三塘湖油田非常规油藏水平井复合重复压裂技术

向洪 张坚平 张田田 杨飞 崔翔

关键词：三塘湖；非常规油藏；水平井；重复压裂；细分补孔；压前补能；驱油

0 引言

三塘湖油田的马56 区块P2t 储层和牛东区块C2k 储层为典型的裂缝型非常规油藏［1］，储层物性极差，非均质较强，无自然产能，常规直井压裂开发效果较差， 无法实现储量的有效动用［ 2］。自2013 年起，吐哈油田公司通过勘探开发实践证实，水平井体积压裂技术是实现这类非常规油藏有效动用的关键［3］。然而，勘探开发初期体积压裂技术的现场应用效果并不理想，首次压裂改造规模小、排量低，“缝控储量”低［4］；实施大段少簇路线，段距和簇间距较大，存在未动用层段，储层动用程度比较低［5］；同时由于油藏采取衰竭式开发，储层天然裂缝发育，地层压力降低后未能及时补充地层能量，导致部分井存在初产高，产量下降快，采收率低的问题［6］。针对该类低产低效水平井，如何通过重复压裂改造实现单井日产油量和累产油量的提高，延缓产量递减，进一步提高采收率和经济性，成为了油田开发这类非常规油藏面临的重要问题。

近年来，随着国内外开发非常规油气藏技术与认识水平的不断进步和发展［7］，水平井重复压裂技术越来越受到各油田的重视，矿场实施取得了一定的增产效果［8］。如国内大庆、长庆、吉林、新疆等油田开展了低改造程度水平井重复压裂探索试验，主体采用双封单卡、套内封隔器滑套等机械封隔分段压裂工艺，单井产量达到复压前的 2～3 倍［9］，但存在油管注入排量低、施工規模受限、拖动作业效率较低等问题，一定程度上影响增产稳产效果和效益［10］。笔者以三塘湖油田非常规油藏低产低效水平井为研究对象，围绕提高单井产量和采出程度目标，在分析水平井低产低效原因基础上，以剩余油研究为基础，在剖析储层剩余油分布特征评价和前期重复压裂总结认识的基础上，从2021 年起配套形成了细分补孔、压前补能、扩大改造体积、提高渗吸驱油效率以及裂缝导流能力的复合重复压裂技术，取得了较好的增产效果和经济效益。

1 水平井低产低效原因及剩余油潜力分析

三塘湖油田自2013 年应用“水平井+体积压裂”技术开发非常规油藏以来，实现了储量的有效动用，但是存在单井产量差异较大，产量递减快，累计产量低的问题（一般低于1×104 t）。以马56 区块致密油为例，在2013?2016 年期间共投产水平井55 口， 投产初期平均单井日产油达到13.5 t，但存在高产井少，产量递减快，大部分井一次投产累产油和采收率低的问题，无法实现经济开发，统计数据见表1，其中初期日产油＜5 t 的井为边部井和套损井。

通过对前期投产水平井压裂效果分析，导致水平井低产低效的主要原因有3 个方面。

（1） 初次改造规模小、排量低，井间存在大量未动用剩余油。三塘湖油田非常规油藏在开发初期采取400 m 排距布井，受当时体积压裂理论认识及施工条件等客观因素限制，改造规模较小（单段加砂量50～60 m3 之间， 加砂强度1～1.2 t/m 之间），施工排量低（11～12 m3/min 之间），整体改造程度低，有效缝网延伸规模有限，采出程度低，井间仍存在大量未动用剩余油。根据压恢试井解释，马56 块致密油人工裂缝半长仅41～89 m，远小于400 m 排距，“缝控”储量低；井间生产动态反应表明，绝大部分基础井网井压裂或吞吐时邻井无动态反应，有动态反应的井组仅占9.1%，井间动态反应低； 水平井取心资料表明， 在排距仅为70～85 m 条件下，未发现前期邻井压裂施工时支撑剂，取心岩心可见明显的油迹渗出特征，含油性较好，证实了井间还存在未波及到剩余油储量。

（2） 大段少簇，段、簇间距较大，储层有效动用程度低，段、簇间存在遗留“甜点”。在2016 年以前，水平井体积改造以大段少簇为指导思路，单段段长大都在100～120 m 之间，平均簇间距30～40 m 之间。根据产液剖面测试结果（见表2），部分射孔簇未能得到有效动用，统计4 口井共射孔82 簇，射孔簇动用率仅为64.6%，射孔厚度动用程度63.5%，近30% 的簇未得到动用，且低产油簇比例高，存在未动用潜力区［11］。同时由于采取大簇距射孔，裂缝间距大，存在未改造区域，人工裂缝不能完全控制段簇间的流体流动，导致该区域地层原油渗流阻力增大、有效渗流距离减小而递减幅度大［12］。

（3） 开发早期由于改造强度低、施工液量少，同时采取衰竭式开采，随着地层压力的不断降低，在缺少外来能量补充和驱替条件下，地层中原油流动能力不足，导致产量降低。递减规律分析表明，马56 区块致密油首年递减率大于50%，预测一次采收率仅有2.47%。

（4） 裂缝长期导流能力下降。随着开发和生产时间的不断延长，人工裂缝内的导流能力不断下降，导致已改造储层内流体渗流通道逐渐失效，裂缝远端的流体更加难以流动，产量下降。研究表明，对于低渗透油藏，裂缝长期导流能力仅为短期导流能力的10%～20%［13］。

2 水平井复合重复压裂技术路线

针对三塘湖油田非常规油藏水平井低产低效原因，在剩余油潜力评价以及前期重复压裂总结的基础上，重复压裂设计思路主要围绕扩大改造体积、补充地层能量、提高渗吸效率及裂缝支撑效果共4 个方面进行3 个结合开展优化。一是将原有裂缝重复改造与细分补孔加密新缝相结合，实现水平段缝内、缝间以及井间剩余油的充分动用，提高“缝控储量”；二是将补充地层能量和渗吸驱替相结合，实现地层能量的有效补充以及复杂缝网条件下原油的高效渗吸置换，提高渗吸驱替效率；三是将扩大改造体积与提高裂缝有效支撑效果相结合，实现重复压裂复杂缝网条件下裂缝的有效支撑和高导流能力，提高长期增产效果，如图1 所示。

3 水平井复合重复压裂关键技术

3.1 细分补孔

由于在开发初期，水平井初次改造存在压裂规模小以及段、簇间距大的问题，从而导致储层整体动用程度低。通过数值模拟和矿场实践证实，当水平段簇间或者段间距离比较大时，通过第一轮注水吞吐后，在裂缝附近及缝间仍具有较高的含油饱和度（So） 分布，储层动用程度较低，剩余油潜力依然较大。多轮次吞吐之后，储层动用范围进一步扩大，裂缝附近的含油饱和度降低，在此情况下，常规吞吐难以继续挖潜剩余油，随后通过提压注水吞吐，形成裂缝沟通新缝洞后，裂缝附近含油饱和度重复进行分布，可明显改善吞吐效果，如图2 所示。因此结合现场实际，制定了三塘湖油田非常规油藏水平井细分补孔原则：（1） 初次改造时段间距＞30 m，簇间距大于25 m；（2） 优选气测值高、油气显示好的位置补孔；（3） 补孔层段套管及固井质量情况良好，避开套管接箍； （4） 射孔方式采取多簇射孔， 5～6 簇/段， 1m/簇；（5） 补孔后段、簇间距控制在10 m 以内。通过细分补孔+改造后，能够提高人工裂缝所控制的段、簇间流体的流动范围，减小流动阻力和渗流距离，从而实现产量的提升。

3.2 压前补能优化

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。根据渗流力学基本理论，压前和压裂过程中注入大规模液体并焖井增压，能大幅提高近井地带的水相饱和度、水相压力和低压区的储层孔隙壓力，从而提高地层压力保持水平，实现增产的目的［14］。因此，为了提高重复压裂效果，压前进行有效的能量补充是关键。采用数值模拟可知：向地层注入液量越大，地层压力上升越高。当注入5 000 m3 液体时，30 d 后地层压力上升1.10 MPa；当注入15 000 m3 液体后，30 d 后地层压力上升3.13 MPa，随着地层压力的升高，单井累计产液量也越高。在补能液量优化方面，主要基于单井亏空体积以及注液压力，形成了注采比和注水压力2 个关键判别参数。结合现场实践，要求注采比＞2，注水停泵压力大于上次压裂停泵压力，可实现有效的地层能量补充。

3.3 缝内+缝间多级暂堵压裂技术

3.3.1 暂堵剂的选择及用量优化

由于初次压裂改造规模小，并且段、簇间距较大，重复压裂思路将原有裂缝重复改造与细分补孔加密新缝相结合，实现水平段缝内、缝间以及井间剩余油的充分动用。优选了高强度水溶性暂堵剂，承压能力达到40 MPa，24 h 内可完全降解，内含表面活性剂，有利于返排。结合缝内+缝间暂堵工艺技术需求，配套1～5 mm、5～8 mm 和11～13 mm 组合粒径暂堵剂，其中1～5 mm 和5～8 mm 小粒径暂堵剂主要为缝内暂堵，11～13 mm 大粒径暂堵剂主要为缝间暂堵，根据不同粒径暂堵剂的封堵作用，形成了分级优化和用量优化依据，提高暂堵效果。在分级优化方面，以首次压裂停泵压力为基础，结合前期认识按照停泵压力差值3 MPa 以内以及物性条件相近的层段进行分级暂堵优化，提高重复压裂改造均匀性，考虑到现场施工因素，分级数量最多不超过4 级。而在用量优化方面，则形成各种暂堵剂用量计算公式，指导重复压裂方案优化设计。

3.3.2 加砂方式优化

为了提高重复压裂改造体积及支撑剂远端支撑效果，加砂方式由前期的多段塞+连续加砂施工工艺优化为全程连续加砂施工工艺，尽可能将更多的支撑剂在施工早期往裂缝远端输送，进一步提高支撑裂缝缝长，同时也使裂缝支撑剖面更加均匀，中远端裂缝导流能力得到提高，延长裂缝有效期。为配合全程连续加砂工艺，提高施工排量，由初期的10～12m3/min 提高至15～16 m3/min，进一步提高储层改造体积和缝网复杂程度，通过软件模拟不同加砂方式和排量下的支撑剂裂缝半长结果见表3，按照单簇液量300 m3，加砂量30 m3 进行模拟。

3.4 渗吸驱油与焖井时间优化

随着水平井生产时间的延长，导致在近井筒和裂缝区域储层含油饱和度以及地层压力下降后，常规渗吸采油方式难以挖潜剩余油［15］。为了进一步提高老井采收率，需要采用驱油剂等新的注入介质提高驱替效果［16］。针对牛东区块和马56 区块原油，通过室内实验评价分别优选了超低界面张力的表面活性剂类驱油剂GX-1、GX-2，如图3 所示，可以看出，超低界面张力驱油剂GX-1、GX-2 在质量分数0.15%～0.80% 范围内，油水界面张力可达到10?2 mN/m 级别，具有优良的降低油水界面张力效果［17］。该驱油剂系列还可有效改变岩石润湿性，将岩样表面的润湿性由中性弱亲油改变为弱亲水，从而提高压裂作业后的水驱油动力，利于提高水驱油采收率［18］。

此外该驱油剂与压裂液具有良好的配伍性能，悬砂实验评价结果表明，经该超低界面张力活性剂改性后支撑剂的沉降速度较改性前降低22.6%，可以提高压裂液的悬砂性能，支撑剂沉降时间变长后，有利于增加支撑缝半长［19］。在滑溜水和压裂液中复配质量浓度为0.3%～0.5% 驱油剂，大排量注入储层中，通过压裂进行二次补能的同时，实现复杂缝网条件下原油的高效渗吸置换，进一步提高渗吸驱替效率［20］。在压裂完成后进行合理焖井，确保油水充分渗吸置换和压力扩散［21］。依据驱油剂室内渗吸置换平衡时间和焖井期间不同区块压力下降情况，综合优化牛东区块焖井时间为20～30 d 之间，马中区块焖井时间为10～15 d 之间。

4 现场实施效果

2021?2022 年期间，在三塘湖盆地马中和牛东区块非常规油藏共实施水平井细分补孔+多级暂堵重复压裂23 井次，压前各井根据储层亏空情况及井组注水吞吐量优化补能液量1 000～8 000 m3 之间，保证单井注采比2 以上，主压裂阶段平均单井用液量1 600 m3，加砂量122.7 m3，暂堵剂455 kg，暂堵级数2～3 级，施工排量14～16 m3/min 之间，暂堵升压值由前期3～5 MPa 提高至5～10 MPa，升压持续时间大幅度提升，说明实现了新缝的有效开启。重复压裂后根据不同的区块优化焖井10～30 d，有效率100%，单井产量大幅提高，平均单井日产油量由复压前2.2 t/d 提高至10.5 t/d，日增油达到8.3 t。截止目前大部分井仍在有效期内，平均单井累计增油已超过1 400 t，单井最高累计增油超过3 000 t，显示了良好的增产效果。按照油价40 美元/桶计算，平均单井投入产出比达到1∶1.2 以上，具有良好的经济效益。

5 结论

（1） 针对三塘湖油田非常规油藏水平井首次改造程度低、段簇间距较大的井，通过细分补孔+压前补能+渗吸驱油+多级暂堵重复改造组合技术可以有效地提高单井产量和采收率，并具有良好的经济效益，对其他类似的非常规油藏水平井老井提高产量及最终采出程度具有一定的借鉴作用。

（2） 暂堵转向工艺是水平井重复压裂技术的关键，通过优选高强度水溶性暂堵剂，并配套不同粒径类型的暂堵剂，能够满足缝内+缝间暂堵压裂的需求，暂堵升压值和持续时间得到提高，保证了暂堵工艺的有效性。

（3） 压前有效的能量补充是保证重复压裂效果的关键，通过实践确立了以注采比和注水压力两个核心参数来优化单井补能液量，满足了三塘湖油田非常规油藏压前补能的需求。