超低渗透油藏暂堵压裂技术优化研究

2023-12-25李凯凯贺红云

石油化工应用 2023年11期

李凯凯，安然，瞿春，王毅，贺红云

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710000）

胡A 油藏主力层系为长4+5 层，平均渗透率为0.6 mD，为超低渗透储层，平均孔隙度13.5%，油层厚度11.3 m，累计动用含油面积61.0 km2，地质储量3 683×104t，该油藏沉积相为三角洲前缘亚相，多期河道砂体切割叠置，纵向隔夹层发育，层间和层内储层非均质性均较强，存在一定的天然微裂缝，平均两向主应力差为5.0 MPa。

该油藏于2007 年开始投入开发，初期油井均进行过大规模压裂，单井日产油达到5.00 t，但受储层非均质性影响，整体水驱不均、注水见效差、见水井多，油藏平均含水率持续上升，开发效果逐年变差。2016 年至2018 年为提高油藏开发水平、充分动用剩余油，实施大规模加密措施，井排距由520 m×130 m 缩小为173 m×130 m，目前综合含水率64.5%，采出程度9.6%，已进入高含水率开发阶段。

1 油藏开发存在的问题

1.1 常规储层改造工艺适应性变差

近几年在胡A 油藏共实施重复压裂、酸化等增产措施209 井次，但有效率由91.5%下降至74.1%，单井日增油由1.20 t 下降至0.49 t，措施后平均含水率上升幅度由7.6%上升至16.3%，整体上油井措施各项指标逐年变差。

胡A 油藏储层非均质性强，常规改造工艺以重复压裂和酸化解堵为主，主要目的是恢复原裂缝导流能力和解除近井地带地层堵塞，随着采出程度增加及水驱前缘推进，常规改造工艺动用新区剩余油难度大、见水风险高，导致措施效果逐年变差，随着油田开发，常规储层改造工艺已不能满足该区需求，工艺适应性变差。

1.2 剩余油分布复杂

胡A 油藏长4+5 储层非均质性强，水驱不均，生产开发情况及各类监测资料均显示，该区在宏观层面和微观层面均存在严重的平面和纵向动用不均情况[1]，严重影响油井开发效果。

1.2.1 宏观层面产液剖面显示纵向不同小层之间产液情况差异很大，部分已射开油层完全不出液，对油井整体产液量贡献为0；同一小层非均质性强，产液能力也相差较大，相同厚度油层产液量最大相差23 倍；同时全区的含水率分级图显示局部地区水淹井呈条带状分布，侧向动用差，剩余油丰富。

1.2.2 微观层面胡A 油藏加密井X 为一水淹井，长4+5 层投产时日产纯水14.6 m3，取心资料显示该井水淹层段仅存在局部高渗带水淹小层，岩心显示3～5 cm水淹带与原状含油层段交互存在，统计5 口水淹加密井取心资料发现，整体水淹厚度仅占油层厚度的8.6%，该区数值模拟也显示纵向物性较差的低渗小层剩余油丰富。

2 暂堵压裂工艺优化研究

胡A 油藏采出程度低、剩余油丰富，纵向和平面动用程度均较差，针对目前储层改造工艺存在的问题及剩余油分布特征分析，提高储层纵向和平面有效动用是改善压裂效果的重要方向和必由之路，也是暂堵压裂工艺优化的主要内容[2-6]。

2.1 暂堵剂优选

2.1.1 缝口暂堵球由于该区存在较强的非均质性，通过对取心资料相关测试及纵向应力剖面计算，根据破裂压力计算公式（1）计算出采油井Y 油层段的破裂压力剖面值（图1），可以看出同一个油层由于储层物性差异，存在多个破裂压力值，且相互之间差别较大，在压裂改造时，压裂液优先进入破裂压力较低的小层。由于井眼附近的应力集中，破压之后施工压力一般会有所下降，破裂压力较高的区域很难动用。井下微地震监测证实了射孔井段周围微地震事件分布不均，30%～40%射孔孔眼附近很少或没有微地震响应，有效起裂的孔眼仅占所有射孔孔眼的1/3～2/3[7]。

图1 油井Y 破裂压力随井深变化曲线

式中：Pf-岩石破裂压力，MPa；σh、σH-分别为水平方向最小和最大主应力，MPa；Po-岩石孔隙压力，MPa；St-岩石抗拉强度，MPa。

暂堵球用来暂时性封堵进液较好的已压开孔眼，使压裂液进入开启不好或未开启的孔眼，进而压开纵向未动用小层。可溶性暂堵球平均直径为19～22 mm，略大于射孔孔眼直径，溶解时间为10～12 h，承压能力大于45 MPa，设计用量为总孔眼数的0.7～0.8 倍，同时在井口压裂管汇处安装高压投球器设备，对暂堵球实施停泵加入。

2.1.2 缝内暂堵剂要实现缝内有效转向且不影响压裂过程，暂堵剂应满足以下三个方面要求：（1）暂堵剂满足一定的抗压强度，同时具有一定的塑性特征，能对裂缝起到较好的封堵效果，满足“堵得住、压不开”；（2）暂堵剂具有可溶性，溶解时间要大于压裂时间且不宜过长，有利于快速返排且不产生较多残渣对地层造成二次伤害；（3）暂堵剂性能要好，目前压裂规模相对较小，暂堵剂应具有用量少、易泵送、升压快、封堵能力强等特征，可在混砂车连续加入，否则存在暂堵剂用量过多、泵注不连续等问题，将严重影响压裂作业施工效率。

通过对比暂堵剂室内性能评价及现场应用情况，优选DA 系列和A-ZD 作为胡A 油藏暂堵压裂工艺的缝内暂堵剂（表1）。

表1 缝内暂堵剂性能指标

2.2 暂堵剂用量优化

暂堵剂用量计算方法较多[8]，但现场实践发现，按各类方法计算的暂堵剂用量具有较强的不确定性，相同排量下，升压幅度达到5.0 MPa 时，不同类型暂堵剂用量差异很大，结合现场应用及室内评价实验，优选的DA 系列暂堵剂每级用量为60～80 kg，A-ZD 暂堵剂每级用量在40～60 kg，根据近几年施工经验，加入暂堵剂后形成有效暂堵，是转向动用新区的必要条件，总结形成了暂堵有效性现场判识方法（表2），根据压力情况，现场实时调整暂堵剂用量，确保暂堵效果。

表2 暂堵有效性现场判识方法

2.3 暂堵剂加入时机优化

2.3.1 中低含水率井中低含水率井累产相对较低、原裂缝周边剩余油分布较多，仍有较大改造潜力，选择在前置液或泵注程序的1/3 处加入暂堵剂：（1）填充老缝，提高其导流能力，同时又抑制主裂缝过度延伸，进而形成侧向新缝，动用侧向剩余油；（2）在压裂一半时投球后暂时封堵原动用小层，憋起高压，超过物性较差小层破裂压力，进而提高储层纵向动用。

2.3.2 高含水率井高含水率井普遍累产较高或为孔隙-裂缝型见水井，原裂缝周边剩余油分布较少无重复压裂价值且存在进一步沟通水线风险，对该类井的储层改造以完全动用新区为目的，在压裂低替阶段加入水溶性暂堵剂，当暂堵剂运移至射孔段处迅速提高排量座封，在原裂缝缝口处形成暂堵，瞬间形成高压，超过原未压裂小层破裂压力，从而动用新层。该工艺可以避免原裂缝压裂改造，大幅减少见水风险。

2.4 施工参数优化

施工参数优化以提高储层有效改造为根本目标，室内填砂管实验表明井筒排量整体较低时，适当增大泵注排量，暂堵材料转向率增大，同时可以增大缝宽、增加缝高，有助于提高储层纵向动用。适当增大压裂液黏度，暂堵剂颗粒雷诺数降低，拖曳系数增大，暂堵材料转向率增大。

具体参数优化：单井加砂量施工排量由1.4～1.6 m3/min提高至1.8～2.4 m3/min，砂比由20.3%提高至28.6%，压裂液中羟丙基瓜尔胶浓度由标准的0.30%提高至0.35%，平均单井入地液量下降19.6%，同时胡A 油藏地层水与压裂用水配伍性很差，混合后结垢严重（表3），在压裂液中加入浓度0.5%的钡锶垢阻垢剂，避免对地层造成二次伤害。

表3 胡A 油藏地层水与压裂用水主要离子含量

3 现场应用及效果

在胡A 油藏实施暂堵压裂17 口，见效100%，措施后单井日产油由0.36 t 上升到1.83 t，相近压裂规模的常规压裂单井日增油仅0.49 t，平均含水率由83.8%下降至59.3%，当年平均生产160 d，动态平稳，累增油达到3 570 t，实现经济利润484 万元，在井排距大幅缩小、措施难度不断加大的背景下，措施效果效益达到历年最好。

从措施后生产数据可以看出，暂堵压裂有效动用了新区，剩余油得到进一步挖潜，实现了控水增油，油井稳产水平显著提高。暂堵压裂前后17 口采油井的生产数据符合甲型水驱曲线，拐点明显，曲线明显向累产油坐标轴偏移（图2），预计最终水驱采收率提高13.5%，当整体含水率达到90.0%时，累产水量减少54×104m3、减少采出水处理费用972 万元，预期效益十分显著。

图2 17 口采油井暂堵压裂前后甲型水驱曲线

A 井为一口加密采油井，射孔段4.0 m，投产时间短，后期液量下降快，累产油1 430 t，措施前日产液1.4 m3，日产油0.50 t，含水率58.3%。由于该井累产较少，剩余油丰富，对该井实施前置液阶段加入暂堵剂改造充填老缝，实现侧向动用，在压裂过程1/2 阶段时加入暂堵球45 个，动用纵向未开启小层，加砂20 m3，施工排量2.2 m3/min，砂比24.3%。该井初期破裂压力34.5 MPa，前置液加入A-ZD 暂堵剂60 kg，升压幅度达到8.2 MPa，后期施工压力相对平稳，较加入暂堵剂之前平均高4.6 MPa，泵注程序1/2 时投球45 个，将已压开射孔孔眼封堵，压力瞬间升高9.1 MPa，新的破裂压力达到38.1 MPa，比初期破裂压力高3.6 MPa，平稳后施工压力提高5.5 MPa（图3），显示投球后纵向原未动用小层实现了有效压裂。该井措施后日产液提高至6.7 m3，日产油3.30 t，含水率38.9%，效果较好。