特低渗透油藏定面射孔压裂技术研究与应用

段鹏辉， 雷秀洁， 来昂杰， 张同伍， 康 博

（1. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3. 中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西西安 716000）

安塞油田长6 特低渗透油藏经过多年的注水开发，目前主力区块均已进入中高含水开发期，受储层非均质性及微裂缝发育影响，剩余油分布复杂，稳产及提高采收率难度极大。随着油田开发的深入，剩余油挖潜逐渐由平面、层间和连片向剖面、层内和分散转变，通过对加密井、检查井的资料及野外露头对比分析，并结合测井解释结果，认为长6 单砂体储层内的窜流、绕流等“非活塞式”驱替非常严重，水驱波及系数较小，水洗程度差异较大，纵向未水洗的油层厚度高达40%以上，剩余油富集区主要集中在油层纵向低渗段[1-2]。近年来，该油田采取了以常规压裂为主的老井重复改造措施，平均单井增油量小于1.0 t/d，且部分井产量递减快，有效期短，其主要原因是纵向低渗段难以有效改造。

为了充分动用低渗段剩余油，提高重复改造效果，笔者提出了以控制裂缝高度为主的定面射孔压裂技术，通过改变射孔方式，并将压裂施工与控水材料相结合，在较小应力差条件下改造油层低渗段，取得了较好的增产效果，为安塞油田老井特低渗透油藏重复改造探索了新的技术途径。

1 长6 油藏增产潜力分析

1.1 纵向剖面动用程度低，增产潜力较大

安塞油田已注水开发多年，测井及剩余油监测资料显示，长6 层纵向高水淹层厚度占比24.7%，而未水淹的低渗段厚度占比34.4%，剩余油饱和度48.1%，剩余油比较富集[3]（见表1）。研究表明，受层内非均质性影响，油井水淹仅仅是局部某一高渗透层段见水，目前注采条件下水驱难以波及低渗及致密层段，形成剩余油富集区[4]。

表 1 长6 层水淹状况统计Table 1 Statistics on the water flooding condition of Chang 6 Formation

1.2 层内物性差异大，油层低渗段剩余油丰富

依据储层物性、孔喉特征及自然伽马等参数，建立了单砂体内部储量精细划分标准[5]，并进行了储量分类：Ⅰ类储量主要分布在油层物性好的部位，渗透率大于0.8 mD，采出程度较高，容易建立（舌进）水淹通道，水洗程度较高，大部分层段已经高含水，这类油层占比43.7%，层内剩余储量仅17.9%，挖潜难度较大。Ⅱ类储量主要分布在油层物性相对较差部位，渗透率0.2～0.8 mD，水驱推进速度慢，采出程度低，这类油层占比33.4%，层内剩余储量较大，占比29.7%，应是挖潜的重点。Ⅲ类储量基本未动用，占比22.9%，是今后的增产潜力方向。

表 2 单砂体内部储量划分标准Table 2 Division standard for reserves inside the single sand body

2 重复压裂面临的问题

安塞油田长6 油藏油层厚度较大，层内非均质性较强，油层高渗段受注水影响较大，含水达到60%以上，油层纵向低渗段剩余油成为挖潜的主要方向，近年来针对性地采取了重复压裂、补孔压裂等措施，均未达到理想的增产效果，相关技术措施和工艺面临诸多问题。

2.1 增产效果逐年变差，老裂缝挖潜潜力不足

根据近年措施效果分析，常规重复压裂措施增油量呈明显下降趋势，措施效果逐年变差，初期单井增油量由1.50 t/d 下降到1.00 t/d，特别是部分井经过多轮次重复压裂措施后，单井增油量逐次降低，含水率不断上升，且随着选井空间的不断缩小，多轮次措施井已占措施工作量的30%，措施后初期增油量由0.81 t/d 下降到0.67 t/d，含水率上升幅度达13.7 百分点。在原有裂缝进行重复改造已经难以满足开发需求，需要探索新的技术途径。

2.2 受层内应力影响，储层纵向改造不充分

2.2.1 层内应力剖面较弱，裂缝容易突破隔夹层

安塞油田长6 油藏单砂体油层厚度较大，在长期水驱波及作用下，储层含水饱和度发生变化，岩石力学参数也随之发生变化[6]。室内岩心测试结果表明，岩石的弹性模量、Biot 系数随着孔隙压力的增大而减小；岩石的泊松比随着孔隙压力的增大而增大，但增大幅度较小[7]，表明岩石的塑性不断增强，脆性不断减弱。在相同孔隙压力（pp=8.0 MPa）条件下，室内三轴岩石压缩测试求得储层水平方向上杨氏模量和泊松比分别为19.6 GPa 和0.28，垂直方向上杨氏模量和泊松比分别为20.3 GPa 和0.24。

研究表明，长期注采条件下岩石的杨氏模量、最小水平主应力等相应发生变化；同时，室内实验发现储层非均质性对岩石应力影响较大。综合考虑岩石力学参数的影响，改进了应力剖面计算模型[8]。综合考虑层间孔隙压力变化、岩石力学参数变化结果及非均质性的影响，计算得出长期注采条件下储隔层应力差为2.2～3.3 MPa。

2.2.2 较小应力差条件下裂缝纵向容易压窜

为验证较小应力差条件下重复压裂后裂缝的扩展特征，利用Stimplan 压裂软件模拟了X18-06 井常规补孔压裂后，在层内较小应力差作用下裂缝的延伸扩展，模拟基本参数为：垂深1 160.00 m，有效渗透率2.0 mD，孔隙度12%。油层上部采用常规螺旋射孔，射孔段1 570.00～1 574.00 m，压裂施工参数为：砂量10 m3，排量1.0 m3/min，入地液量75 m3。结果表明，压裂后有70%的压裂液充填扩展在原裂缝（1 555.00～1 595.00 m 井段），裂缝高度40.00 m, 裂缝纵向窜通明显，仅有30% 左右压裂液压入新裂缝，低渗层段改造程度较低[9]，说明在层内储隔层应力面较弱情况下常规补孔压裂难以控制裂缝的纵向延伸（见图1）。

图 1 X18-06 井常规压裂裂缝模拟结果Fig.1 Fracture simulation results for conventional fracturing in Well X18-06

3 定面射孔压裂技术研究

3.1 技术思路

根据安塞油田长6 储层特征，要提高油层纵向动用程度，需要控制裂缝高度，尽可能避免新裂缝与原裂缝沟通压窜[10]。常规螺旋射孔与定面射孔的地层应力分布情况如图2 和图3 所示。

从图2 可以看出，常规螺旋射孔孔眼主要沿垂直方向分布，最大主应力点在垂向分布较密，裂缝易沿着垂直方向起裂贯通，最终形成垂直裂缝。从图3 可以看出，定面射孔孔眼呈扇形平面分布，由于同一平面内孔眼间的相互影响[11]，最大主应力点在水平方向分布较密，形成水平应力集中面[12]，两侧的最大主应力向中间孔眼集中，引导水力裂缝优先从该平面起裂，并向外延伸扩展贯通形成径向平面裂缝，从而减缓裂缝的纵向扩展幅度。

图 2 常规螺旋射孔地层应力分布矢量图Fig. 2 Formation stress distribution vector plot for conventional spiral perforation

图 3 定面射孔地层应力分布矢量图Fig. 3 Formation stress distribution vector plot for fixedplane perforating

图 4 定面射孔压裂裂缝扩展模拟结果Fig. 4 Simulation results of fracture propagation on fixedplane perforating and fracturing

3.2 定面射孔压裂机理分析

3.2.1 裂缝延伸规律

为验证定面射孔压裂的裂缝扩展规律，利用有限元软件Abaqus6 进行建模，研究不同压力、不同射孔相位角情况下的岩体应力场、变形场及射孔孔道连通-融合特征[13]，得到裂缝延伸扩展规律：在井筒平行于y 轴的情况下，射孔相位角分别为30°，45°，60°，75°和90°时，定面射孔压裂裂缝主要沿井筒径向扩展[14]，同一压力作用下，射孔相位角由30°增大到60°时，裂缝径向融合面积呈增加趋势；射孔相位角大于60°时，裂缝径向融合面积减小，不利于形成径向裂缝面（见图4）。综合分析，射孔相位角为60°条件下裂缝径向融合面积最大，更有利于裂缝沿径向扩展。

3.2.2 储层较小应力差条件下控制缝高

根据W90-242 井油藏地质参数及现场施工情况，建立了地应力剖面模型，模拟定面射孔压裂对缝高的影响。模拟基本参数为：井深1 200.00 m，有效渗透率2.1 mD，孔隙度12.8%，储隔层应力差2.0 MPa。在油层上部低渗段进行定面射孔，研究裂缝扩展规律，施工参数以实际为准，该井射孔井段为1 152.00～1 154.00 m，采用102-16-180-70定面射孔枪和SDP44HMX32 射孔弹，射孔密度12 孔/m，加砂量15 m3，排量1.4 m3/min，入地液量60 m3。模拟结果表明：80%左右的裂缝在低渗段扩展延伸（1 140.00～1 160.00 m 井段），裂缝纵向扩展距离得到有效控制[15]，油层低渗段得到有效改造（见图5）。

图 5 W90-242 井定面射孔压裂裂缝模拟结果Fig.5 The results of fractures simulation on fixed-plane perforating and fracturing in Well W90-242

3.3 压裂参数优化

考虑现场施工条件，在工艺上考虑控制裂缝纵向延伸参数条件，尽可能在施工时将新裂缝纵向高度控制在低渗段油层内部，避免沟通已经水洗的老裂缝，确保能够充分改造低渗段油层。

3.3.1 施工排量

根据前文2.2 的研究结果，要使储层压裂裂缝受储隔层应力控制，缝内净压力需小于3.0 MPa[16]。通过理论计算，得到了净压力与排量之间的关系曲线（见图6）。从图6 可以看出，要达到控制裂缝高度所需的缝内净压力，排量需小于1.6 m3/min；排量大于1.6 m3/min 后，裂缝高度出现突升，储层纵向裂缝延伸易失控，从而影响改造效果。综合考虑，施工排量优选为1.4～1.6 m3/min。

图 6 净压力与排量的关系曲线Fig. 6 Net pressure versus discharge capacity curve

3.3.2 液量

为了充分发挥水力裂缝的作用，避免油井过早水淹或压裂裂缝过长引起水窜，需要研究入地液量对水力裂缝长度的影响，以便确定不同井网形式和井距下的最优水力裂缝参数，设计优化油井压裂改造方案[17]。安塞油田长6 油藏300 m×120 m 矩形反九点井网经过多年注采，水驱前缘逼近原裂缝周围，需要控制压裂裂缝长度。模拟结果表明，入地液量大于80 m3时，裂缝长度大于90 m，裂缝穿透比大于0.3，容易沟通水线。因此，要控制裂缝穿透比小于0.3，最终优化缝长60～80 m，入地液量60～80 m3。

3.3.3 支撑剂及压裂液优选

为了控制含水率上升，采用选择性润湿支撑剂与石英砂支撑剂组合来支撑裂缝，根据储层闭合应力大小和支撑剂导流试验评价结果[18]，优选40/70目选择性润湿支撑剂与20/40 目石英砂的组合。

为了更好地控制缝内净压力和措施后的含水率，前置阶段注入10 m3可改变相渗特性的压裂液，控制裂缝端部含水率，加砂初期加入40/70 目选择性润湿支撑剂5～10 m3，利用包裹树脂技术改变相渗透率，阻止裂缝内含水率的上升；主压裂阶段加入20/40 目的石英砂10～15 m3，采用弱交联压裂液作为携砂液，降低液体黏度及砂比，控制裂缝纵向延伸，平均砂比控制在20%～25%。

4 现场应用

4.1 总体应用情况及效果

安塞油田78 口井的长6 特低渗透油藏应用定面射孔压裂技术进行了压裂改造，平均单井增油量1.80 t/d，含水率43.0%。与常规补孔压裂技术的应用效果相比，平均单井增油量提高0.70 t/d，含水率降低20.0 百分点。从长期生产数据可以看出，该技术增油控水作用明显，稳产效果较好，且措施效果持续有效（见图7）。

图 7 定面射孔压裂试验井生产曲线Fig. 7 Production curve of fixed-plane perforating and fracturing test well

4.2 实例分析

W101-232 井位于安塞油田长6 区块中部，2015年7 月投产，初期产油量2.10 t/d，含水率8.3%；措施前产油量0.68 t/d，含水率70.6%，累计产油量13 460 t。

2017 年6 月，综合分析该区井网、水驱系统和地层压力等情况，对W101-232 井长6 下段低渗段油层实施定面射孔压裂，开发低渗段剩余油。设计采用选择性润湿支撑剂，增大裂缝中水的流动阻力，降低措施后的含水率。单井施工参数优化设计为：阶段排量1.4 m3/min，前置液注入10 m3可改变相渗特性的压裂液，携砂液前段加入40/70 目选择性润湿支撑剂5.0 m3，携砂液后段加入常规20/40 目支撑剂15.0 m3进行裂缝充填，总入地液量75 m3。该井措施后产液量2.98 m3/d，产油量1.63 t/d，含水率35.6%，取得了较好的压裂增产效果。

5 结论与建议

1）安塞油田长6 油藏老裂缝周围水驱波及程度较高，储层纵向低渗段剩余油是油田增产的主要方向。

2）储隔层应力差变弱对重复压裂效果的影响较大，对射孔方式、压裂液（包括控水材料）、支撑剂和施工参数进行优化，形成了定面射孔压裂技术，解决了应力面较弱条件下的压裂改造难题。

3）从裂缝监测和压裂效果来看，定面射孔压裂实现了纵向低渗段油层的充分改造，增产效果显著。

4）定面射孔是诱导裂缝沿径向起裂的重要方式，需进一步研究岩石地应力与裂缝起裂的关系及其影响因素，提高该技术的应用效果。