低渗透储层混合水重复压裂选井条件研究

张晓明，王建峰，王永刚，周尚龙，杨建民，沈光辉，刘军，喻晓林

（中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710021）

低渗透储层混合水重复压裂选井条件研究

张晓明，王建峰，王永刚，周尚龙，杨建民，沈光辉，刘军，喻晓林

（中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710021）

油井重复压裂是低渗透油田保持稳产的一项重要工作。由于常规水力压裂规模小，压裂液返排效率低，导致油井重复压裂增产潜力有限。混合水重复压裂技术是在常规水力压裂的基础上，利用“滑溜水+基液+交联液”代替普通胍胶压裂液，用陶粒代替普通石英砂，通过油溶性控缝暂堵剂堵塞原压裂缝，再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比对原射孔段进行二次压裂。通过姬塬地区长8油藏16口井混合水重复压裂实验证明，由于解决了常规水力压裂规模小和返排率的问题，油井增产效果达到了常规水力压裂的3倍；选井时，需优先选择油层厚度大、储层物性好、压力保持水平高、注水长期不见效的井网侧向井，尽量避免混合水重复压裂规模大导致与注水井沟通水淹。

长庆低渗透；混合水；重复压裂；选井条件

长庆低渗透储层指渗透率小于50×10-3μm2的储层［1］，油层一般具有低压、低孔、低渗透的特点，必须经过水力压裂才有产能。而且随着开发时间的延长，原有压裂裂缝会因支撑剂破碎、压实及嵌入岩石等原因，致使裂缝导流能力下降，甚至失效［2-4］，造成油井产量下降。目前解决的主要方法一般是采取重复压裂，但是由于低渗透储层渗透率低的特点和常规重复压裂规模小、压裂液返排率低的特点，油层改造程度不够，储层易受污染，常规水力重复压裂往往效果不佳，措施增产和措施有效期都受到限制。2010年以来，长庆油田借鉴美国页岩气开发经验，先后在三叠系长8、长7以及长4+5等低渗、特低渗透油藏新井储层改造中应用混合水体积压裂，效果明显［5-9］。2014年借鉴新井油层混合水压裂改造经验，在姬塬地区长8油藏选择了16口老井进行混合水重复压裂实验，由于选井分别位于油藏的不同位置，油层物性、压力保持水平存在差异，实验井中12口油井取得了明显的效果，4口井措施无效。

1 混合水重复压裂技术

混合水重复压裂是在常规水力压裂的基础上，利用“滑溜水+基液+交联液”代替普通胍胶压裂液，用陶粒代替普通石英砂，通过油溶性控缝暂堵剂堵塞原压裂缝，再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比对原射孔段进行压裂。通过滑溜水与冻胶的交替注入，提高压裂缝内净压力，开启天然裂缝，最大限度的实现压裂缝与天然裂缝沟通，形成天然裂缝面剪切错断自撑和人工裂缝铺砂支撑的立体网格系统，扩大了油层泄油面积，从而达到提高产量的目的。

该技术的特点是“三大两小”，即大液量、大砂量、高排量，低密度支撑剂、低砂比。大液量和大砂量有助于提高储层改造体积；高排量有助于提高缝内净压力，从而使天然裂缝开启并延伸；低粘度压裂液摩阻低、导压性能好，有助于开启微裂缝，且伤害小；小粒径支撑剂使微裂缝得到填充，能够提高微裂缝导流能力，最终形成储层立体改造的目的。

2 选井条件研究

2.1 储层地质特征

由15口井岩心物性分析资料可知，姬塬地区长8储层矿物成分主要是岩屑质长石砂岩，其中石英平均含量为28.2%，长石平均含量为29.3%，岩屑平均含量为23.9%，储层填隙物含量为14.4%。储层孔隙以发育原生粒间孔和粒间溶孔为主，次为长石粒内溶孔和铸模孔，平均孔径71 μm。储层平均孔隙度11.03%，平均渗透率0.72×10-3μm2，属于超-特低渗透储层。油层自然产能低，需压裂后才有产能。

根据野外露头和岩心资料观察，姬塬地区长8储层发育北西-南东向和北东-南西的两组主裂缝和大量的微裂缝（开度小于50 μm的裂缝），微裂缝发育对储层孔隙度贡献不大，但对渗透率的影响较大。研究证明［10］，微裂缝发育的储层比微裂缝不发育的储层渗透率大很多，有时甚至达到10倍以上。正是由于微裂缝的发育，姬塬地区长8油层经压裂后的产液能力才能得到很大的提升。

2.2 油田开发特征

姬塬地区长8油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，为典型的岩性油藏，油藏范围受岩性、物性双重控制。该油藏2007年开始投入开发，井网采取菱形反九点面积注采井网，开发方式为超前注水开发，即注水井超前注水三个月后，待地层压力保持水平达到原始地层压力的110%～120%时，油井开始投入开发。截止目前，该油藏共有油井135口，单井日产油1.41 t，综合含水36%；注水井43口，井均日注20 m3。油藏月注采比2.30，累计注采比2.03，地质储量采油速度1.32%，地质储量采出程度3.98%，压力保持水平53%～89%。

2.3 混合水重复压裂实验

本次混合水重复压裂实验在姬塬地区长8油藏共选井16口（见表1），采用油溶性暂堵剂裂缝暂堵加“滑溜水+基液+交联液”混合压裂，支撑剂采用20～40目（视密度2.94 g/cm3）和40～70目（视密度3.22 g/cm3）低密度陶粒。根据油层厚度和储层物性，分别加低密度陶粒45 m3～60 m3，砂比13.1%～17.3%，排量6 m3/min～10 m3/min，入地液量404 m3～497 m3。

表1 姬塬地区长8混合水压裂实验措施井储层物性及压裂参数表

从16口实验井措施增油效果来看（见表2），其中12口井取得了明显的效果，初期井均增油4.39 t，为同期该区常规水力压裂增油量的3倍，有效井占总实验井数的75%；4口井措施无效（单井日增油小于0.5 t），占总实验井数的25%。

2.4 实验效果分析

从压裂前后的对比数据可以看出，12口有效井混合水重复压裂前后日产液、日产油均明显上升，动液面上升，沉没度增加，含水基本稳定，措施有效期最长已达6个月，且16口井目前增油仍然有效，措施效果较好。

4口无效井重复压裂前后液量、油量均无明显变化或变化较小，措施无效。从压裂前地层压力分布来

看，4口无效井均位于油藏边部，与有效的12口井相比，油层厚度薄，储层物性差，注水见效差，地层压力保持水平低，平均压力保持水平仅为60%，而有效的12口井压力保持水平达89%。

表2 姬塬长8油藏油井混合水重复压裂效果表

无效井中F55-47井无对应注水井，2010年投产后一直为自然能量开发，F47-58、F44-69、F57-55虽有对应注水井，但对应的F46-57、F44-69、F56-55注水井由于地层致密，长期欠注，能量保持水平相对较差。

从措施费用看，根据长庆油田测算，混合水压裂与常规压裂相比，由于压裂规模大，作业费、压裂液费及压裂作业费有所增加，平均单井费用比常规水力压裂高1/3左右，而单井增油量约是常规水力压裂的3倍，综合认为，本次试验取得了成功。

2.5 选井条件研究

从姬塬地区长8油藏混合水重复压裂实验结果来看，混合水重复压裂能够较大幅度增加油井产量，且措施有效期长，可作为低渗透-特低渗透油层措施增产的一项重要技术。

从措施有效井和无效井的储层物性、压力保持水平、油藏位置对比分析可以看出，位于油藏边部及压力保持水平较差的位置，混合水重复压裂效果均较差，主要为措施前后液量变化不大，因此为了确保措施效果，混合水重复压裂选井应优先选择油藏中部及地层压力保持较高的区域，具体为：

（1）油层厚度大，连通性好，展布稳定；（2）储层物性相对较好，非均质性相对较弱；（3）压力保持水平高，能量基础稳定；（4）单井产量相对较低，具备增产空间；（5）选择无明显水淹区的、注水长期不见效的侧向井，尽量避免混合水重复压裂规模大导致与注水井沟通水淹。

3 结论

（1）混合水重复压裂由于采用了大液量、大砂量、大排量，低密度支撑剂、低砂比“三大两小”压裂技术，压裂规模大、压裂液返排率高，较大幅度增加了低渗透储层渗流能力，有效的提高了低渗透油藏的措施增产效果，可作为低渗透油藏措施增产的一项重要技术。

（2）为确保低渗透油层重复压裂效果，混合水重复压裂应优先选择油层厚度大、储层物性好、压力保持水平高、注水长期不见效的油藏中部井网侧向井，尽量避免混合水重复压裂规模大导致油井与注水井沟通水淹。

［1］王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油藏开发［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［2］（美）J.L.吉德利（Johnl L.Gidley），蒋阗，等.水力压裂技术新发展［M］.北京：石油工业出版社，1995.

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.012

TE357.12

A

1673-5285（2015）08-0045-04

2015－05-15

张晓明，男（1977-），汉族，工程师，学士学位，主要从事油田开发管理工作，邮箱：zxiaom_cq@petrochina.com.cn。