X采油厂聚驱压裂阶段设计方法及应用

张岩

中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂（黑龙江 大庆 163513）

目前油田内根据不同地层发育条件，针对压裂改造对象的不同，先后研究应用了普压、多裂缝压裂、选择性或树脂防砂等压裂工艺[1-4]。近些年针对聚驱井特点，进一步试验应用了短宽缝、对应压裂、长胶筒压裂等多种压裂工艺[5-8]，拓宽了聚驱压裂改造工艺，取得了较好的试验效果，为聚驱各个阶段高效开发发挥了重要作用。为进一步提高压裂工艺的针对性，为不同注聚阶段配套适用的压裂工艺，总结分析不同注聚阶段压裂目的及剩余油特点，较好地指导了压裂工艺优选工作，提高了聚驱压裂效果。

1 X采油厂厂聚驱压裂现状

聚合物溶液具有增黏性、流变性和黏弹性等特性，作用于地下油层，在宏观上起到扩大波及体积的作用，在微观上起到提高驱油效率的作用。聚合物依靠自身溶液的黏弹性，产生涨流作用，油水界面的黏滞力使聚合物溶液整体以“活塞”的形式向前推进，占据了大部分孔隙空间，有效置换出残余油，提高驱油效率。

目前X厂三次采油目的层为葡I3，河道砂钻遇率为41.26%，单层钻遇厚度为2.14 m，渗透率0.311 μm2，相当于长垣北部的二类油层。但强水洗厚度比例达到50%以上，葡Ⅰ3 层河道砂较发育，属于三角洲分流平原及三角洲前缘相沉积，由于沉积环境的变迁，发育从顺直或低弯曲的窄小河道砂体到高弯曲的大型复合砂体，又到低弯曲或顺直的窄小河道砂体，各单元沉积环境及沉积特征又有所不同，部分储层河道砂较发育，呈大面积连片分布，河间砂体呈片状和条带状镶嵌在河道边部，尖灭区不发育，零星分布。由于聚驱开采层位非均质性强，平面、层间、层内差异大，为此对措施改造提出更高要求。为进一步指导聚驱开发，按照含水变化趋势，每个注聚区块将经历空白水驱、注聚初期、含水下降期、含水低值期、含水回升期和后续水驱6个阶段，如图1 所示。注聚开发时间一般为5 年左右，结束注聚后，后续水驱开发至综合含水98%结束聚驱开发。

图1 聚驱不同开发阶段示意图

2 阶段压裂方案制定准则

2.1 压裂原则

目前聚驱注聚阶段主要分为空白水驱、含水下降期、含水低值期、含水回升期及后续水驱几个阶段。为进一步提高压裂改造目的性，适配适用压裂工艺，进一步研究了各注聚阶段压裂改造目的及剩余油潜力部位。①空白水驱阶段：该阶段压裂的主要目的是降压增注，解除油层污染，完善注采关系，均衡压力系统。②含水下降期：这个阶段压裂的主要目的是引效，主要对产液降幅大、注聚见效慢的井组，该阶段压裂目的层主要以主力油层为主，此阶段部分井聚驱封堵效果较好，造成产液量下降幅度较大，对采出端进行压裂，可促进油井受效，对注入端吸液能力差及不吸液层压裂，提高注入能力。③含水低值期：这个阶段压裂的主要目的是增效，压裂目的层主要是全井主力油层或接替层，此阶段聚合物在油层中的吸附和或捕集作用达到平衡，高渗透层得到有效封堵，层间层内差异变小，此时对产液量下降幅度大、采聚浓度低的井，主力油层或接替层进行压裂，可进一步增加聚驱效果。④含水回升期：该阶段压裂目的为提效，压裂目的层为主力油层变差部位或薄差油层，此阶段剩余油较分散，压裂针对的是剩余油富集的油层和部位。

2.2 压裂设计方法

近几年，为进一步提高聚驱改造效果，通过多年摸索，进一步明确了不同注聚阶段压裂改造目的。其中含水下降期主要以促效为主，压裂层位为主力油层；含水低值期主要以增效为主，压裂主力油层兼顾薄差层；含水回升期主要以提效为主，压裂主力油层变差部位或薄差油层。

2.2.1 适用方法

1）空白水驱及含水下降阶段。此阶段压裂改造设计主要采取全井压裂改造，尽可能保证全井小层均得到改造，解除注聚井钻井污染，总体规模不宜过大，尽可能利用多裂缝压裂工艺，单卡段可压开多条裂缝的技术优势。工艺选择上，主要以多裂缝或普压结合多裂缝。效果对比显示，多裂缝及“普+多”裂缝结合压裂，由于改造层数多，改造厚度、施工规模得到保证，为此均能取得较好的降压增注效果，普压和短宽缝压裂，由于改造层数少，为此总体施工规模不高，导致初期降压、增注效果低于多裂缝压裂。

2）含水低值阶段。由于此阶段相对于含水下降期渗透能力(尤其是高渗透率层)有所下降，所以可压裂主力油层及接替层。该时期各压裂工艺均见到较好的增产效果，从不同工艺效果对比，多裂缝、“普+多”裂缝压裂效果好于普压及选择性压裂，选择性压裂主要改造目的是挖潜厚油层部分区域剩余油，同时由于改造厚度、改造规模较低，且该工艺具有一定的定位压裂优势，为此对于具有定位压裂需求的压裂井有较好的应用意义。

3）含水回升阶段。由于该阶段剩余油较为分散，因此需加大定位压裂应用力度，为此在普压、多裂缝压裂基础上，进一步加大长胶筒、选择性压裂应用力度，压裂主力油层的变差部位。不同压裂工艺效果对比结果显示，该阶段不同压裂工艺效果低于含水低值期，多裂缝效果最好；选择性压裂由于可以实现选择性改造储层，为此在该阶段也发挥了较好的增产效果；普通压裂由于压裂裂缝少，改造层数少，因此增产幅度低。

2.2.2 工艺参数

在分析不同注聚阶段压裂施工规模与效果关系的基础上，为进一步明确合理施工规模，模拟不同厚度、储层发育条件下，裂缝穿透比与采出程度的关系，可见穿透比20%～33%，整体采出程度相对较高。目前聚驱开发区块平均井距120 m，不同储层发育及注聚阶段、裂缝缝长应控制在25～40 m，如图2所示。

图2 不同裂缝穿透比与采出程度模拟曲线

综合以上效果对比及模拟分析，形成了不同注聚阶段的压裂工艺优选原则及参数设计原则（表1），根据含水级别升高和剩余油分布状况，逐渐提高压裂规模，可以满足聚驱压裂改造需求。

表1 不同注聚阶段参数设计原则

3 现场应用

为提高聚驱压裂改造效果，根据不同注聚阶段施工规模逐渐提高，加大规模压裂，取得较好的增产效果，初期均能保持3.0～3.5 t平均增油水平，且整体投入产出比呈现上升趋势。近5年按聚驱压裂个性化参数设计原则共设计549口井，其中油井初期平均日增油3.2 t，有效期内累计增油27.83×104t。按油价70美元/桶计算，吨油价格为3 523元/t，增油效益98 045万元，平均投入产出比可达1∶3.2，具体见表2。

表2 聚驱分年度压裂效果统计表

4 结论与认识

1）聚驱压裂工艺优选应根据不同注聚阶段改造需求及改造目的层剩余油特点，尽可能将压裂工艺技术特点与改造需求相匹配，提高压裂改造的针对性，进而提高改造效果。

2）目前尽管施工规模与压裂效果具有较好的相关性，但仍需根据不同注聚阶段不同的改造目的，个性化设计施工规模，在含水下降期、低值期控制，回升期提高施工规模，确保满足不同阶段的规模要求，实现降本增效。

3）聚驱压裂目前单缝设计砂量规模平均6～15 m3，液量规模42～90 m3，全井平均液量300 m3，可满足聚驱压裂改造需求，初期日增油可达3 t 以上，同时返排量在安全环保可控范围内。