提高大庆外围油田重复压裂井效果方法探讨

卫秀芬

(中油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163453)

引 言

大庆外围油田属于低渗透油田，必须压裂才能有效动用。初次压裂后单井产量逐渐递减，依靠重复压裂来提高产量。随着油田开发的深入，重复压裂井所占比例逐年增大，增油效果逐年变差，影响了低渗油田的开发效益。为此，发展了重复压裂垂直裂缝转向工艺技术，使重复压裂裂缝转向进入初次压裂未能充分动用的储层区域。与常规压裂相比，单井日增油提高67%，增油强度提高34.5%，但重复压裂要实现转向需要具备一定的地质条件，水平应力差越小，越容易转向。大庆外围油田各开发区块的地质状况有一定的差别，结合地应力特征研究，寻找适合应用转向压裂的区块，提出不同区块提高重复压裂井效果的对策，以最大程度地提高重复压裂增油效果，经济动用低渗油田储量。

1 重复压裂裂缝转向机理

重复压裂裂缝转向技术就是在施工过程中实时地向地层中加入适量高强度暂堵剂或永久性封堵剂，堵剂颗粒进入井筒的炮眼、地层中的人工裂缝或高渗透层，产生滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入人工裂缝和高渗透带，而进入高应力区或新裂缝层，促使新缝产生和支撑剂的铺置变化。暂堵剂在施工完成后自行溶解，不污染地层，永久性堵剂长期封堵老缝(高含水层)［1］。

重复压裂裂缝是否转向取决于储层的地应力状态，水力压裂裂缝总是在最薄弱的地方启裂，并沿着阻力最小的方向延伸，延伸方向总是垂直于最小水平主应力方向，重复压裂裂缝转向的基本条件是在近井底一定区域内最大与最小主应力方向发生偏转［2］。初次压裂及后期生产2个因素可改变井眼附近一定范围内的地应力，造成局部地应力发生变化。油藏首次压裂形成裂缝后，将产生1个椭圆形的压降区，裂缝对地应力场的影响是在最大水平应力方向上引起的应力下降幅度比最小水平应力方向上大。长期生产会降低孔隙压力，多孔孔隙弹性耦合改变储层的应力状态，导致水平应力降低，在裂缝方向水平应力的降低幅度强于垂直于裂缝方向［3］。最终结果是最大水平主应力比最小水平主应力减小较多，如果应力降幅的差异超过原始最大与最小水平应力差［4－5］，则主应力方向将发生转换，重复压裂裂缝会在垂直于原裂缝的方向上启裂延伸，但随着距裂缝距离的增加，诱导应力迅速减小，地应力场变为原来的状态，裂缝延伸距井筒一段距离后再次发生转向，仍沿初次压裂的方位延伸。

数模研究表明，不同施工参数条件下裂缝转向的条件为原场水平两向应力差值(水平最大和最小主应力差值)小于4 MPa。随着水平两向应力差值的增大，裂缝转向距离减小。水平应力差值越小，沿不同射孔方向产生的新缝转向距离越大。射孔方位角对裂缝的起裂方位有重要影响，随着射孔方位与水平最大主应力方向夹角的增加，裂缝转向距离降低。重复压裂裂缝的转向半径还与压裂液黏度、压裂排量等多个参数有关。水平主应力差值越小，压裂液黏度越大，压裂排量越高，转向半径越大。重复压裂缝转向的距离还与初次裂缝的支撑缝宽、缝长有关，支撑缝越宽、越长对垂直于原裂缝方向上的诱导应力越大，重复压裂裂缝转向距离越大［6］。

2 大庆外围油田的地应力特征

地应力的分布有3种类型:①Ⅰ类地应力，垂向主应力最大;②Ⅱ类地应力，垂向主应力最小;③Ⅲ类地应力，垂向主应力居中。地应力类型的空间分布有2种情况:①大范围内保持单一的地应力类型不变，甚至全盆地只有一种地应力类型;②在某个范围内有2种地应力交叉分布共存。

2.1 井点地应力大小及方向分布规律

近几年，大庆油田公司主要应用波速各向异性、黏滞剩磁、差应变等方法研究了外围油田15个区块61口井549块岩心的地应力特征(表1)［8］。有14个区块60口井544块岩心垂向主应力最大，其中，水平最大与最小差值不大于4 MPa的区块有7个，占实验区块的46.7%;水平最大与最小差值大于4 MPa的区块有8个，占实验区块的53.3%，说明大庆外围油田地应力分布主要是Ⅰ类地应力。敖157区块处于老区和外围的过渡带上，其中1口井的地应力分布为Ⅰ类地应力，另1口井垂向主应力居中，地应力分布为Ⅲ类地应力，2种地应力类型交叉共存。12个区块52口井的最大水平主应力方向为NE85.1°～NE108.0°，接近东西向，占实验井数的85.2%，有2个区块7口井的最大水平主应力方向为 NE32.0°～NE63.0°，为北东向，占实验井数的11.5%，有1个区块(宋芳屯油田方22区块)2口井的最大水平主应力方向为NE2.30°～NW6.13°，接近南北向，占实验井数的3.3%，说明大庆外围油田的最大水平地应力方向以东西向为主。

表1 外围油田区块地应力测试结果

2.2 平面地应力大小及方向分布规律

通过离散元方法和构造应力场模拟研究，进行了断层构造发育的地应力场的平面分布规律研究。研究结果表明，断裂附近地应力场的方位和大小变化较大，这种变化主要限于断裂附近一定距离内，远离断裂，逐渐趋于与区域应力场一致。

例如希3区块南一段油层，有 F0、F1、F2、F3、F4、F5、F6共7条断层，南一段油层顶部最大水平地应力分布见图1。应力低值区主要分布在断层内及其附近区域，尤其是F0断层附近，沿断层F0走向形成了应力低值“长条带”，应力值为30～44 MPa，应力高值区主要分布在埋藏较深的东侧及断层F5和F6端部交会处，最大水平地应力高达52 MPa，平均为44～51 MPa。最小水平地应力分布趋势与最大水平地应力相似。

图1 南一段油层顶部最大水平地应力大小分布

南一段油层顶部最大水平主应力方向分布见图2。在远离断层区域时应力方向与区域应力方向趋于一致(近东西向)，断层附近区域，地应力方向一般偏移10°～20°，断层F0对该构造地应力影响比较显著，其附近应力方向一般为NE60°～N E85°，明显偏离了区域地应力方向。

断层对地应力扰动作用与其规模(延伸长度等)、形态以及断层间的交互作用有关，断层规模越大，其影响范围越大，断层的端部附近、拐角区域、扭曲部位的地应力方向转向较剧烈，断层交叉、分支、拐点处及尖灭区有较明显的应力集中现象。

图2 南一段油层顶部最大水平主应力方向分布

3 提高大庆外围油田重复压裂井效果对策

大庆外围油田大部分区块都具有渗透率低、储层物性差的特点，自然产能较低，需压裂改造方可投产。油井压裂后的生产特征一般分为3个阶段:线性流阶段—拟径向流阶段—径向流阶段。当压裂后生产达到径向流阶段时，裂缝已经失去了高导流能力，认为上次压裂形成的裂缝已经闭合，若重复压裂层段具有足够的剩余可采储量和地层能量，可以对该井实施重复压裂。重复压裂井的地质因素和失效原因不尽不同，结合剩余油分布图，选择有效厚度大、采出程度低、与水井连通的井层，针对不同的井况采取不同的工艺措施，可提高重复压裂井的压裂效果。

3.1 Ⅰ类地应力水平应力差小于4 MPa的区块提高重复压裂效果的对策

大庆外围油田主要为Ⅰ类地应力，对于其中水平两向应力差值小于4 MPa的井层优先考虑采取垂直缝转向压裂工艺措施。要获得较长的转向裂缝或较好的压裂效果，优选初次压裂规模较大、生产一定时间、含水低的井层采取垂直缝转向压裂工艺措施，采用与原场水平最大主应力夹角小的定向射孔技术［9］产生新缝，可起到增油控水的作用。

(1)对含水低于60%的油井采用暂堵型的垂直缝转向压裂工艺措施，压后强制放喷，恢复原裂缝，使原缝和新缝同时发挥疏通油流通道的作用。例如大76－76井PI1—PI4号层水平主应力差为2.2 MPa(表2)，预测重复压裂裂缝可能转向，采用暂堵型的垂直缝转向压裂工艺措施，生成了与初次压裂裂缝扩展方向正交的新垂直裂缝，地面测斜仪监测的人工裂缝方位见图3。重复压裂后单井初期日增油为3.7 t/d，产量达到初期投产压裂70%以上。而同区块的大80－94井重复压裂虽然产生新缝，但与原裂缝偏移角度不大，未能有效突破原裂缝渗流驱替方位，压裂后日增油为1.1 t/d(表3)。现场试验证明，转向重复压裂比原缝重复压裂效果好。

表2 新战油田地应力转向预测

表3 新战油田压裂效果统计

图3 大76－76和大80－94井压裂人工裂缝方位监测

(2)对于含水大于80%且老裂缝不存在挖潜潜力的井，实施永久封堵型的强制转向压裂措施，永久性封堵原压裂裂缝，利用与原场水平最大主应力夹角小的定向射孔技术，压裂裂缝沿射孔方位起裂产生新缝，达到增油控水的目的。例如朝76－118井采用永久封堵型重复转向压裂技术，堵剂用量为45 m3，施工破裂压力为31.5 MPa，比初次压裂的破裂压力高13.5 MPa，同时延伸压力也高于初次压裂2 MPa，说明原人工裂缝封堵成功，并产生了新的人工裂缝。该井压裂前日产液为13.5 t/d，日产油为0.7 t/d，含水为98%。压裂后初期日产油为5 t/d，日增油为4.3 t/d，含水下降30%。

3.2 Ⅰ类地应力水平应力差大于4 MPa的区块提高重复压裂效果的对策

对于Ⅰ类地应力且水平两向应力差值大于4 MPa的区块，随着水平应力差值的增大，重复压裂裂缝只在井筒附近转向或不能转向产生新缝。

(1)增大压裂施工规模，达到最佳穿透比，以提高重复压裂效果。如选取了4口初次压裂施工规模未达到最佳穿透比的井进行增大施工规模试验(表4)，压裂后初期平均单井日增油为2.1 t/d，见到一定效果，但压后含水上升了48.8%。

表4 增大压裂施工规模试验

(2)发展适应性强的压裂工艺技术，以提高重复压裂井的措施效果。针对渗透率小于1×10－3μm2的低渗、低孔、天然裂缝发育的扶杨油层，引入缝网压裂［10］的理念，发展能使近井地带形成裂缝网的大规模压裂技术，使天然裂缝扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，最大限度增加泄油面积。借鉴斯伦贝谢公司的HIWAY水力压裂通道技术，发展压裂通道技术，研究适应葡萄花油层和扶杨油层的压裂液、纤维支撑剂技术、脉冲式的泵送方式等压裂工艺控制技术，通过在支撑裂缝内部创造开放性流动通道，使油气产量和采收率最大化。

3.3 Ⅲ类地应力区块提高重复压裂效果的对策

外围油田有少数区块为Ⅲ类地应力，即垂向主应力居中，水力压裂裂缝形态多是垂直裂缝，裂缝传播方向为最大水平地应力方向，由于水平两向应力差值比较大，重复压裂不能转向产生新缝。对于此类井一般采取增大压裂规模的措施。如敖南油田敖157区块的敖124－70井，重复压裂采用增大规模压裂措施，压裂PI4—5层段，破裂压力为23 MPa，压裂裂缝未转向，总加砂量为15 m3，多加砂3 m3，并采用低伤害压裂液和高效助排剂，减少压裂液对裂缝导流能力的伤害，压裂初期单井日增油为1.5 t/d，有效期为184 d，累计增油371 t。

4 结论

(1)油井重复压裂裂缝转向条件为原场水平两向应力差值小于4 MPa，最大与最小主应力差值越小，压裂液黏度越大，压裂排量越高，重复压裂裂缝转向距离越大。初次压裂支撑缝越宽、越长对地应力场诱导越大，重压裂缝转向距离越大。

(2)油井重复压裂采用垂直缝转向压裂效果明显好于普通压裂效果。大庆外围油田水平应力差不大于4 MPa的区块为53.3%，适合重复转向压裂。

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