隋阳 刘德基 刘建伟 蒋明 刘建辉 张宁县

吐哈油田公司工程技术研究院

体积压裂工艺可以通过缝网改造解决页岩、致密储集层增产难题，压后存在较长时间的稳产期，吐哈油田马56油区致密油层正是通过水平井体积压裂获得高产［1］，成功建成国内第2个致密油开发示范区。然而与国内外页岩储集层不同的是，该区通过水平井体积压裂后产量很快下降至区块上产目标以下，高产期短，一次采收率低，难以形成稳定的生产模式，需要重复压裂改造［2-3］。目前国内通常采用双封单卡、暂堵压裂等工艺实施水平井重复压裂，白晓虎等人分别介绍了双封单卡、暂堵压裂工艺解决鄂尔多斯致密油藏水平井重复压裂改造难题的应用成果，研究表明双封单卡有利于解决前期改造规模小的水平井重复压裂难题；暂堵压裂有利于解决裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难的水平井重复压裂难题［4-5］。但马56区块致密油层前期采用水平井体积压裂大规模密集改造储层，存在区块增产需求与这两种重复压裂工艺不适应、重复压裂成本不断升高与近期油价持续低迷的形势冲突等问题，必须开展与之适应的低成本重复压裂新方法研究。笔者通过对马56区块致密油层生产情况分析，发现存在“见油快、后期产量及含水稳定”的特点，以此为基础开展提高采收率基础试验，验证注水有利于补充地层能量，再结合体积压裂工艺，形成致密油低成本水平井重复压裂增产技术。

1 储层特征及生产现状

1.1 储集层特征

马56油区致密油层埋深主要分布在2000～3000 m，油层厚度10～40 m。储集层岩性以凝灰岩为主，基质含油性较好，孔隙度分布14%～22%，渗透率主要分布0.1～0.5 mD，平均含油饱和度70.2%，属于中高孔、特低渗、高含油饱和度致密油层。

1.2 井型选择

开发初期，主要采用直井压裂完井，单井产量低、有效期短，难以形成商业开采价值。由于储集层岩石具有弹性模量高（25.2～30.8 GPa）、泊松比低（0.21～0.23）、脆性较强（脆性指数 0.46～0.54）的特点，后采用水平井体积压裂，致密油储集层得到有效动用。压后初期平均单井产量15 t/d，稳产8 t/d，有效期近1年。

1.3 前期改造工艺

通过不同水平井段长、压裂工艺（速钻桥塞分簇压裂、固井滑套分段压裂、裸眼分段压裂）实施效果对比，最终形成水平井套管完井、长水平段（＞800 m）、速钻桥塞多段分簇（前期水平段短，平均6段，每段3簇）、大排量（12 m3/min）、复合压裂液（滑溜水55%+冻胶45%）、组合粒径支撑剂的压裂工艺。

2 常规重复压裂存在问题及拟解决方案

2.1 存在的问题

目前常采用双封单卡压裂、笼统压裂以及暂堵转向压裂等工艺解决水平井重复压裂增产难题，但前期现场试验情况表明双封单卡压裂受施工排量影响（目前仅能达到10 m3/min）不能进一步增大改造体积，且作业时效低；笼统压裂与暂堵转向压裂增产幅度中等或较小，未能达到预期效果，而且暂堵压裂施工压力变化不明显，无有效技术手段监测裂缝开启以验证工艺有效性。与此同时，压裂工具、材料的大规模应用，造成施工成本的增加。

2.2 解决方案

体积压裂要求大液量改造，单段注入规模＞800 m3，单井压裂规模＞5000 m3，在压后排液过程中出现返排率5%～15%、压裂液尚未完全排出地层就见油的现象，即具有“见油快、后期产量及含水稳定”的特点。研究认为大量滞留的压裂液在地层中起到类似“注水吞吐”的效果，因此，在后期重复压裂过程中，拟采用注水和体积压裂相结合的新方法，期望通过补充地层能量及增大改造体积而获得高产。

3 重复压裂新方法研究

针对低渗透油田而言，造成水平井低产的因素较多，研究表明渗透性差导致油井不见效和递减快是主要原因，因此重复压裂设计时需着重考虑扩大储层改造体积和恢复地层能量，以便促进油井受效，在提高单井产量的同时，延长有效期［6］。结合区块前期生产特征，着眼于提高采收率与体积压裂结合的方法，通过分析储集层润湿性，寻找注水补充地层能量的依据，优选体积压裂工艺扩大储层改造体积，提高单井产量和采收率，形成低成本重复压裂改造新方法。

3.1 储集层润湿性

润湿性实验［7-10］主要研究目的是为验证该储集层亲水特征以及注水对补充地层能量有利。选取马56-12H井16块岩心，马56-15H井33块岩心，共计49块岩心。所取岩心直径3.84 cm、长度4～7 cm，部分岩心表面可见裂缝。

3.1.1 储集层原始润湿性 润湿性测定实验采用Amott方法，首先将润湿相流体自动渗吸进入岩心，驱替非润湿流体，结合渗吸和强制驱替来测量岩心的平均润湿性，在实验测定中使用油藏岩心和流体，且在高温高压条件下进行，以模拟油藏实际地层条件。从图1测试结果可看出，相对润湿指数0.18～0.48，平均值0.37；相对润湿指数小于0.3的岩样7块，0.3～0.4的岩样8块、0.4～0.5的岩样13块，0.5～0.7的岩样2块。根据岩石润湿性判断标准，储集层原始润湿性表现为弱亲水-亲水特征。

图1 储集层岩心原始润湿性测试结果Fig. 1 The test on the original wettability of the reservoir

3.1.2 压裂液对储层润湿性的影响 选择马56-15H、马56-12H井各3块岩心用Amott法开展压裂液对储集层润湿性的影响实验。压裂液分别采用中石油廊坊分院及吐哈油田工程院现场实际用压裂液体系各2000 mL（两种液体区别是HPG加量分别为0.1%和0.2%，黏土稳定剂加量分别为0.3%和0.5%，其他添加剂及其加量相同）。从图2测试结果可以看出，压裂液作用前相对润湿指数0.41～0.46，平均0.43；压裂液作用后相对润湿指数0.63～0.72，平均0.67，增加幅度0.46～0.67（增加幅度为压裂液作用后相对润湿指数与压裂液作用前平均相对润湿指数差值），平均增加幅度0.56，反映压裂作用后储集层亲水性更强。

图2 压裂液作用前后储层岩心润湿性对比Fig. 2 Wettability contrast before and after the fracturing

3.2 长岩心驱替实验

长岩心驱替实验介质作用距离比较大，一般可以达到50～80 cm。一般选取多块直径为 25 mm、长度为30～70 mm的天然岩心柱拼接成长岩心［11］。本实验选取6块岩心组合成长岩心，为了消除岩石的末端效应，每块短岩心之间用滤纸连接。组合长岩心平均渗透率11.36 mD，总长度36.2 cm。实验模拟实际井大规模压裂的情况，采用人工造缝，用造缝后的岩心开展长岩心驱替实验，分别进行衰竭实验1组、注水实验1组、CO2驱实验1组、N2驱实验1组、烃类气驱实验1组（表1）。

表1 不同注入介质驱替实验结果对比Table 1 Comparison between displacement test results of different injection media

从表1实验结果可看出，衰竭式开采采出程度低，仅有1.83%。通过补充地层能量，可大幅度提高原油采出程度，最高为CO2驱，可提高采出程度51.2%，最低N2驱，可提高原油采出程度32.12%。比较水驱与气驱实验结果，水驱比气驱突破略晚，突破时采出程度与气驱基本一致；水驱最终采出程度比烃类气、N2好，采出程度达到44.58%。另外由于水-油黏度比远大于气-油黏度比，不易窜；水相难以压缩，注入烃类孔隙体积倍数（HCPV）远小于气体，因此，考虑水驱为致密油储层首选注入介质。

3.3 数值模拟

在对油气藏地质模型、注水过程中地层油和注入水之间相态变化以及油藏工程等研究的基础上，结合室内长岩心水驱实验结果，运用三维三相黑油模型对不同注水时机方案进行开发指标预测［12］。

采用角点网格系统，X方向划分数量为30，Y方向划分数量为40，步长为20 m×20 m，Z方向划分数量为4，网格节点总数6355。从30 d向地层注入不同液量后地层压力变化曲线（图3）可以看出，注入液体对地层能量有补充作用。注入初期，压力上升较快，2 d后压力平稳；注入5000 m3液体时，30 d后地层压力上升1.1 MPa；注入10000 m3时，30 d后地层压力将上升2.14 MPa；注入15000 m3，30 d后地层压力上升3.13 MPa，注入液量越大，地层压力上升越高。而从模拟的增加不同地层压力对累计产出液量的影响关系曲线可以看出（图4），随着地层压力的增加，单井的累计产出液量增加。地层压力增加1 MPa，10年后累计产液量3.4×104m3；压力增加2 MPa，10年后累计产液量3.7×104m3；地层压力增加3 MPa，10年后累计产液量3.9×104m3。

3.4 注水先导性试验

图3 注入不同液量对地层压力的影响Fig. 3 Effect of liquid injection rate on reservoir pressure

图4 增加不同地层压力对产出液量的影响Fig. 4 Effect of reservoir pressure increment on liquid production rate

优选压前低产井开展本井注水先导性试验，先后完成常规注水、小排量注水、大排量注水等试验（均开展1轮次注水试验），结果表明，通过注水补充地层能量实现油水置换，单井产量得以提高。从表2注水先导性试验参数及效果可以看出，注水有利于恢复单井产量，且增大规模提产效应明显；当注水规模大于采出量的2倍时更有利于增产，但仅仅小排量注水有效期短，需结合重复压裂工艺，保持长期稳产。

表2 重复压裂先导性参数及效果Table 2 Parameters and results of water injection pilot

3.5 重复压裂工艺优选

3.5.1 压裂方式优选 考虑低成本及注水见效等因素，本次重复压裂目的是延伸原有裂缝，保持原有导流能力。工艺优选大排量注水+笼统压裂［8-12］，通过增大施工排量，尽可能动用死油区；增大入井液量，补充地层能量。压后闷井5～15 d，保持地层能量。

3.5.2 压裂规模优化 根据注水先导性试验结果，注水量大于2倍采出量。根据数值模拟结果，受地层物性条件限制，改造体积存在上限，入井液量为800～1000 m3时改造体积增加幅度变缓，优化压裂液量 800～1000 m3。

3.5.3 施工排量优选 考虑施工排量应大于初次压裂排量，区块水平井初次压裂排量为12 m3/min，本次提高注水与重复压裂排量至14 m3/min（考虑油田压裂设备能力）。

3.5.4 压裂液和支撑剂优选 本次压裂目的是延伸原有裂缝，不考虑建立高导流能力裂缝，采用全程滑溜水、段塞加砂、小粒径支撑剂（石英砂与陶粒组合），具有砂堵风险和施工成本低、保持原有裂缝导流能力的优势［13-16］。

4 现场试验

重复压裂现场试验6井次（其他井采用暂堵、选层压裂等工艺结合的方式，不在统计范围内），改造前低产油，平均单井日产油2.5 t，改造30 d后日产油达到18.1 t，增效突出，产量恢复到初期压裂产量的77.4%，6口井措施后当年累计增油合计6567 t（效果见表3）。

表3 笼统注水+重复压裂施工效果Table 3 Application results of commingled water injection & refracturing

以马56-7H井为例，该井水平段长509.7 m，首次压裂于2014年5月完成6段18簇改造，累计入井液量4466.6 m3，砂量277.1 m3，压后获得日产油23 t高产，截止重复压裂前，累产液3812.3 m3，累产油2792.5 t，压前日产油为2.4 t。2015年12月开展笼统注水与重复压裂试验，累计入井液量8507 m3（注入采出量比为2.2），入井砂量71.5 t（全程小粒径陶粒组合），施工排量12.6～13.2 m3/min。压后日产油16.3 t/d，达到初期产量的70.9%，增效显著。

注水与体积压裂结合是对前期体积压裂再次动用的一种补充方式，该方式成本极低，以前期水平段平均6段计算，节省工具费用（平均5段，每段工具费用按8万元计算）40万元/井次；采用全程滑溜水施工，较初期复合压裂液（按每段入井液量1200 m3计算），节省压裂材料费用100万元/井次；按原油价格50美元计算，平均每口井增产油715 t即可收回成本。该方法目前已在新井、重复压裂与暂堵结合等措施井推广应用，取得显著效果，尤其“缝控”体积压裂井压后日产油达到24.8 t。

5 结论与建议

（1）利用储集层亲水特征，压前预先注水补充能量，结合大排量压裂提高波及系数，是区块重复压裂井增产的有效改造手段，可以快速恢复低效井单井产量，回收成本快，有效率高，施工风险低。

（2）通过数值模拟并与现场不同规模的注水试验结合，认为注水规模大于采出量的2倍时更有利于增产，该结果可用于指导马56区块重复压裂设计。

（3）注水与体积压裂结合，既为水平井重复压裂探索出一条新途径，又成为保持致密油层高产、稳产开发的新方式。