姬塬油田宽带压裂工艺技术研究与应用

巨江涛，张进科，张青锋

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

姬塬油田属于典型的低渗、低压、低丰度油田，普遍采用压裂投产和注水开发。随着生产时间的延长，部分井有效导流能力与开发井网、储层渗流能力适配性变差，大量剩余油分布于人工裂缝两侧，难以得到动用，造成油井单井产量和最终采收率低。为了恢复或提高低产井产量，常采取常规加砂压裂、前置酸压裂、酸化解堵等老井重复改造措施，平均单井增油量＜1.0 t/d，说明常规重复改造难以动用裂缝侧向剩余油。近年来，国内各大油田在致密砂岩等难动用储层方面开展了体积压裂技术攻关，初步取得了较好的增产效果。为了进一步提高重复改造效果[1]，本厂对罗1 长8、黄3 长8等典型储层特征和开发特征进行分析，借鉴“体积压裂”理念，提出并试验了以扩大侧向改造体积为目标的老井宽带压裂技术，并取得较好的试验效果。

1 宽带压裂可行性研究

1.1 动态应力场研究结果

随着注采的进行，开发区域的地应力场出现高低应力分区、剩余油主要集中在高应力区。在重复压裂时，利用微裂缝发育特征、优化工艺措施，使裂缝延伸至高地应力区，形成复杂裂缝是提高单井产量的关键（见图1、图2）。

脆性指数与天然裂缝[2]：姬塬长8 油藏脆性指数为39～52，天然裂缝发育密度达到了0.76 条/米，具备形成复杂缝网的先天条件。

图1 高低应力区及剩余油示意图

图2 重复压裂裂缝延伸的5 种可能路径

地应力与裂缝转向：姬塬长8 油藏的水平两向应力差2.07 MPa～6.2 MPa，平均值为3.8 MPa。较低的水平两向应力差会使裂缝转向半径增大，促使裂缝沿垂直于初次裂缝的方向延伸，从而产生新裂缝，增加裂缝带宽。

1.2 宽带体积压裂增产潜力研究

近年来，围绕体积压裂产生的裂缝形态[3]，国内外从露头特征、取心描述、成像测井、微地震监测等方面开展了大量的综合性研究。目前主流的有三种认识：（1）早期为形象阐述体积压裂“打碎”储层的增产机理，将裂缝形态描述为类似玻璃打碎后的形态，裂缝形态复杂，此类裂缝在北美Barnett 油田，由于其水平两向应力接近，天然裂缝高度发育，井下微地震监测显示体积压裂形成了复杂的裂缝网络；（2）Cipolla 提出利用网格平板模型刻画不同裂缝形态的研究方法，与油藏数值模拟结合，计算不同裂缝形态与产量关系，此类裂缝形态在数值模拟中普遍采用，但是受储层非均质性、天然裂缝发育情况，不同储层计算的产量差异较大；（3）认为水力压裂初期主裂缝沿最大主应力方向扩展，高净压力作用下天然裂缝张开，与主缝交错延伸，形成以长缝为主缝+次生裂缝为支缝的复杂裂缝系统[4-6]。

本文采取上述的第三种裂缝形态认识，结合超低渗透油藏的开发地质特征，老井宽带体积压裂技术思路是：以初次人工裂缝为主缝，重复压裂开启的天然裂缝和新的人工裂缝为支缝形成复杂裂缝网络，增加重复改造裂缝带宽，动用侧向剩余油，从而提高油井产能（见图3）。

图3 初次压裂人工裂缝（a）与宽带体积压裂裂缝（b）示意图

重复压裂裂缝带宽过大时，容易引起水淹，裂缝带宽较小，则难以克服启动压力梯度，难以突破初次压裂极限泄油半径，对油井产能增加效果较差，因此对于重复压裂，裂缝带宽的范围确定显得尤为重要，本文以超低渗油藏B 区块X 井组为例，开展宽带压裂增产潜力研究。

1.2.1 初次人工裂缝泄流面积确定最小带宽 超低渗透油藏低孔低渗以及存在启动压力梯度，其初次压裂极限泄油面积受限，难以建立有效的驱替系统。通过体积重复压裂可以降低渗流阻力，使压力降突破初次压裂极限泄油半径，提高产能，从而确定重复压裂最小带宽。

由于超低渗透油藏极限泄油面积较小，油井主要依赖于压裂裂缝增大泄油面积，泄油面积呈椭圆状，且压裂裂缝半长、生产压差、渗透率、启动压力梯度对椭圆形态起到重要影响，因此基于上述参数，设计不同裂缝带宽，研究带宽参数对泄油半径的影响，建立了不同储层渗透率下裂缝带宽与泄油面积的关系图版（见图4）。

在给定的工作制度下，泄油椭圆长轴受地层渗透率及裂缝缝长影响，泄油椭圆短轴受裂缝带宽及地层渗透率的影响。当裂缝带宽较小时，泄油短轴长基本不变，裂缝带宽增加到一定值，使得泄油半径增加幅度变大。因此，考虑以此拐点处的带宽作为重复压裂最小带宽。

1.2.2 含水率和累增油最佳匹配确定最大带宽 重复压裂增加裂缝带宽可以充分动用侧向剩余油，但是裂缝带宽过大，会沟通水驱前缘，容易导致油井含水率上升过快，因此基于动用侧向剩余油和避免沟通水驱前缘双重因素考虑，求得措施后含水上升幅度与累计产油量的最优匹配值，就可确定重复压裂裂缝最大带宽（见图5）。

图4 不同储层渗透率下裂缝带宽与极限泄油半径的关系图

图5 G127-160 井不同带宽的累产油、含水关系图

带宽越大，产油量越高，相应含水率越低，但综合含水率与累增油对比分析可以看出，裂缝带宽存在一个拐点，一旦裂缝带宽超过该点对应数值，会有含水率陡增或累增油陡降的趋势，该点所对应的裂缝带宽即为合理复压最大带宽（见图6）。

基于上述方法对B 区块研究井组油井的最小带宽和最大带宽进行了模拟计算，结果表明合理带宽与渗透率具有密切关系，随着渗透率的增大，最小带宽增大，而最大带宽减小，该井组平均最小带宽13 m，平均最大带宽为46 m，由此确定该井组合理带宽范围为13 m～46 m（见表1）。

1.3 地应力场数值模拟

图6 G127-160 井最终含水率、累增油与裂缝带宽关系图

表1 B 区块研究井组研究井重复压裂带宽范围统计表

在注水和生产过程中，地层中的流体流动同时压力发生变化，会使得地层变形，主要体现在水平两个主应力的变化上，地层的地应力发生变化后，会改变地层渗流参数，如渗透率、孔隙度、压缩系数等，进而影响流体的流动规律。这就需要分别建立渗流场和应力场的有限元方程，通过两场的迭代来达到耦合的目的。在地层流动模型建立方面，基本借鉴了传统油藏模拟中油水两相流动的理论框架，渗流模型采用有限差分法求解，用于模拟计算每个时步的各相压力、饱和度分布以及各开采动态指标，应力模型采用有限元法求解，用于计算每个时步的位移、应变和有效应力分布。

研究井组为一个典型菱形反九点井组，井排距480 m×130 m，油井产量数值来源于实际生产数据，将不同时期油井产量平均化后认为是该油井一天的产量。通过油藏模拟程序得到该井网在不同注采阶段的孔压变化情况，再使用模拟软件进行应力场计算，得到该井网注采一定时间后的应力场分布，主要包括水平应力差的平面和剖面分布特征（见图7）。

图7 注采8 年后水平应力差平面分布图

由图7 可见，注采8 年后，油井周围水平应力差呈带状分布，低应力区和高应力区相间分布，由于物性影响，个别油井含水率较高，地层压力较大，水平应力差降低较少（见图8）。

随着注采的进行，初次改造裂缝两侧的水平应力差逐年下降，下降范围为1.5 MPa～2 MPa，侧向影响半径约为15 m。经过长期的注采，储层内应力场出现条带状分布，可以划分出具有代表性的三个条带：低压力、低应力条带，高含油饱和度条带，高压力、高应力条带。其中，低压力、低应力条带为人工裂缝存在区域，含油量较低，高压力、高应力条带为水井所在条带，含油量较低，中间高含油条带地应力较高，而低应力条带范围较小（15 m），为了增加裂缝带宽，动用中间高含油带的剩余油，就要使重复压裂裂缝突破低应力区，进入较高应力区。

1.4 形成侧向新缝技术条件研究

本次研究在实验室条件下开展物模实验研究低应力区向高应力区扩展的可行性以及人工裂缝由低应力区扩展至高应力区的条件。在实验室条件下采用不同配比的灰水泥、白水泥和砂预制材料A 和材料B，分别模拟高应力区与低应力区，试件分为三层，底层与顶层施加相同的地应力，中间层施加较小地应力，呈现出底层与顶层为高应力区、中间层为低应力区。实验考虑应力差、排量、压裂方式三个因素对裂缝侧向延伸的影响，在相同应力差和排量下进行了常规压裂和暂堵压裂物模实验。实验表明，当高应力区应力差为5 MPa、低应力区应力差为3 MPa 时，常规压裂（试件1）形成的裂缝在低地应力层扩展，未能实现由低应力区向高应力区扩展，而暂堵压裂（试件2）形成的裂缝实现了由低应力区向高应力区扩展（见表2）。

表2 物模实验参数及结果汇总表

图8 水平应力差随注采变化剖面图

图9 裂缝带宽增加动用剩余油和改善水驱示意图

图10 动态多级暂堵示意图

由表2 物理模拟实验可知，对于平均水平两向应力差为5.0 MPa 的B 区块而言，裂缝要从近井地带的低应力区延伸到剩余油富集的高应力区，通过常规压裂是难以实现的，需要借助暂堵技术，控制裂缝延初次裂缝延伸，提高缝内净压力，才能使裂缝从低应力区向高应力区扩展。

2 超低渗透油藏宽带压裂技术研究

通过优化缝端、缝内暂堵时机，评价筛选关键堵剂材料，初步定型了老井动态多级暂堵宽带压裂工艺技术，形成了不同类型油藏宽带压裂参数体系，实现增加裂缝与基质接触面积，缩小驱替压差为目的（见图9）。

2.1 暂堵方式研究

以“控制裂缝带长、增加裂缝带宽”为目标，优化暂堵时机和暂堵剂粒径，形成了缝端、缝内动态暂堵工艺，提升缝内净压力3 MPa 以上。

封端暂堵：控制裂缝带长。暂堵时机：压力响应（P延伸平稳）；暂堵工艺：多期暂堵叠加+提升排量；堵剂类型：液体堵剂+组合粒径堵剂。

缝内暂堵：提升缝内净压力。暂堵时机：缝内净压力≤Δσ；堵剂类型：低密度堵剂（粒径：4 mm）；暂堵剂用量：随着施工排量的增加而减少，暂堵剂用量125 kg～200 kg（见图10、图11）。

图11 不同排量下暂堵剂用量优化图

2.2 施工参数

通过优化工艺参数，提升缝内净压力2 MPa～3 MPa以上，满足开启侧向新缝净压力5 MPa 以上技术条件。主压裂阶段排量3.0 m3/min～6.0 m3/min，净压力达到2 MPa～3 MPa。根据井下微地震监测结果标定，以裂缝穿透比0.9，优化主压裂入地液量为400 m3～750 m3（菱形反九点：480 m×130 m）（见图12、图13）。

根据超低渗透油藏压力保持水平，优化工艺技术和参数体系，形成了缝内动态暂堵宽带压裂技术和两种工艺模式（见表3）。

图12 不同储层厚度下净压力与施工排量关系曲线

图13 相同缝长、缝高条件下入地液量与带宽标定关系图

表3 超低渗透油藏宽带压裂改造技术表

2.3 液体堵剂和低密度暂堵剂材料研究

按照动态缝宽3 mm～4 mm 裂缝端部封堵要求，创新研发了液体堵剂ZH-1：实验表明，液体堵剂与支撑剂在裂缝内固结，30 min 后压力升高20 MPa。在相同排量、液体条件下，现场泵注堵剂后升压5.0 MPa 以上。将压差液体堵剂挤注进入裂缝深部，在孔隙-裂缝界面压差下固结，封堵裂缝端部（见表4）。

为满足缝内暂堵需求，研发了低密度、高强度、可降解堵剂KDD-2。以聚乳酸（羟基丙酸）为主要原料，单颗粒承压＞40 MPa；添加淀粉等辅料，降低暂堵剂密度，真密度1.0 g/cm3～1.2 g/cm3；60 ℃清水或地层水中，一周降解后无残渣（见表5）。

表4 压差式液体堵剂封堵效果对比表（中心管填砂）

表5 KDD-2 暂堵剂与国内外暂堵剂性能对比表

按照主压裂阶段动态缝宽6 mm 进行实验，暂堵剂均能够运移至裂缝内部产生桥堵，低密度暂堵剂暂堵升压可达到15 MPa，满足缝内升压3 MPa 要求（见图14）。

图14 岩板模拟缝内暂堵升压结果图（裂缝宽度6 mm，注入速度60 mL/min）

3 现场实验效果

3.1 整体实验效果

2019 年宽带压裂现场实验19 口，措施有效率89.5 %，初期单井日增油2.2 t，目前单井日增油0.9 t，平均有效期150 d（持续有效），累计增油3 304 t。

3.2 罗1 长8 油藏实验效果

区域井组实施油水井双向治理，开展水井增注转注、调驱及低产井集中治理，实施宽带压裂16 口井，措施后产量达到投产初期水平，较常规措施井提高0.3 t～0.4 t 以上，区域采油速度：由0.61 上升到0.63，区域水驱效果改善，预测采收率提高3.0 %（见图15～图17）。

3.3 微地震监测结果

宽带压裂与常规压裂裂缝监测结果（可对比井4口），宽带压裂平均缝宽145.5 m，缝高24.5 m（常规压裂缝宽58.0 m，逢高20.6 m），宽带压裂形成的裂缝宽度大幅增加（由58.0 m 上升到145.5 m）。

典型井地200-49 井：“液体堵剂+固体暂堵剂+提升排量”实现高净压力施工，暂堵阶段压力提高13 MPa，微地震测试结果显示，压力升高的同时裂缝侧向微地震事件点明显增多。

4 结论与认识

图15 罗1 区地189-36 井组水驱特征曲线

图16 罗1 区地190-39 井组水驱特征曲线

图17 罗1 区宽带压裂实施区域水驱特征曲线

（1）姬塬长8 油藏可以通过缝内动态暂堵宽带压裂技术，产生侧向新缝、增加裂缝带宽，达到挖潜裂缝侧向剩余油的目的。

（2）对比常规压裂，宽带压裂形成的裂缝宽度大幅增加（由58.0 m 上升到145.5 m），初期平均单井日增油提高1.0 t。

（3）建立有效驱替系统，提高能量保持水平，是保证宽带压裂措施效果，延长措施有效期的基础。