薄互层剩余油压裂挖潜工艺技术研究与应用

苏良银， 卜向前， 达引朋， 黄 婷， 顾燕凌， 段鹏辉

(中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018)

薄互层剩余油压裂挖潜工艺技术研究与应用

苏良银， 卜向前， 达引朋， 黄 婷， 顾燕凌， 段鹏辉

(中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018)

鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏纵向上主要发育K1、K2两层，层内隔夹层发育。但经历20多年的开发后，受层间隔夹层和非均质性影响，前期采用以老裂缝充填和延伸为主的重复压裂工艺动用层间剩余油不明显，措施后含水率上升且单井增油量逐年下降。基于储层剩余油分布类型，剖析了储层纵向上剩余油分布界限和增产潜力，开展了储层纵向上地应力和储层物性变化研究，采用正交试验设计原理对比评价了影响重复压裂裂缝高控制的主要影响因素，提出了“水力喷射器+K344单底封”重复压裂工艺，并应用全三维压裂软件优化了储层关键参数。在某区特低渗透油藏现场应用10口井，试验井日产油是投产初期的近1.5倍。

低渗透; 薄互层; 纵向剩余油; 重复压裂; 地应力

鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏纵向上主要发育K1、K2两层，层内隔夹层发育。初期油藏主要采用“压裂+注水”模式进行有效开发，但受层间非均质性强影响，单井产量逐年降低。前期经过多轮次的合层重复压裂后措施效果逐渐变差，含水率不断上升，剩余油得不到有效动用。目前，国内外研究侧向剩余油动用的方法较多[1-4]，但由于对薄互层剩余油分布认识不够深入，仅对形成水平缝的储层开展了定位平衡重复压裂技术研究与应用[5-8]，而对形成垂直缝的储层[9]，重复压裂在挖潜剩余油上效果不明显。本文以盆地某油藏前期开展的多井剩余油直接测试结果为基础，详细剖析了储层纵向上剩余油分布特征和分布界限，结合储层纵向上地应力和储层物性变化研究结果，采用正交试验设计原理对比评价了影响重复压裂裂缝纵向上缝高控制的主要影响因素，提出了一种适合该类储层重复压裂的改造工艺，并形成了相应的压裂优化设计方法，为同类型中高含水率油藏开展层间剩余油挖潜提供了有效借鉴。

1 剩余油分布特征

表1为某区块110口井主力层段不同含水率分类统计表。通过统计该区油藏2008—2013年110口井的中子寿命(或PNN)剩余油的测试结果表明，纵向层间剩余油饱和度较高，仅局部层段水洗。其中，强水洗层段不足统计层数的1/3，弱水淹层段平均剩余油饱和度50%，如表1所示。分析其原因主要包括2个方面：一是层间受隔夹层遮挡(2～5 m)影响，因初期改造规模较小或部分小层未动用，导致剩余油富集，占统计井数比例为40%；二是受层内非均质性影响，低渗层段物性变差，加上对应注水井吸水不均影响，造成剩余油富集。

表1 某区块110口井主力层位不同含水率分类统计表Table 1 Classification table of different water cut for 110 wells in a block

该区块虽然经历20多年的长期开采，主力层动用含油饱和度为12.6%依然较低，剩余油饱和度占初期完井饱和度的75.6%。将其中24口井192个小层剩余油饱和度测试结果由低到高分为三个级别，统计不同剩余油饱和度级别所对应的小层数在孔隙度和渗透率区间上的分布。图1为不同剩余油饱和度在孔隙度和渗透率上的分布比例。由图1可知，孔隙度11%～14%,渗透率<2 mD是剩余油分布的主要区间，孔隙度<13%、渗透率<1 mD的低孔低渗层段剩余油富集比例高。

图1 剩余油饱和度在孔隙度和渗透率上的分布比例

Fig.1 The distribution proportion of residual oil saturation in porosity and permeability

2 重复压裂工艺

2.1 重复压裂应力模型的建立

重复压裂裂缝纵向延伸由储隔应力状况决定[10-11]。为了更好地模拟重复压裂裂缝的扩展和延伸，在进行重复压裂优化设计前，需要计算长期注采过程中纵向上的水平最小地应力剖面。在不考虑构造应力条件下，根据Anderson模型计算最小水平主应力[12]。该模型是利用Biot多孔介质弹性变形理论导出，如公式(1)所示。

式中，p为储层孔隙压力，MPa；μ为泊淞比，m；α为毕奥特弹性系数；σy为水平最小主应力，MPa；σv为垂向应力，MPa。

老井重复压裂裂缝延伸除考虑地应力变化外，还要考虑长期注采条件下岩石力学性质的变化。因此，针对该区块开展了岩芯岩石力学参数实验。图2为不同孔隙压力下岩石力学参数变化。由图2可知，随着孔隙压力的变化，杨氏模量呈减小趋势，泊松比则逐渐增大，同时表现出地层纵向比横向的非均质性差异大。

利用上述测定的岩石力学参数，根据公式(1)计算储层纵向上水平最小主应力。图3为储层应力(差)与压力水平关系，由图3可知，随着压力保持水平的增加，水平最小主应力逐渐增加，而储隔层应力差却呈现减小趋势。由于目前该区块压力保持水平在100%～120%，因此该区储隔层应力差仅2～3 MPa。同时，综合主力层段测井结果可知，随着开采时间的延长，孔隙度和渗透率也呈现逐渐减小的趋势，图4为不同时间孔隙度变化对比。由图4可知，在相同井段，与10年前测井结果相比，2012年的孔隙度变小。综合来看，储层孔隙度减小绝对值约为0.5%～2.1%，渗透率减小绝对值约1～2 mD。因此，综合该区储层应力及物性变化特点，在采取重复压裂挖潜层间剩余油时需要防止裂缝沿纵向过度扩展和延伸。

图2 不同孔隙压力下岩石力学参数变化

Fig.2 Variation of rock mechanics parameters under different pore pressures

图3 储层应力(差)与压力水平关系

Fig.3 Relationship between reservoir stress and pressure

图4 不同时间孔隙度变化对比

Fig.4 Comparison of porosity at different time

2.2 重复压裂缝高主控因素研究

为了研究影响该区长期注采后重复压裂缝高的主控因素，利用多因素多水平的正交试验设计方法[13-15]，综合考虑了储隔层应力差、渗透率和压裂液黏度等5个主要因素，并设计了影响缝高因素的正交组合水平表，如表2所示。基于全三维压裂软件建立区块典型储层地质模型进行缝高模拟计算。模拟区块的主要基本地质参数包括油层垂深1 200 m，油层厚度15 m，孔隙度13%，杨氏模量(E)2.14×104MPa，泊淞比(μ)0.26。

表2 影响缝高因素的正交设计表Table 2 Orthogonal design table for influencing factors of fracture height

正交试验模拟结果如图5所示。模拟结果表明，入地液量、排量、黏度随着参数取值水平的增加，缝高逐渐增加；应力差和渗透率随着设计参数的增加，缝高逐渐变小。

极差分析是通过分析各列中各水平对应的试验指标平均值的最大值与最小值之差，来判断因素对指标的影响程度大小。利用极差分析方法，对表2中所列出的显著性因素的不同评价指标的影响程度大小进行了排序，图6为各影响因素极差对比分析。由图6可知，影响该区储层缝高的主要因素由强及弱排序为：储隔层应力差>入地液量>施工排量>压裂液黏度>储层渗透率。其中，由于储隔层应力差是不可控因素，因此施工规模是影响重复压裂缝高的主要可控因素。

图5 试验设计方案结果均值直方图

Fig.5 Histogram of average value for experiment

图6 各影响因素极差对比分析

Fig.6 Comparative analysis of range for different factors

2.3 重复压裂工艺及参数优化

针对该区隔夹层发育和剩余油分布特点，提出了“水力喷射器+K344封隔器”重复压裂工艺。该工艺具有以下特点：针对剩余油富集段能够准确选择喷射和裂缝起裂的位置，裂缝形成后高速流体喷射进入孔道和裂缝。其中，水力射流增压形成的微裂缝可以有效降低裂缝破裂压力，进而降低裂缝延伸净压力，控制缝高。为避免层间压窜，结合K344单底封扩张式封隔器，实现层间强制封隔，进一步提高封隔效果。该工艺集射孔、压裂和封隔为一体，实现连续多段定点改造，施工效率高。

采用该区典型储层进行压裂施工模拟(储层深度1 290 m，油层厚度22 m，孔隙度12%，渗透率1.5 mD)。计算结果如图7所示。

图7 缝高与排量模拟计算关系

Fig.7 Relationship between fracture height and displacement

由图7可知，缝高随着排量的增加而增加，相同施工排量下，储隔层应力差越小，缝高占储层的厚度比越大，缝高更容易失控。由于目前该区储隔层应力差仅2～3 MPa，因此优化施工排量为1.2～1.5 m3/min。同时，结合该区已投产的加密井生产数据，统计不同加砂量下所拥有的高产井数所占的比例分布如图8所示。由图8可知，日增油大于1.5 t的高产井比例前期随着加砂量的增加而增加，但随着加砂量的进一步增长，后期比例逐渐下降。因此，综合考虑加砂因素，最终优化单段加砂量20.0～25.0 m3，单段入地液量100 m3左右。

图8 高产井比例与加砂量的分布

Fig.8 Distribution curve of the ration of large producer and sand

3 应用效果

为提高储层纵向上剩余油动用程度，2016年采用了“水力喷射器+K344封隔器”工艺进行重复压裂改造，有效率100%。图9为试验井措施前后效果对比。由图9可知，该区某10口井投产初期平均单井日产油2.4 t，但随着时间的延长，单井日产油降至0.73 t。日产油由重复压裂前的0.73 t上升至3.51 t，日增油2.78 t/d，是投产初期时日产油的1.46倍。生产6个月后，平均单井日增油1.20 t，工艺试验效果明显。

图9 试验井措施前后效果对比

Fig.9 Comparison of test results before and after re-fracturing

4 结论

(1) 低渗透薄互层油藏层间非均质性强，隔夹层发育，注水开发后强水洗比例层不到30%，采用常规多轮次合层压裂剩余油得不到有效动用。

(2) 低孔低渗层段是剩余油富集的主要区域，剩余油饱和度占初期完井饱和的75.6%，挖潜潜力大。

(3) 长期注水开发后，储层地应力增加，物性变差。利用正交试验设计原理进行缝高模拟计算表明，施工规模是影响重复压裂缝高的主要可控因素。

(4) 针对层间剩余油分布特征和现场实际，提出了“水力喷射器+K344单底封”重复压裂工艺，并形成了重复压裂挖潜层间剩余油优化设计方法。

(5) 试验井措施后日产油是投产初期的1.46倍，裂缝测试结果表明，措施后的储层纵向剖面得到均匀改造，为该区下一步推广应用和同类型油藏开展重复压裂优化设计提供了借鉴。

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(编辑 王戬丽)

Re-Fracturing Technology Research and Application for Remaining Oil in Thin-Interlayer Reservoirs

Su Liangyin, Bu Xiangqian, Da Yinpeng, Huang Ting, Gu Yanling, Duan Penghui

(PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’anShaanxi710018,China)

Two layers , including K1 and K2, are mainly developed for the low permeability reservoir in the Ordos Basin. The main layer of the K1 with interlayer growth contains 4 lower layers. However, with more than 20 years producing, re-fracturing for filling and extension the old hydraulic fracture couldn't extract remaining oil obviously because of the interlayers and heterogeneity, which cause the water cut rising and oil increment decreased year by year. Physical property boundary and stimulation evaluation about the residual oil have been evaluated on the analysis of the vertical distribution of remaining oil in reservoir. The main influence factors of the effect of repeated fracturing control by orthogonal design principle of are obtained after researching the alternation of stress and physical property. Fracturing technology of the "hydraulic jetting+K344 single packer" is put forward for the remaining oil. The field test of 10 wells after application of full 3-D fracturing software to optimize the key parameters of re-fracturing proof that the oil per day is nearly 1.5 times as much as the initial production.

Low permeability; Thin-mutual layer; Vertical remaining oil; Repeated fracturing; Stress

1006-396X(2017)03-0056-05

2017-01-09

2017-03-06

苏良银(1984-)，男，工程师，从事油气藏增产方面的研究；E-mail:slyin_cq@petrochina.com.cn。

TE358

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.010

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn