体积压裂技术在超低渗油藏应用及效果评价

2022-06-21巩卫军王成顺张德鑫

石油化工应用 2022年5期

杨雷，巩卫军，王成顺，张德鑫，张波

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

超低渗油藏由于储层物性极差，常规注水开发难以建立有效驱替系统，普遍存在低产油量低产液量、注水效果差的开发难题[1-3]；姬塬油田Z1 长8、Z2 长9 油藏随着不断注水开发，单井产量持续降低，常规压裂、常规酸化等改造增产措施，提高产量效果逐年变差[4-7]。而混合水压裂通过不同液体类型、多段塞注入实现复杂缝网，与常规水力压裂相比，混合水压裂在高排量、大液量、低砂比的条件下，采用低黏度压裂液，降低摩阻，提高导压性能，有助于开启微裂缝，形成复杂缝网系统，增加储层改造体积，从常规水力压裂储层改造形成“面”裂缝向“体”裂缝转变[8-13]。2020 年以来，通过试验推广大参数体积压裂增产措施，取得了较好的效果，并具有一定的推广意义。

1 体积压裂

1.1 体积压裂增产机理

储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。“体积压裂”理念突破了传统的增产机理，利用“大排量、低砂比、大液量滑溜水低黏液体体系”的技术做法，将可以进行渗流的有效储集体“打碎”，形成人工裂缝与储层天然裂缝相结合并贯穿整个油藏的缝网系统，将储层改造的方向由提高人工裂缝泄流面积转变为扩大裂缝网络与油藏的接触体积，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在三维空间的立体改造，从而达到提高单井产量的目的。

1.2 体积压裂对储层特征要求

体积压裂的关键在于形成复杂裂缝网络来达到改善储层整体渗流能力的目的，能否形成复杂裂缝网络，取决于地质和压裂施工工艺两方面因素。国内外体积压裂试验研究及分析认为，对于以下几项特征比较突出的储层，采用体积压裂有利于形成较大的裂缝网络，提高单井产量。

（1）低渗透储层：油气藏渗透率越低，裂缝所要求的导流能力就越低，与体积压裂形成的低导流能力裂缝较为适配。

（2）岩石脆性矿物含量高（大于35%），脆性系数高。岩石的弹性模量越高，岩石越坚硬，脆性指数高，易产生剪切破坏，形成剪切裂缝及粗糙的节理，并保持张开状态，同时保持一定的导流能力。

（3）具有天然裂缝的地层。对具有天然裂缝的储层来说，体积压裂可以沟通天然裂缝网络，沟通天然裂缝网络和井筒之间的流动。

（4）敏感性不强，适合大型滑溜水压裂。弱水敏地层，有利于提高压裂液用液规模，同时使用混合水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝扩展到更大范围，大大扩大改造体积。

2 研究区体积压裂适应性评价

2.1 脆性矿物含量高

研究区储层以岩屑长石砂岩为主，两个油藏岩石脆性矿物石英、长石含量高（均＞50%），脆性指数大，适合体积压裂造缝。

2.2 弱水敏

研究区姬塬油田长8、长9 敏感性试验结果表明，两个油藏均为弱～无水敏，敏感性不强，适合大型滑溜水压裂有利于注水开发。

岩心资料、成像测井结果研究及储层参数相关性研究表明，长9 储层砂体内或上下围岩均发育天然裂缝，有利于沟通天然裂缝，形成复杂网络。

2.3 天然裂缝发育

天然裂缝根据不同的划分方案可以分成不同类型。根据裂缝的地质成因，可将其划分为构造裂缝和成岩裂缝。通过野外露头观察，研究区块长7 段主要发育构造裂缝，裂缝发育范围广，与产状近平行，成组发育充填碳化泥青缝，可形成良好的裂缝网格系统；根据岩心统计、成像测井、铸体薄片等宏观及微观资料总结，研究区长7 致密油储层主要发育有高角度天然微裂缝，裂缝倾角大于80°。储层天然裂缝发育，在高强度改造过程中裂缝易沟通，容易导致井间干扰性大。

3 油井体积压裂试验效果分析

针对姬塬长8、长9 油藏物性差、裂缝闭合，有效驱替建立难度大，油井低产的问题，通过大强度体积压裂，建立复杂裂缝网络，提高渗流能力，有效提高油井产能。2020-2021 年共计开展体积压裂试验20 井次，有效率75.0%，单井日增油1.59 t，措施提液效果较好。

3.1 措施思路逐渐摸索试验

2020 年主要在有效压力驱替系统建立区域，针对初期产量高、产降明显井实施体积压裂，提高单井产能，实施4 口，有效率100%，单井日增油2.0 t（见表1）。

表1 研究区2020 年体积压裂效果统计表

2021 年在前期推广的基础上，重点对物性差、有效压力驱替系统未建立低产井或长停井实施体积压裂，该类井由于压力驱替系统未有效建立，油井压力保持水平低，体积压裂液量不能有效补充区域能量，措施有效期短，提液效果差。实施16 口，有效11 口，有效率68.9%，有效井单井日增油0.99 t。

通过2020-2021 年不同思路体积压裂效果对比，有效压力驱替系统建立区域，前期高产、后期见水或液量下降井，体积压裂效果较好。储层物性差、有效压力驱替系统难建立区域，低产油井能量保持水平低，体积压裂不能有效补充能量，压裂改造后，液量快速下降，提液效果差，后期针对这类井试验“提前补能+体积压裂+焖井渗析”模式，提高压裂提液效果。

3.2 体积压裂产降规律

体积压裂措施后，第1 月为排液降含水阶段，液量大幅下降（20.6%）伴随含水大幅下降，油量略有下降，第2～3 月为正常递减阶段，液量、含水小幅下降，油量下降。其中物性差、有效压力驱替系统未建立区第1月液量降幅明显大于驱替系统建立区域，仍说明体积压裂并未对该类油井能量进行有效补充，能量保持水平低。

3.3 体积压裂施工参数确定

各施工参数与含水变化、液量变化及增油交汇图看出，该区体积压裂施工排量＞5.0 m3/min，入地液量＞350 m3，加砂强度3.0～4.0 m3/m，措施增油效果较好。

3.4 体积压裂焖井时间确定

体积改造打碎地层，井筒附近较大范围内形成了复杂的裂缝网络系统，为渗吸产油提供了有利条件。体积压裂后，由于储层基质本身渗透性极差，压裂液在短时间内被储层吸入量有限，大部分压裂液仍储存于压裂所形成的缝网及与人工裂缝接触的裂缝周围储层内，使得在短时间内裂缝处于高压区，而远部储层仍保持原始状态未被波及。压裂后焖井过程中，压裂液由裂缝向基质内部进行渗流和渗吸，随着关井时间增加，改造区基质内压力逐渐增加，同时在基质和裂缝之间发生油水渗流置换。

不同焖井时间措施递减情况与焖井时间与含水变化、液量变化及增油交汇图看出，该区体积压裂后焖井时间＞30 d 效果相对较好（见图1）。