页岩油效益增产技术研究与探索

李凯凯，冯松林，陈世栋，安 然

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710018）

1 油藏开发概况及重复压裂实施情况

1.1 油藏地质概况

A 区沉积环境主要为湖泊-三角洲前缘亚相[1-3]，自生自储、分布稳定、储量大，主力含油层系为三叠系长X 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480 km2，地质储量2.2×108t。储层孔隙度平均为8.9%，渗透率平均0.12 mD，属低孔-特低孔、致密储层，层间非均质性强。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0.75～0.85，溶解气油比75.4 m3/t，在同类油藏中处于较低水平，自然能量严重不足，且该区天然微裂缝相对发育，早期注水开发油井见水比例高，常规注水开发难以形成有效水驱，无法通过注水有效提高地层压力，地层能量持续下降，开发效果逐年变差。

1.2 油藏开发现状

初期油井普遍进行了大规模体积压裂[4]，产量相对较高，但后期该油藏无有效能量补充，目前主要依靠自然能量开发，整体呈现“四低”的开发状态：区块平均压力保持水平仅37.6%；全区块采油速度和采出程度分别为0.30%、2.63%。

整体上A 区页岩油低产井比例很高，其中定向井开井402 口，日产油小于0.4 t 井占比36.8%，水平井开井224 口，日产油小于1.0 t 井占比36.6%。

1.3 重复压裂实施情况

1.3.1 定向井多轮次体积压裂 2021 年在该区西部优选22 口定向井实施大规模蓄能重复体积压裂，压前平均单井注水补能2 100 m3，单井加砂100 m3，施工排量8.0～10.0 m3/min，单井入地液量1 870 m3，单井费用91.3 万元，措施后单井初期日增油仅达到1.3 t，目前平均生产5 个月，单井日增油0.9 t，预计全年单井累增油194 t，投入产出比仅能达到1:0.47。

A 区定向井于2010 年开始投入开发，目前已普遍进行1～2 次大规模体积压裂，前期实施效果较好，本次大规模蓄能体积压裂为第三次大型压裂，但该区前期压裂已形成复杂缝网，压裂过程邻井窜通严重，储层有效改造体积小，每进行一次体积压裂，同期对比油井综合含水就上升一个台阶（见图1），说明剩余油有效动用难度越来越大，现有技术条件下多轮次体积压裂单井增油提升幅度有限，已难以实现效益增产。

图1 22 口井三次体积压裂后含水随生产时间变化关系曲线

1.3.2 水平井重复压裂 A 区水平井平均水平段长855 m，初期改造单井入地液量为3 000～7 000 m3，投产初期平均单井日产油11.7 t，但整体入地液量相对较小，递减快，第一年自然递减达到50%～60%，目前单井产量2.37 t，采出程度仅1.93%，剩余油丰富，近几年通过试验水平井大规模蓄能体积压裂措施提高单井产量[5]，取得一定成效。

其中2019 年优选3 口相邻边部低产水平井实施压前注水补能+段间加密布缝+原层重复压裂的连片蓄能体积压裂工艺，平均单井改造10.3 段，单段加砂120～150 m3，施工排量7.0～8.0 m3/min，单段入地液量1 500～1 800 m3，单井费用1 308 万元，单井日产油由1.2 t 大幅提高至11.2 t，但后期液量下降快、递减大，目前生产616 d，单井日增油2.7 t，单井累增油2 480 t，预计有效期内单井增油3 600 t，投入产出比1:0.79，无法实现效益开发。

2020 年通过优化压前注水补能液量、优化压裂液体系和提升工具性能等手段持续降本增效，在单段压裂参数相较2019 年实施井提升20%的基础上，单段措施费用降至100 万元，共实施8 口，单井均采用段间加密补孔体积压裂5 段改造方式，初期单井日增油6.0 t，目前生产270 d，单井日增油4.0 t，单井累增油875 t，但在注水补能和压裂过程中有42%的邻近油井见水，共损失油量1 380 t，影响较大。

整体上大规模蓄能体积压裂能大幅提高水平井单井产量，但整体费用高，单段措施费用超过100 万元，施工周期长，平均占井时间6～7 个月，邻井影响大，效益水平低，现阶段难以规模推广。

2 影响油井正常产能的主要因素

2.1 结蜡情况

A 区原油组分中C18以上饱和烷烃占比达到33.6%～43.7%，C23～C27等硬蜡比例占到石蜡总质量的88.4%，而有天然防蜡剂之称的胶质、沥青质比例却仅4.6%，导致该区原油易结蜡且析蜡点温度较高（26 ℃），整体结蜡比例高达51.6%，平均结蜡周期仅102 d，且后期油井普遍放压生产，油层脱气严重，近几年原油物性测试显示该区原油密度和黏度逐渐增高（见表1），说明地层原油中重质组分占比升高，地层流体渗流阻力增加。

表1 A 区油藏近几年原油测试物性

2.2 结垢情况

A 区注入水或压裂、修井用水为洛河层水，水型为MgCl2型，富含SO42-，该区地层水为CaCl2型，富含Ba2+、Sr2+等离子，两者配伍性很差，混合后极易生成BaSO4、SrSO4等酸不溶垢（见表2），造成地层孔隙堵塞，该区油井结垢井比例高达59.9%，平均结垢周期121 d，远超全厂平均水平。

表2 A 区注入水及地层水主要离子成分对比

各种因素导致A 区长X 油层普遍存在有机和无机堵塞，通过该区垢样分析，该区垢型主要为有机和无机混合垢，其中垢样中有机组分占比14.9%，酸溶性无机组分占比15.6%，不溶组分占比69.6%，对依靠自然能量开发的油藏影响较大，影响油井正常生产（见表3）。

表3 A 区垢样组分

2.3 水平井井筒问题

该区水平井井筒长期未处理、井筒状况复杂，2015-2020 年共实施各类水平井措施45 口，其中井筒处理困难井38 口，放弃处理5 口，共额外产生磨钻、刮削、套铣等各类工序205 次，同时由于水平井初期压裂改造规模相对较大，单井加砂量400～1 200 m3，溶解气油比相对较高，造成部分水平井在生产过程中存在出砂影响，近几年共实施冲砂措施8 口，其中6 口存在出砂现象，平均单井出砂1.7 m3。

水平井井筒出砂、结垢等因素严重影响已压裂段簇产能贡献，根据水平井吸水和产液剖面测试统计分析，其中不产液/微产液段簇占比高达72%，仅有28%的射孔段簇正常产液。据统计日产液小于2.0 m3的水平井共75 口，平均仅1.2 m3/d，75 口井平均水平段长706 m，百米产液贡献仅0.17 m3，与单井控制体积严重不匹配。

3 效益增产技术研究及实施效果

3.1 低成本解堵

3.1.1 技术原理 针对A 区有机垢和无机垢的混合垢类型，优化低成本解堵体系[6]，采用多段塞复合解堵思路，同时清除井筒内蜡、垢及炮眼和近井地带的有机垢、无机垢堵塞，完成井筒、炮眼和近井地层的整体清洁疏通，恢复油井产量。

解堵剂1 为表面活性剂，主要依靠活性分子的渗透传质、胶束吸附和乳化降黏等作用，清除有机蜡质、胍胶残渣等，同时降低胶质、沥青质等重质组分黏度，提高原油流动性，室内评价试验显示在40 ℃条件下，1.5%～2.0%浓度的解堵剂1 能够将原油黏度降低80%～90%，大幅提高原油流动性（见图2），解堵剂1 的浓度优化为1.5%～2.0%。

图2 原油降黏率随解堵剂1 浓度变化曲线

解堵剂2 为酸性解堵剂，由氨基磺酸溶液、缓蚀剂、铁离子稳定剂、黏土稳定剂和络合物组成，通过酸溶、络合等作用，清除碳酸钙垢和部分钡锶垢等无机堵塞物，同时还具有防止二次沉淀、降低套管腐蚀等作用，测试腐蚀速率为2.3 g/（m2·h），小于行业标准要求，满足从油套环空不动管柱注入。通过对比不同浓度解堵剂2 对无机垢溶蚀作用（见表4），优化解堵剂2 浓度为5.0%～10.0%。

表4 不同浓度解堵剂2 对无机垢溶蚀作用

3.1.2 实施效果 定向井共实施26 口，均采用不动管柱实施，在套管注入过程中采取解堵剂1、解堵剂2 混合注入模式，充分接触蜡垢等堵塞物，单井解堵剂用量为20～40 m3，初期日增油达到14.0 t，当年生产200 d，年底日增油8.0 t，累增油达到1 206 t，并持续有效，生产动态保持平稳，单井施工费用为3.0 万元，是体积压裂费用的3.3%，油价按60 美元/桶计算，当年投入产出比为1：3.9，是体积压裂的7.4 倍，实现利润223 万元，效果效益显著。

水平井共实施6 口，平均单井费用7.5 万元，日增油7.2 t，累增油1 280 t，投入产出比1：6.6，实现利润240 万元，其中对2 口井实施冲砂/磨钻+低成本解堵措施，单井日增油2.1 t，单井累增油380 t，效果最好，单井费用12.0 万元，投入产出比达到1:7.9。与重复压裂水平井对比，低成本解堵单井增油幅度有限，但单井费用仅为后者的1.5%，效益十分突出。

3.2 增能解堵

3.2.1 技术原理 针对A 区页岩油地层能量低的关键问题，对部分油井试验增能解堵技术。该增能解堵体系由三种段塞体系构成，其中a 体系主要由氟碳、烷基苯磺酸钠等表面活性物质组成，能够同时起到降低界面张力和润湿反转作用，提高洗油效率，增加地层原油流动性；b 体系主要由10%储能剂YB 和1%高效起泡剂组成；c 体系为10%引发剂，与b 体系混合发生反应，生成大量N2、泡沫和热量，一般1.0 m3储能剂b 体系与0.1 m3引发剂c 体系混合后，2 h 即可充分反应，可生成12 m3气体，大幅提高地层能量和排液能力。该体系pH 值为7.0～8.0，测试腐蚀速率为1.5 g/（m2·h），低于行业标准，满足不动管柱实施要求。

3.2.2 实施效果 该技术采用700 型洗井车从套管口将a、b、c 体系段塞式注入地层，每个段塞中间用2.0 m3活性水隔离，在地层进行接触反应，施工简单方便，共实施9 口，单井解堵剂用量40.0 m3，见效8 口，措施后单井日产液量由0.7 m3提高至1.8 m3，累增油672 t，提液效果较好，平均生产140 d，动态平稳，日增油稳定在4.5 t，持续有效。单井措施费用为4.0 万元，投入产出比1:4.6，实现利润131 万元，相比单一的低成本解堵，增能解堵技术除解除地层堵塞外，还能提高地层能量，增油水平相对较高也更稳定，整体上效果效益更加突出，适应性更强，是页岩油效益增产较好的技术手段。

4 主要认识及下步建议

（1）A区页岩油藏定向井已普遍进行1～2 轮大规模体积压裂，油层缝网发育，现有技术条件下多轮次体积压裂有效储层改造体积小、动用剩余油难度大、费用高、增油空间有限，已难以实现效益增产，后期不建议实施。

（2）连片蓄能体积压裂是大幅提高水平井单井产量和最终采收率的有力措施，但费用很高、施工周期长、需连片补能实施、邻井影响大、效益水平低，现阶段难以规模推广。

（3）由于存在结蜡、结垢和出砂等影响，A 区页岩油目前存在较多产量很低的井，据统计约40%的油井自然产能未能充分发挥，低产井数量大、占比高，对该类井低成本解堵、增能解堵和冲砂+小型解堵等低成本措施适应性强、增产潜力较大、单井费用仅是体积压裂的1.5%～3.3%，效益十分突出，可作为目前阶段A 区页岩油效益增产的首要方向。