裂缝监测结果不断修正隔层应力梯度，拟合缝高，并对比不同工艺类型、施工规模对缝高扩展的影响。得出隔层应力梯度为0.0175MPa/m，储隔层应力差为7.5-7.8MPa。

2.3 含水相关性分析

整体来看，储层厚度和电阻率是影响压后含水的主要因素，前期压裂工艺对层厚>10m非层内含水的油层控水效果明显，层厚<10m底水特征明显的油层反之。

2.3.1Ⅰ类：底部明显含水，层厚>10m的油层，前期改造工艺有较好的控水效果。该类油层施工排量低于1.5m3/min，液量低于100 m3，压后含水42%，达到有效控水的目的;层厚<10m的油层，施工排量和用液强度是压后高含水的主要因素，此类油层施工排量控制在1.2m3/min、用液强度不超过13m3/m。

2.3.2Ⅱ类：层内含水油水层，层厚<10m，控水难度大;层厚>10m，含水普遍较高，该类油层厚度与压后含水有一定的正相关性，加砂强度和用液强度偏大是此类压后高含水的主要因素。

2.3.3Ⅲ类：厚度>10m，控水难度不大，可根据目的层厚度调整施工参数，以达到控水目的;厚度<10m，压后含水40%，且前期工艺参数对含水无明显影响，但液量和加砂量与压后产液量有一定的正相关性，应适当增大施工规模。

2.4 缝高影响因素分析

2.4.1 地应力对缝高的影响

X井隔层应力梯度0.0175MPa/m，储隔层应力差7.5MPa，监测缝高9.0m，有效遮挡。以隔层平均厚度3.0m，施工液量130m3、排量1.5m3/min为例，缝高随储隔层应力差增大而快速降低，当应力差值<6MPa时，缝高容易失控。因此，在目前施工参数下，纯泥岩隔层厚度>3m、应力差>6MPa，即可形成有效遮挡，控制缝高，降低压后出水风险。

2.4.2 工艺及参数对缝高的影响

在裂缝扩展模型校正的基础上，模拟不同液体类型、施工参数对缝高延伸程度的影响，明确影响因素。

（1）冻胶压裂参数

冻胶压裂缝高随排量和液量增加而增大。只适用于有底水且層厚>10m的油层或无明显含水的油层，优选施工排量1.2-1.5m3/min，液量100-120m3。

（2）线性胶压裂参数

低粘线性胶压裂缝高比冻胶压裂小。对有底水且层厚<10m的油层，为有效控制缝高，同时考虑缝宽要求，优选施工排量1.0-1.2m3/min，施工液量90m³以下。对于层内含水油层，以解除近井污染为主，施工排量1.2 m3/min以下、砂量3m3以内，液量70m3左右。

3现场应用情况

现场应用60余井次，压后单井日产液6.8m3，平均日产油3.4t，综合含水41%;相比前期工艺，控水效果显著。

X1属于Ⅱ类储层，解释油层厚度9.1m、电阻6.9Ωm、层内含水特征明显。该井立足于线性胶解堵压裂，依据差异化设计模板，施工排量1.2m3/min、液量60m3、砂量2m3，压后稳定日产液7.2 m3、产油4.8t、含水33%，达到增油控水的目的。

4认识与结论

（1）统计分析和模拟优化结果表明，对于无应力遮挡的储层，施工排量及液量是影响缝高的主要因素，其次是液体性能。

（2）存在应力遮挡的储层，在液量130m3、排量1.2-1.5m3/min压裂规模下，隔层厚度>3m、应力差>6MPa，即可形成有效遮挡。

（3）相同条件下，冻胶压裂缝高明显大，且10m是冻胶缝高控制的极限。因此，冻胶压裂适用于底部含水层厚>10m和无明显含水的储层;对于无明显含水的厚油层，压裂规模与压后产能呈正相关性，可根据层厚适当增大施工规模，以获取更高产能。

参考文献：

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[2]万有余，张玉香，等.低应力差薄互层控缝高压裂技术研究及应用[J].石油工业技术监督，2021，37（1）：57-60.