特低渗透砂岩油藏暂堵转向压裂技术研究及应用

杨学武，周美红，王 军，杜 周，房玉凤

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 研究区概况

靖吴油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，长6油藏属特低渗透油藏（见表1），主力开发区已处于中高含水上升期。受水驱不均影响，低产低效井比例17.9%，通过重复压裂措施提高单井产量，取得了一定的增油效果，但含水上升问题依然严重。

2 研究区生产动态特征

2.1 处于含水上升开发期

靖吴油区长6油藏已逐渐进入中高含水期，随着开发深入，含水上升，油藏开发矛盾也在逐渐转化。油藏含水上升规律分析，可以总结为以下几类：

（1）未见水或低含水井。从投产至今，含水一直低于5%，一方面有注水井的压力保持；另一方面，注水井间不存在大孔道，不存在突破性见水。

（2）孔隙性或突破性见水。投产初期，经过一段较长时间的无水采油期后，注水井与生产井间形成明显的优势通道，含水迅速上升，形成突破性见水。

（3）投产即见水。油井一投产，含水率迅速上升，甚至一投产含水率就在70%左右，主要原因是生产井投产时间较晚，井位处初始含水较高；或油井射孔射开油水层；或油井与注水井存在天然裂缝，投产即与注水连通，形成快速水淹。

2.2 平面剖面剩余油相对富集

从C1长6油藏开采动态分析及剩余油数值模拟研究成果表明：长61单层剩余油平面上富集在油藏中部、南部、压裂实验区、ZJ53区西侧，有效砂体连片分布的中间部位以及注采井网不完善的井组内。长62单层剩余油平面上富集在油藏北部、ZJ41区、压裂实验区和中部产量较好井的井间，南部和ZJ53区，主要富集在产量较好的单井周围及注采不完善的井组内。

剖面上层间剩余油集中富集在层间非均质性强的渗透性较差层内，整体水洗程度低，而渗透性最好的层间已发生了窜流，造成了大量剩余油的分布。剖面剩余油主要富集在反韵律底部，整体水洗程度较高；正韵律顶部，整体水洗程度较低，剩余油相对富集。韵律砂体内部隔夹层越不发育，剖面水驱效果越差，剩余油越富集，单层内夹层发育数目越少，越容易发生水淹。因为对于单层来说，一般只控制一个单砂体，单砂体内夹层越少，注入水越容易沿高渗条带突进，造成相应油井过早见水。

表1 靖吴油区长6油藏特征数据统计表

通过对历年剩余油测试结果及检查井等资料的分析及剩余油分布规律的研究。认为靖吴长6油藏剩余油分布主要有以下规律：

（1）平面剩余油分布：主要集中在井间分流线附近、两井之间、储量失控部位及水驱优势方向较弱的部位，油层厚度大、储层物性较好的油藏部位，剩余油富集程度依然较高。

（2）剖面剩余油分布：主要受储层非均质性和沉积韵律的影响，剖面上主要分布在低渗带、弱水驱或隔夹层遮挡部位或吸水状况差的层段，剖面上未水洗的低渗层或弱水洗层段依然存在大量剩余油。因此，含水上升的井依然存在较多的剩余油。

3 不同方式压裂技术应用

3.1 常规压裂

（1）经过对2011-2014年靖吴长6油藏的效果统计（见表2），结果表明：四年内，常规压裂后含水上升幅度均在10%以上，所以，需要对常规压裂的工艺参数进行优化，控制含水上升。

（2）自2013年将常规压裂措施井次逐渐减少，同时，2014年对压裂工艺参数进行控制性优化，不同含水阶段，施工参数优化不同，随着含水率的增大，改造规模减小，加砂强度和砂比逐渐降低，施工排量控制在1.8 m3/min～2.2 m3/min，加砂强度控制在1.95 m3/m～2.30 m3/m，加砂量控制在 20 m3～30 m3，压裂液入地总液量控制在120 m3～160 m3，而单井增油量提升了0.3 t，但2014年含水依然上升了12.1%。

分析认为，部分油井在长期注水开发过程中，由于天然裂缝和孔隙的发育，随着注入水水驱前缘的向前推进，压裂后，因为压裂裂缝的进一步延伸，水流通道的沟通，出现了压裂后含水上升的问题。

3.2 暂堵转向压裂

3.2.1 技术原理 在水力压裂过程中加入缝内转向剂后，使水力压裂主裂缝通道内暂时形成桥堵，产生升压效应，从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，在增大油层泄流面积的同时，促使压裂裂缝向注水线靠近，提高注水见效程度，使油井在增产的同时能够保持稳产，从而提高采收率[1-3]。

3.2.2 地质选井选层

（1）优选潜力区实施暂堵压裂，选择非均质性较弱、注入水推进均匀和稳定，含油饱和度高，有一定初产，地层能量充足区域。

（2）优先选择油层厚度较大，初期改造规模较小，产液量快速下降，油井堵塞特征明显的井。

（3）优先选择油层上下有较好的遮挡层，从生产曲线上看有较长的稳产时间，近期产液明显下降的井。

3.2.3 工艺思路优化

（1）中高含水主向井前期暂堵压裂井转向时机都设计在60%以上，也就是整个泵注程序2/3的阶段，优化转向时机提前，控制主裂缝延伸，充分动用侧向剩余油；侧向井转向时机应控制在50%之后，避免过早转向，导致侧向水淹。

（2）低产低效井为了进一步扩大低产井泄流面积，建立有效驱替系统，实施暂堵+混合水压裂工艺，保证主裂缝延伸同时，尽量扩大侧翼支缝的开启，充分扩大储层泄流面积，提高单井产能。

3.2.4 工艺参数优化

（1）转向压裂缝长和砂量优化[4，5]。通过计算，对于300 m井排距，主向井及侧向井距水线的距离分别是424 m和212 m，对于330 m井距，主向井及侧向井距水线的距离分别是466 m和233 m，根据缝长与井距之比不能超过0.3，因此优化转向裂缝垂直距离，主向井转向裂缝缝长为127 m，转向后优化加砂量15 m3～20 m3；侧向井转向裂缝缝长64 m，转向后优化砂量8 m3～10 m3。

表2 靖吴长6油藏常规压裂效果表

（2）转向压裂排量优化。排量越大，流速越高，缝内脱砂概率越小，转向意图越容易实现。但反过来说排量越大，缝内净压力越大，容易形成复杂裂缝，不利于转向压裂意图的实现。综合分析认为排量以1.8 m3/min～2.4 m3/min为宜。

（3）暂堵剂加入速度优化。缝内升压幅度的大小对转向压裂成功与否起着至关重要的作用，而缝内升压主要受暂堵剂加入速度的影响，根据前期暂堵压裂施工统计升压幅度随暂堵剂加入速度的增加而增大，因此优化加入速度50 kg/min～80 kg/min。

（4）暂堵剂用量优化。从现场暂堵剂加量与升压幅度关系曲线看出，二者并无明显关系，反映出暂堵升压不以暂堵剂加量多少为依据，但为了保证暂堵升压效果，根据施工经验，优化暂堵剂用量300 kg～550 kg，并实施多级暂堵注入。

3.2.5 现场应用效果

3.2.5.1 整体效果 统计已实施暂堵转向重复压裂80井次，有效率93.8%，平均单井日增油1.59 t，措施后含水由47.6%下降到39.7%，含水下降7.9%。

与常规压裂相比，单井日增油增加了0.34 t，含水下降了15.2%，控水增油效果明显。因此，暂堵转向重复压裂技术是中高含水开发期提高单井产量，控制含水上升一项关键技术（见表3）。

3.2.5.2 多级暂堵效果 通过C2油藏二级暂堵与一级暂堵相比，二级暂堵单井日增油1.91 t，比一级暂堵单井日增油多0.40 t，二级暂堵转向压裂的含水下降了16.4%，一级暂堵压裂的含水下降了2.0%，二级暂堵起到了很好的控水增油效果，同时，二级暂堵的暂堵剂用量明显多于一级暂堵的用量，而入地总液量和加砂量明显多于一级暂堵的用量（见表4）。

3.2.5.3 主侧向井效果 C1油藏主向井暂堵剂单井平均用量315 kg，单井日增油1.67 t，含水下降4.8%。侧向井以一级缝内暂堵为主，单井日增油1.36 t，含水上升2.2%，相比而言，主向井的控水增油效果明显好于侧向井（见表5）。

4 结论与认识

（1）暂堵转向压裂工艺技术在中高含水期低产低效井挖潜具有良好的措施效果，能够使主裂缝在延伸的过程中，产生次生缝，进一步动用剩余油，在控水增油方面优化常规暂堵压裂。

（2）两级暂堵起到了很好的控水增油效果，在工艺参数方面，两级暂堵的暂堵剂用量明显多于一级暂堵的用量，而入地总液量和加砂量明显多于一级暂堵的用量，具体参数要根据储层条件进一步优化，有利于进一步提高措施效果。

（3）主向井的控水增油效果明显好于侧向井，暂堵转向压裂的转向时机是取得显著控水增油效果的关键。

表3 不同措施工艺效果表

表4 C2油藏分级暂堵转向压裂效果表

表5 C1～C3油藏主侧向井暂堵压裂效果统计表