超低渗油藏整体宽带压裂技术研究与应用

袁亮亮 陈亚舟 孙大伟 张红岗 魏波

长庆油田第三采油厂 宁夏 银川 750000

长庆油田采油三厂靖安油田D油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，无断层发育，属于典型的超低渗的油藏。随着油田持续开采，油藏开发进入开发中期，开发面临的问题矛盾日益突出，油井长期低产低效问题难以解决[1]。采用常规压裂措施后产量稳产期短，含水升幅高[2]，无法满足当前阶段的油田生产开发需要，因此，亟需研究新的工艺方法解决当前油井低产低效的现状。近年来，为了改善井网的水驱效果，长庆油田开始试验了宽带压裂技术，先后在多个油田取得了较好的应用效果[3-5]。宽带压裂技术是在初次常规压裂的基础上对油藏进行二次重复压裂改造的过程，通过缝端暂堵及缝内多级暂堵技术提高侧向压力梯度，增大了裂缝的侧向波及范围，改变了优势水驱方向，并且通过对堵剂的不断优化，实现了提液控含水、提高单井产量，有效的降低油藏递减速度，为采油三厂中高含水阶段油藏高效开发具有深远的指导意义。

1 宽带压裂技术实施背景

1.1 储层物性差，低产低效井占比高

靖安油田D油藏北部、东部、西北部物性相对较好，单井产量相对较高，油藏南部、西南部物性较差，单井产量低。经过统计发现，油藏物性较差部位油井低产低效占比高，为30%。分析认为，由于储层物性差，导致注采系统主、向侧向井无法形成有效驱替是造成油井低产低效的主要原因。而宽带压裂技术通过“控制缝长、增加带宽”的思路对储层进行大规模改造，主向裂缝半长控制在110～120m，侧向裂缝带宽控制在50～60m，可以建立超低渗透D油藏井组的有效驱替，实现油藏高效开发。

1.2 常规压裂效果差，侧向剩余油动用少

通过对靖安油田D油藏2018—2021年常规压裂实施效果进行统计。结果表明：四年内实施常规压裂后油井平均单井日增油0.76t，措施增油水平较低，难以充分动用侧向剩余油；措施后油井含水达60%，含水增幅超过20%，达到21.1%，这对中含水期油藏开发非常不利。因此需要对常规压裂的工艺参数进行优化，在提高单井增油的基础上控制含水上升幅度，见表1。

表1 2018～2021常规压裂措施效果统计表

2 宽带压裂技术原理

2.1 技术原理

宽带压裂技术是指在老井压裂基础上，借助缝端暂堵及缝内多级暂堵技术产生复杂的裂缝缝网络，同时采用多粒径组合可降解暂堵剂，大粒径在裂缝窄点处桥堵，小粒径停留于间隙处，形成缝内暂堵，从而提高侧向压力梯度，提高缝控储量，缩短有效排距，形成有效驱替［6-7］。整体宽带压裂即是在一个井组开展多口井压裂，扩大改造规模，提高动用程度。

针对靖安油田D油藏低产区，通过大规模重复压裂改善水驱开发效果，即以“重复压裂+二次构建”的宽带压裂模式建立有效驱替，实现“双低”老油藏的“二次开发”。

2.2 宽带压裂工艺参数

室内模拟实验表明，缝内净压力大于高应力区应力，可以实现侧向裂缝开启。实施缝端、缝内动态暂堵的体积压裂，能够提升缝内净压力5MPa以上，满足开启侧向新缝的技术条件。在主压裂阶段排量为3.0～6.0m3/min时，净压力能够提升2～3MPa。

图1 不同储层厚度下净压力与施工排量关系曲线

图2 相同缝长、缝高条件下入地液量与带宽标定关系图

2.3 堵剂性能评价

针对D油藏平面非均质性较强，油井见水多为孔隙性见水，见水方向呈现多方向性，来水方向和强度判别难度大。因此研制新型堵剂配方，利用选择性堵水剂对储层远端孔隙进行封堵，然后采用缝内暂堵压裂技术，在井筒近井地带形成新的裂缝，实现封堵见水通道和“造新缝”的双重目的。

2.4 驱油剂性能测试

利用驱油压裂液“压前补能、压中增能、压后蓄能”的技术思路，进行渗流场重构压驱一体化技术试验。研究表明，压前补能增加单段补能液量300～500m3，能够实现近井地层压力提升1～2MPa，为侧向裂缝开启提供有利条件。现场全程使用的驱油剂为烷基磺酸盐类驱油剂CQH-1，该型驱油剂在高温下具有较好的渗析效率，配置浓度为0.2%～0.3%，驱油效率82.7%，有较好的实施效果。

3 效果评价

3.1 整体效果评价

图3 宽带压裂措施效果及区域采油指标变化图

在靖安油田D油藏开展宽带压裂49井次，措施有效48井次，有效率达到98.0%，平均单井日增油达到1.53t，含水增幅7.67%，与常规压裂相比，单井日增油显著提高，含水上升幅度得到有效控制，油藏区域阶段自然递减，由7.2%降到3.6%，水驱动用程度由64.3升至66.2%，水驱动用程度得到明显改善。

W1井位于D油藏西南部，是低产低效井，2022年对其进行宽带压裂改造。W2井与W1同在一个井网，该井在压裂时增加压前补能液300m3，实施压裂后发现，W2初期日增油3.0t，优于W1（1.1t）。结果表明提高单段入地液量由330m3提升至600m3能够提高增油效果。分析认为，增加压前补能液不仅能够增加地层能量，同时液体进入地层后改变了地下压力场，为后续压裂产生复杂缝网创造了条件。

3.2 施工参数评价

通过统计近些年矿场应用的情况，对单井日增油与压裂施工参数相关性分析，得到靖安油田D油藏宽带压裂现场最优的施工参数。单段入地液量为550～650m3，单段堵剂为600kg，单段砂量35-45m3，升压幅度3.5～6MPa。

图4 D油藏宽带压裂施工参数与单井日增油关系统计

4 结论及建议

（1）靖安油田D油藏油井长期低产低效，通过分析其主要原因为储层物性差，主侧向无法建立有效驱替，采用以“控制缝长、增加带宽”的思路开展井组整体缝网宽带压裂，促使驱替系统有效建立。现场应用结果表明，单井日增油与含水上升幅度得到明显变好，水驱动用程度整体宽带压裂技术对于低产低效井动用侧向剩余油及控制含水的思路是可行的。

（2）整体宽带压裂提液控水效果较常规压裂显著增强，证明该技术在低产低效井的中高含水期具有推广应用价值。

（3）通过在现场中的应用发现，增加单段入地液量能够有效提高增油效果，研究认为增加压前补能液不仅能够增加地层能量，同时还能改变地下压力场，为压裂产生复杂缝网创造了条件。同时研究还明确了最优施工参数，建议施工单段入地液量为550～650m3，单段堵剂为600kg，单段砂量35～45m3，升压幅度3.5～6MPa。