低渗透油藏的采油工艺和压裂工艺分析

薛长荣 张永

延长油田股份有限公司志丹采油厂 陕西 延安 717500

伴随着石油消耗速度的加快，国内的各种优质油藏数量逐渐减少，已无法满足人们对石油资源的需求。对此，油气开发中心逐步转移至浅层低渗油藏的开采，这类油田占新发现油藏的一半以上，由于其具有产能低、渗透率低的特点，开采难度相对较大。为稳定石油的供应，深入探讨采油和压裂工艺显得尤为重要。现就低渗油藏的采油、压裂工艺进行如下论述，希望能为这类油田的开发、利用起到作用[1]。

1 浅层低渗油藏的开发现状

通过分析浅层低渗油藏的生产特征、渗透率，可以将其分为3个类型 ：一是一般低渗油田，这种储层比较接近一般储层，地层下的水饱和度为25%～50%，具有工业性的产能。但是对于钻井、完井作业而言，极有可能会造成污染，有必要对储层采取保护措施 ；二是特低渗油田，油田储层含水饱和度大，这类油田的部分油层有低电阻，从某种程度上加大了测井难度。通常来讲，这类储层无法满足工业标准，需要进行压裂作业；三是致密低渗储层，空隙半径小，油气的进入有一定难度，和有效储层下线相似，多没有自然产能，需要压裂作业才能投产。在国外，浅层低渗油藏的开发已有一段时间，它们始终保持一个观点，特别是高压低渗油田，初次开采压力大，天然气能量充足，应借助自然产能进行开采，可以适当延长低含水期、无水期的时间。借助溶解气驱能量、弹性能量进行开采，由于油层产能递减速率较快，大大降低采收率，一般为10%。进入低产期后，采用注水的方式开采，保持注水能量，此时采收率明显提高为20%[2]。

2 低渗透油藏的压裂工艺的优化措施

2.1 完善3½″小井眼储层改造技术

根据侏罗系油藏根据隔夹层发育状况、油水接触关系细化储层类型，确定合理射开程度，采取差异化储层改造技术对策，以小直径深穿透射孔、“三小一低”压裂解堵为主，平均单井日产油2.4t，较去年同期提高0.4t。三叠系油藏针对老区平面水驱波及范围大、纵向多层系发育的储层特征，以“提产+控水”一体化为理念，全面推广纵向多短簇细分层压裂技术，平均单井日产油2.0t，效果整体保持稳定。

图1 含层理面射孔孔眼破裂时裂缝演化图

2.2 优化3 寸半可回接悬挂器技术

针对水驱状况复杂、见水风险高的井，优化低含水层段进行改造，在前置液中加入自适应多尺度控水剂降低水相渗透率，同时控制压裂改造规模，试验5口，单井日产油1.8t，含水55.8%，较对比井含水↓12个百分点。围绕超低渗储层物性差、侧钻后产量递减大等问题，在超低渗油藏试验高导流通道压裂2口，初期单井日产油2.7t，较对比井提高0.5t。水平井推广应用“油管传输射孔+小直径桥塞分段多簇压裂”主体工艺，采用可溶桥塞替代可捞式桥塞，平均单井压裂施工周期缩短4天，压裂施工效率提高20%；同时，针对常规分段压裂施工周期长等难题，研发配套3寸半可回接悬挂器，套管回接重造井筒形成大通径管柱，采用“桥射联做+分段体积压裂”工艺技术模式试验1口，排量由2.6提高4～6m3/min，水平井单井压裂周期由15下降到5天[3]。

2.3 多短簇细分层压裂优化

侏罗系油藏以挖潜井间剩余油为目标，坚持以小直径深穿透射孔、控压酸化、“三小一低”压裂等小型解堵工艺为主，持续优化技术参数，不断提高技术适应性，措施有效率90%以上。特低渗～超低渗I类油藏侧钻定向井以充分动用储层为目标，坚持“多短缝+控含水”压裂理念，全面推广多短簇细分层压裂主体工艺技术，单井产量2t以上。开展体积压裂提产技术试验，扩大泄流面积，单井产量由1.0提高到1.8t。

图3 不同簇诱导应力场模拟结果

2.4 小曲率侧钻水平井技术

超低渗II类油藏最大限度利用老套管、缩短靶前距，提高井网内水平段长度，试验小曲率侧钻水平井技术，充分发挥侧钻水平井“井控+缝控”提产优势，实现超低渗低产井组高效开发。侧钻水平井以缩短常规分段压裂施工周期、提高段间段内压裂有效性为目标，初期单井产量＞3.5t。水平井持续推广应用“油管传输射孔+小直径可溶桥塞分段压裂”主体工艺，通过3寸半套管回接重造井筒，实现井眼全通径，完善小井眼桥射联作高效分段压裂工艺，单井压裂周期缩短至5天，单井产量3.2t以上。

3 低渗油藏的压裂效果分析

压裂工艺是指采油时借助水力作用，使油层形成裂缝，也称油层水力压裂。油层出现裂缝后，加入支撑剂填充裂缝，提高油层渗透能力，增加产油量。该工艺是低渗油藏开发的有效手段，在多年的发展中，压裂工艺在材料性能、设备等方面取得很大的进步，工艺技术也越来越成熟。以恢复裂缝导流能力、挖潜剩余油为目标，逐步形成了以重复压裂、酸化解堵、查层补孔三大类主体技术。近年来为适应不同开发需求，控水增油等新技术快速发展，老油田增产稳产技术系列不断丰富。以长6为代表，已进入“双高”阶段，水驱矛盾加剧，含水上升快（1.9%），低产井多，占比73%，推广暂堵压裂、前置调堵压裂等工艺，日增油0.8t左右。

3.1 低渗I/II 类油藏

3.1.1 双向调堵技术

按照“油水井双向治理”思路，开展中高含水油藏双向调堵压裂实现“控水增油”。计算表明双向调堵降低含水率较单一调剖/堵水降低近10%，采收率可提高至3～5%以上，有效改善渗流场、动用剩余油。2023年实施井组月度阶段递减由1.5下降至-0.8%、月度含水上升速度由0.8下降至-0.3%。

3.1.2 暂堵压裂

针对特低渗油藏“双高” 特征，持续优化暂堵压裂工艺，“层内+层间”多级暂堵控制裂缝长度、方向，提高裂缝复杂程度，暂堵级数提高到2-3级，单井日增油由0.81提高到0.84t，措施有效率由84.5提高到86.7%。

3.1.3 高含水油井堵水压裂技术

针对油水井贯通、井口高压的裂缝性水淹井，开展复合功能段塞深部堵水试验，实现降水增油目的。采用凝胶推水站位+高强固结封口，堵剂由200提高到600m3，注入排量由0.5提高到1.0m3/min，实现水淹裂缝的深部封堵；研发了互穿网络系列高强封堵剂，地面粘度＜30mpa.s，耐压＞32MPa，满足封口/转向压裂的技术需求。

近年累计试验井措施有效率78.8%，措施有效期达到386天，平均单井日增油1.03t，含水降低27.9%，与前期试验对比，措施有效率由67.8提高到78.8%，平均单井日增油由0.49提高到1.03t，含水降幅由11.4%提高到27.9%。

3.2 超低渗I/II 类油藏

针对超低渗I/II类油藏，储层物性差、有效驱替系统难建立，采油速度低。以高注采比、低采出开发特征为主。定向井主要通过提高重复压裂措施比例（35.1%提高到44.6%），改善水驱效果，持续优化选井选层，单井日增油保持稳定，措施有效率由89.1提高到90.9%[4]。

（1）重复压裂。以暂堵压裂、宽带压裂等工艺为主，促进有效驱替系统建立。实施井有效率92.2%，平均单井日增油0.88t/d，历年跟踪表明，有效期内单井增油量453t，措施后含水上升幅度5.8%，适应性较好。

（2）补孔压裂。基于单砂体精细刻画，以实现注采关系动用、充分挖潜纵向剩余油为目标，针对纵向潜力层实施补孔压裂井，有效率89.6%，平均单井日增油0.83t/d，长期有效率89.1%，平均单井日增油0.91t，工艺适应性较好。

（3）井组整体宽带压裂技术。针对井组驱替系统难建立的“双低”油藏，通过井组“三场”变化规律研究，明确井组挖潜的方向，采用整体二次构建井网地下裂缝系统与注驱采渗流场，促使驱替系统有效建立，改善低产区开发效果。综合裂缝-油藏-应力模拟技术，建立地质工程一体化模拟工作流程，开展精细油藏模拟，研究开发全过程“三场”变化规律，明确井组整体增产挖潜的潜力与方向，形成“增、扩、转、扰、驱”为核心的井组整体压裂技术。通过补能增加两向应力差1～2MPa，改变应力场有利于裂缝有效扩展；建立了压前补能液量与地层压力变化方程和关系图版，指导补能方案优化，形成了压裂驱油补能数值模型，建立补能图版。以重建注驱采渗流场为目标，形成了“增、扩、转、扰、驱”为核心的井组整体压裂技术，配套研发了高效驱油型补能剂CQH-1，在油藏规模应用，措施后单井日增油由0.8提高到1.7t/d。以重建注驱采渗流场为目标，在低产区开展“增、扩、转、扰、驱”为核心的井组结构化改造，井组日产油由149.8提高到392.5吨，采油速度由0.18提高到0.44%；支撑区块纯老井日产油稳产800t，实现区块“硬”稳产。

4 结束语

石油资源经过多年的开采，其品质逐渐降低，低渗油藏数量增多，加强对这类油井采油、压裂工艺的研究，对稳定原油产量具有重要意义。由于采油工艺、压裂工艺比较多，而且每种工艺技术的特点不同，给石油企业工作的开展带来难度。基于此，石油企业应结合油井特征、生产需求，科学地选择工艺技术，以满足生产需求，提高原油利用率。