超低滲油藏整體寬帶壓裂技術研究與應用

袁亮亮 陳亞舟 孫大偉 張紅崗 魏波

長慶油田第三采油廠 寧夏 銀川 750000

長慶油田采油三廠靖安油田D油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，無斷層發育，屬于典型的超低滲的油藏。隨著油田持續開采，油藏開發進入開發中期，開發面臨的問題矛盾日益突出，油井長期低產低效問題難以解決[1]。采用常規壓裂措施后產量穩產期短，含水升幅高[2]，無法滿足當前階段的油田生產開發需要，因此，亟需研究新的工藝方法解決當前油井低產低效的現狀。近年來，為了改善井網的水驅效果，長慶油田開始試驗了寬帶壓裂技術，先后在多個油田取得了較好的應用效果[3-5]。寬帶壓裂技術是在初次常規壓裂的基礎上對油藏進行二次重復壓裂改造的過程，通過縫端暫堵及縫內多級暫堵技術提高側向壓力梯度，增大了裂縫的側向波及范圍，改變了優勢水驅方向，并且通過對堵劑的不斷優化，實現了提液控含水、提高單井產量，有效的降低油藏遞減速度，為采油三廠中高含水階段油藏高效開發具有深遠的指導意義。

1 寬帶壓裂技術實施背景

1.1 儲層物性差，低產低效井占比高

靖安油田D油藏北部、東部、西北部物性相對較好，單井產量相對較高，油藏南部、西南部物性較差，單井產量低。經過統計發現，油藏物性較差部位油井低產低效占比高，為30%。分析認為，由于儲層物性差，導致注采系統主、向側向井無法形成有效驅替是造成油井低產低效的主要原因。而寬帶壓裂技術通過“控制縫長、增加帶寬”的思路對儲層進行大規模改造，主向裂縫半長控制在110～120m，側向裂縫帶寬控制在50～60m，可以建立超低滲透D油藏井組的有效驅替，實現油藏高效開發。

1.2 常規壓裂效果差，側向剩余油動用少

通過對靖安油田D油藏2018—2021年常規壓裂實施效果進行統計。結果表明：四年內實施常規壓裂后油井平均單井日增油0.76t，措施增油水平較低，難以充分動用側向剩余油；措施后油井含水達60%，含水增幅超過20%，達到21.1%，這對中含水期油藏開發非常不利。因此需要對常規壓裂的工藝參數進行優化，在提高單井增油的基礎上控制含水上升幅度，見表1。

表1 2018～2021常規壓裂措施效果統計表

2 寬帶壓裂技術原理

2.1 技術原理

寬帶壓裂技術是指在老井壓裂基礎上，借助縫端暫堵及縫內多級暫堵技術產生復雜的裂縫縫網絡，同時采用多粒徑組合可降解暫堵劑，大粒徑在裂縫窄點處橋堵，小粒徑停留于間隙處，形成縫內暫堵，從而提高側向壓力梯度，提高縫控儲量，縮短有效排距，形成有效驅替［6-7］。整體寬帶壓裂即是在一個井組開展多口井壓裂，擴大改造規模，提高動用程度。

針對靖安油田D油藏低產區，通過大規模重復壓裂改善水驅開發效果，即以“重復壓裂+二次構建”的寬帶壓裂模式建立有效驅替，實現“雙低”老油藏的“二次開發”。

2.2 寬帶壓裂工藝參數

室內模擬實驗表明，縫內凈壓力大于高應力區應力，可以實現側向裂縫開啟。實施縫端、縫內動態暫堵的體積壓裂，能夠提升縫內凈壓力5MPa以上，滿足開啟側向新縫的技術條件。在主壓裂階段排量為3.0～6.0m3/min時，凈壓力能夠提升2～3MPa。

圖1 不同儲層厚度下凈壓力與施工排量關系曲線

圖2 相同縫長、縫高條件下入地液量與帶寬標定關系圖

2.3 堵劑性能評價

針對D油藏平面非均質性較強，油井見水多為孔隙性見水，見水方向呈現多方向性，來水方向和強度判別難度大。因此研制新型堵劑配方，利用選擇性堵水劑對儲層遠端孔隙進行封堵，然后采用縫內暫堵壓裂技術，在井筒近井地帶形成新的裂縫，實現封堵見水通道和“造新縫”的雙重目的。

2.4 驅油劑性能測試

利用驅油壓裂液“壓前補能、壓中增能、壓后蓄能”的技術思路，進行滲流場重構壓驅一體化技術試驗。研究表明，壓前補能增加單段補能液量300～500m3，能夠實現近井地層壓力提升1～2MPa，為側向裂縫開啟提供有利條件?，F場全程使用的驅油劑為烷基磺酸鹽類驅油劑CQH-1，該型驅油劑在高溫下具有較好的滲析效率，配置濃度為0.2%～0.3%，驅油效率82.7%，有較好的實施效果。

3 效果評價

3.1 整體效果評價

圖3 寬帶壓裂措施效果及區域采油指標變化圖

在靖安油田D油藏開展寬帶壓裂49井次，措施有效48井次，有效率達到98.0%，平均單井日增油達到1.53t，含水增幅7.67%，與常規壓裂相比，單井日增油顯著提高，含水上升幅度得到有效控制，油藏區域階段自然遞減，由7.2%降到3.6%，水驅動用程度由64.3升至66.2%，水驅動用程度得到明顯改善。

W1井位于D油藏西南部，是低產低效井，2022年對其進行寬帶壓裂改造。W2井與W1同在一個井網，該井在壓裂時增加壓前補能液300m3，實施壓裂后發現，W2初期日增油3.0t，優于W1（1.1t）。結果表明提高單段入地液量由330m3提升至600m3能夠提高增油效果。分析認為，增加壓前補能液不僅能夠增加地層能量，同時液體進入地層后改變了地下壓力場，為后續壓裂產生復雜縫網創造了條件。

3.2 施工參數評價

通過統計近些年礦場應用的情況，對單井日增油與壓裂施工參數相關性分析，得到靖安油田D油藏寬帶壓裂現場最優的施工參數。單段入地液量為550～650m3，單段堵劑為600kg，單段砂量35-45m3，升壓幅度3.5～6MPa。

圖4 D油藏寬帶壓裂施工參數與單井日增油關系統計

4 結論及建議

（1）靖安油田D油藏油井長期低產低效，通過分析其主要原因為儲層物性差，主側向無法建立有效驅替，采用以“控制縫長、增加帶寬”的思路開展井組整體縫網寬帶壓裂，促使驅替系統有效建立?，F場應用結果表明，單井日增油與含水上升幅度得到明顯變好，水驅動用程度整體寬帶壓裂技術對于低產低效井動用側向剩余油及控制含水的思路是可行的。

（2）整體寬帶壓裂提液控水效果較常規壓裂顯著增強，證明該技術在低產低效井的中高含水期具有推廣應用價值。

（3）通過在現場中的應用發現，增加單段入地液量能夠有效提高增油效果，研究認為增加壓前補能液不僅能夠增加地層能量，同時還能改變地下壓力場，為壓裂產生復雜縫網創造了條件。同時研究還明確了最優施工參數，建議施工單段入地液量為550～650m3，單段堵劑為600kg，單段砂量35～45m3，升壓幅度3.5～6MPa。