三塘湖油田非常規油藏水平井復合重復壓裂技術

向洪 張堅平 張田田 楊飛 崔翔

關鍵詞：三塘湖；非常規油藏；水平井；重復壓裂；細分補孔；壓前補能；驅油

0 引言

三塘湖油田的馬56 區塊P2t 儲層和牛東區塊C2k 儲層為典型的裂縫型非常規油藏［1］，儲層物性極差，非均質較強，無自然產能，常規直井壓裂開發效果較差， 無法實現儲量的有效動用［ 2］。自2013 年起，吐哈油田公司通過勘探開發實踐證實，水平井體積壓裂技術是實現這類非常規油藏有效動用的關鍵［3］。然而，勘探開發初期體積壓裂技術的現場應用效果并不理想，首次壓裂改造規模小、排量低，“縫控儲量”低［4］；實施大段少簇路線，段距和簇間距較大，存在未動用層段，儲層動用程度比較低［5］；同時由于油藏采取衰竭式開發，儲層天然裂縫發育，地層壓力降低后未能及時補充地層能量，導致部分井存在初產高，產量下降快，采收率低的問題［6］。針對該類低產低效水平井，如何通過重復壓裂改造實現單井日產油量和累產油量的提高，延緩產量遞減，進一步提高采收率和經濟性，成為了油田開發這類非常規油藏面臨的重要問題。

近年來，隨著國內外開發非常規油氣藏技術與認識水平的不斷進步和發展［7］，水平井重復壓裂技術越來越受到各油田的重視，礦場實施取得了一定的增產效果［8］。如國內大慶、長慶、吉林、新疆等油田開展了低改造程度水平井重復壓裂探索試驗，主體采用雙封單卡、套內封隔器滑套等機械封隔分段壓裂工藝，單井產量達到復壓前的 2～3 倍［9］，但存在油管注入排量低、施工規模受限、拖動作業效率較低等問題，一定程度上影響增產穩產效果和效益［10］。筆者以三塘湖油田非常規油藏低產低效水平井為研究對象，圍繞提高單井產量和采出程度目標，在分析水平井低產低效原因基礎上，以剩余油研究為基礎，在剖析儲層剩余油分布特征評價和前期重復壓裂總結認識的基礎上，從2021 年起配套形成了細分補孔、壓前補能、擴大改造體積、提高滲吸驅油效率以及裂縫導流能力的復合重復壓裂技術，取得了較好的增產效果和經濟效益。

1 水平井低產低效原因及剩余油潛力分析

三塘湖油田自2013 年應用“水平井+體積壓裂”技術開發非常規油藏以來，實現了儲量的有效動用，但是存在單井產量差異較大，產量遞減快，累計產量低的問題（一般低于1×104 t）。以馬56 區塊致密油為例，在2013?2016 年期間共投產水平井55 口， 投產初期平均單井日產油達到13.5 t，但存在高產井少，產量遞減快，大部分井一次投產累產油和采收率低的問題，無法實現經濟開發，統計數據見表1，其中初期日產油＜5 t 的井為邊部井和套損井。

通過對前期投產水平井壓裂效果分析，導致水平井低產低效的主要原因有3 個方面。

（1） 初次改造規模小、排量低，井間存在大量未動用剩余油。三塘湖油田非常規油藏在開發初期采取400 m 排距布井，受當時體積壓裂理論認識及施工條件等客觀因素限制，改造規模較?。▎味渭由傲?0～60 m3 之間， 加砂強度1～1.2 t/m 之間），施工排量低（11～12 m3/min 之間），整體改造程度低，有效縫網延伸規模有限，采出程度低，井間仍存在大量未動用剩余油。根據壓恢試井解釋，馬56 塊致密油人工裂縫半長僅41～89 m，遠小于400 m 排距，“縫控”儲量低；井間生產動態反應表明，絕大部分基礎井網井壓裂或吞吐時鄰井無動態反應，有動態反應的井組僅占9.1%，井間動態反應低； 水平井取心資料表明， 在排距僅為70～85 m 條件下，未發現前期鄰井壓裂施工時支撐劑，取心巖心可見明顯的油跡滲出特征，含油性較好，證實了井間還存在未波及到剩余油儲量。

（2） 大段少簇，段、簇間距較大，儲層有效動用程度低，段、簇間存在遺留“甜點”。在2016 年以前，水平井體積改造以大段少簇為指導思路，單段段長大都在100～120 m 之間，平均簇間距30～40 m 之間。根據產液剖面測試結果（見表2），部分射孔簇未能得到有效動用，統計4 口井共射孔82 簇，射孔簇動用率僅為64.6%，射孔厚度動用程度63.5%，近30% 的簇未得到動用，且低產油簇比例高，存在未動用潛力區［11］。同時由于采取大簇距射孔，裂縫間距大，存在未改造區域，人工裂縫不能完全控制段簇間的流體流動，導致該區域地層原油滲流阻力增大、有效滲流距離減小而遞減幅度大［12］。

（3） 開發早期由于改造強度低、施工液量少，同時采取衰竭式開采，隨著地層壓力的不斷降低，在缺少外來能量補充和驅替條件下，地層中原油流動能力不足，導致產量降低。遞減規律分析表明，馬56 區塊致密油首年遞減率大于50%，預測一次采收率僅有2.47%。

（4） 裂縫長期導流能力下降。隨著開發和生產時間的不斷延長，人工裂縫內的導流能力不斷下降，導致已改造儲層內流體滲流通道逐漸失效，裂縫遠端的流體更加難以流動，產量下降。研究表明，對于低滲透油藏，裂縫長期導流能力僅為短期導流能力的10%～20%［13］。

2 水平井復合重復壓裂技術路線

針對三塘湖油田非常規油藏水平井低產低效原因，在剩余油潛力評價以及前期重復壓裂總結的基礎上，重復壓裂設計思路主要圍繞擴大改造體積、補充地層能量、提高滲吸效率及裂縫支撐效果共4 個方面進行3 個結合開展優化。一是將原有裂縫重復改造與細分補孔加密新縫相結合，實現水平段縫內、縫間以及井間剩余油的充分動用，提高“縫控儲量”；二是將補充地層能量和滲吸驅替相結合，實現地層能量的有效補充以及復雜縫網條件下原油的高效滲吸置換，提高滲吸驅替效率；三是將擴大改造體積與提高裂縫有效支撐效果相結合，實現重復壓裂復雜縫網條件下裂縫的有效支撐和高導流能力，提高長期增產效果，如圖1 所示。

3 水平井復合重復壓裂關鍵技術

3.1 細分補孔

由于在開發初期，水平井初次改造存在壓裂規模小以及段、簇間距大的問題，從而導致儲層整體動用程度低。通過數值模擬和礦場實踐證實，當水平段簇間或者段間距離比較大時，通過第一輪注水吞吐后，在裂縫附近及縫間仍具有較高的含油飽和度（So） 分布，儲層動用程度較低，剩余油潛力依然較大。多輪次吞吐之后，儲層動用范圍進一步擴大，裂縫附近的含油飽和度降低，在此情況下，常規吞吐難以繼續挖潛剩余油，隨后通過提壓注水吞吐，形成裂縫溝通新縫洞后，裂縫附近含油飽和度重復進行分布，可明顯改善吞吐效果，如圖2 所示。因此結合現場實際，制定了三塘湖油田非常規油藏水平井細分補孔原則：（1） 初次改造時段間距＞30 m，簇間距大于25 m；（2） 優選氣測值高、油氣顯示好的位置補孔；（3） 補孔層段套管及固井質量情況良好，避開套管接箍； （4） 射孔方式采取多簇射孔， 5～6 簇/段， 1m/簇；（5） 補孔后段、簇間距控制在10 m 以內。通過細分補孔+改造后，能夠提高人工裂縫所控制的段、簇間流體的流動范圍，減小流動阻力和滲流距離，從而實現產量的提升。

3.2 壓前補能優化

低壓低滲油藏在生產后期，地層能量快速下降是遞減難以控制的主要原因之一。根據滲流力學基本理論，壓前和壓裂過程中注入大規模液體并燜井增壓，能大幅提高近井地帶的水相飽和度、水相壓力和低壓區的儲層孔隙壓力，從而提高地層壓力保持水平，實現增產的目的［14］。因此，為了提高重復壓裂效果，壓前進行有效的能量補充是關鍵。采用數值模擬可知：向地層注入液量越大，地層壓力上升越高。當注入5 000 m3 液體時，30 d 后地層壓力上升1.10 MPa；當注入15 000 m3 液體后，30 d 后地層壓力上升3.13 MPa，隨著地層壓力的升高，單井累計產液量也越高。在補能液量優化方面，主要基于單井虧空體積以及注液壓力，形成了注采比和注水壓力2 個關鍵判別參數。結合現場實踐，要求注采比＞2，注水停泵壓力大于上次壓裂停泵壓力，可實現有效的地層能量補充。

3.3 縫內+縫間多級暫堵壓裂技術

3.3.1 暫堵劑的選擇及用量優化

由于初次壓裂改造規模小，并且段、簇間距較大，重復壓裂思路將原有裂縫重復改造與細分補孔加密新縫相結合，實現水平段縫內、縫間以及井間剩余油的充分動用。優選了高強度水溶性暫堵劑，承壓能力達到40 MPa，24 h 內可完全降解，內含表面活性劑，有利于返排。結合縫內+縫間暫堵工藝技術需求，配套1～5 mm、5～8 mm 和11～13 mm 組合粒徑暫堵劑，其中1～5 mm 和5～8 mm 小粒徑暫堵劑主要為縫內暫堵，11～13 mm 大粒徑暫堵劑主要為縫間暫堵，根據不同粒徑暫堵劑的封堵作用，形成了分級優化和用量優化依據，提高暫堵效果。在分級優化方面，以首次壓裂停泵壓力為基礎，結合前期認識按照停泵壓力差值3 MPa 以內以及物性條件相近的層段進行分級暫堵優化，提高重復壓裂改造均勻性，考慮到現場施工因素，分級數量最多不超過4 級。而在用量優化方面，則形成各種暫堵劑用量計算公式，指導重復壓裂方案優化設計。

3.3.2 加砂方式優化

為了提高重復壓裂改造體積及支撐劑遠端支撐效果，加砂方式由前期的多段塞+連續加砂施工工藝優化為全程連續加砂施工工藝，盡可能將更多的支撐劑在施工早期往裂縫遠端輸送，進一步提高支撐裂縫縫長，同時也使裂縫支撐剖面更加均勻，中遠端裂縫導流能力得到提高，延長裂縫有效期。為配合全程連續加砂工藝，提高施工排量，由初期的10～12m3/min 提高至15～16 m3/min，進一步提高儲層改造體積和縫網復雜程度，通過軟件模擬不同加砂方式和排量下的支撐劑裂縫半長結果見表3，按照單簇液量300 m3，加砂量30 m3 進行模擬。

3.4 滲吸驅油與燜井時間優化

隨著水平井生產時間的延長，導致在近井筒和裂縫區域儲層含油飽和度以及地層壓力下降后，常規滲吸采油方式難以挖潛剩余油［15］。為了進一步提高老井采收率，需要采用驅油劑等新的注入介質提高驅替效果［16］。針對牛東區塊和馬56 區塊原油，通過室內實驗評價分別優選了超低界面張力的表面活性劑類驅油劑GX-1、GX-2，如圖3 所示，可以看出，超低界面張力驅油劑GX-1、GX-2 在質量分數0.15%～0.80% 范圍內，油水界面張力可達到10?2 mN/m 級別，具有優良的降低油水界面張力效果［17］。該驅油劑系列還可有效改變巖石潤濕性，將巖樣表面的潤濕性由中性弱親油改變為弱親水，從而提高壓裂作業后的水驅油動力，利于提高水驅油采收率［18］。

此外該驅油劑與壓裂液具有良好的配伍性能，懸砂實驗評價結果表明，經該超低界面張力活性劑改性后支撐劑的沉降速度較改性前降低22.6%，可以提高壓裂液的懸砂性能，支撐劑沉降時間變長后，有利于增加支撐縫半長［19］。在滑溜水和壓裂液中復配質量濃度為0.3%～0.5% 驅油劑，大排量注入儲層中，通過壓裂進行二次補能的同時，實現復雜縫網條件下原油的高效滲吸置換，進一步提高滲吸驅替效率［20］。在壓裂完成后進行合理燜井，確保油水充分滲吸置換和壓力擴散［21］。依據驅油劑室內滲吸置換平衡時間和燜井期間不同區塊壓力下降情況，綜合優化牛東區塊燜井時間為20～30 d 之間，馬中區塊燜井時間為10～15 d 之間。

4 現場實施效果

2021?2022 年期間，在三塘湖盆地馬中和牛東區塊非常規油藏共實施水平井細分補孔+多級暫堵重復壓裂23 井次，壓前各井根據儲層虧空情況及井組注水吞吐量優化補能液量1 000～8 000 m3 之間，保證單井注采比2 以上，主壓裂階段平均單井用液量1 600 m3，加砂量122.7 m3，暫堵劑455 kg，暫堵級數2～3 級，施工排量14～16 m3/min 之間，暫堵升壓值由前期3～5 MPa 提高至5～10 MPa，升壓持續時間大幅度提升，說明實現了新縫的有效開啟。重復壓裂后根據不同的區塊優化燜井10～30 d，有效率100%，單井產量大幅提高，平均單井日產油量由復壓前2.2 t/d 提高至10.5 t/d，日增油達到8.3 t。截止目前大部分井仍在有效期內，平均單井累計增油已超過1 400 t，單井最高累計增油超過3 000 t，顯示了良好的增產效果。按照油價40 美元/桶計算，平均單井投入產出比達到1∶1.2 以上，具有良好的經濟效益。

5 結論

（1） 針對三塘湖油田非常規油藏水平井首次改造程度低、段簇間距較大的井，通過細分補孔+壓前補能+滲吸驅油+多級暫堵重復改造組合技術可以有效地提高單井產量和采收率，并具有良好的經濟效益，對其他類似的非常規油藏水平井老井提高產量及最終采出程度具有一定的借鑒作用。

（2） 暫堵轉向工藝是水平井重復壓裂技術的關鍵，通過優選高強度水溶性暫堵劑，并配套不同粒徑類型的暫堵劑，能夠滿足縫內+縫間暫堵壓裂的需求，暫堵升壓值和持續時間得到提高，保證了暫堵工藝的有效性。

（3） 壓前有效的能量補充是保證重復壓裂效果的關鍵，通過實踐確立了以注采比和注水壓力兩個核心參數來優化單井補能液量，滿足了三塘湖油田非常規油藏壓前補能的需求。