姜楠，董家滨，杨建轩，杜全庆，陶成学

1.中国石油青海油田分公司采油四厂（甘肃 敦煌 816499）

2.中国石油青海油田分公司工程技术处（甘肃 敦煌 816499）

0 引言

南翼山油田为低孔、低-特低渗难采油田，其中主力油藏为III、IV、V油层组的浅油藏。油田开发表现为自然产能低下、甚至无产能，因此措施改造是南翼山浅油藏增储上产的最有效手段。根据长期开发实践指导，III、IV、V 油层组主要采用压裂投产增产措施，酸化效果不明显。结合南翼山往年压裂增产的单井产量分析，可以判断出储层改造潜力在逐步降低。同时由于油田持续开发，目前已完成III、IV、V油层组的细分工作，并完善开发纲要、重新调整井网，井距已加密至最小，继续在老区部署新的加密井位难度很大。为了进一步稳产上产，在继续勘探新区、寻找新层的同时，必须考虑老井老层的新出路。

通过对南翼山油田各油层组近年来压裂施工规模的分析，发现2016 年之前水力压裂的油井，由于井控设备压力等级、施工设备水马力受限，理念相对落后，工艺相对保守，导致施工规模与现阶段相比较小，造成裂缝的高度和长度都未达到储层充分改造的目的，储层改造体积有限，改造效果一般。同时考虑到生产过程中黏土和岩石颗粒运移及化学结垢和沉积引起裂缝堵塞、支撑剂在较高的闭合应力作用下破碎率增加或嵌入裂缝壁面，压裂投产生产周期较长的井，裂缝导流能力逐步降低，甚至失去作用。为增产和经济效益开发，迫切需要寻找能“让老井焕发新活力”的工艺技术，使这类井能够提高单井产量，实现油藏增产稳产的开发目标。本文通过国内外技术调研，结合油田生产实际，采用重复压裂工艺、优选井层工作开展现场项目试验，进行增产效果分析、经济效益评价和工艺技术总结，为油田开发后期稳油控水、提高采收率提供了思路、积累了技术经验。

1 重复压裂工艺现状

1.1 国内外重复压裂工艺现状

国外早在20 世纪50 年代就已经开始重复压裂[1]，受当时技术水平与认识水平的限制普遍认为，重复压裂仅是原有水力裂缝的延伸或重新张开已经闭合的裂缝，且施工规模必须大于前次的2～4 倍方可见效。到了20世纪80年代，在重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、压裂设计、施工等方面进行研究攻关，获得的主要认识有：①重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生新的水力裂缝；②重复压裂应重新优选压裂材料；③对于致密油气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度[2]。

进入21世纪，开始向暂堵转向重复压裂工艺进一步发展，即“堵老裂缝、压新裂缝”重复压裂工艺，使裂缝转向，即形成新的裂缝[3]。从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。

1.2 重复压裂工艺机理

由于不同方向的水平应力在重复压裂施工过程中可产生诱导应力，因此新的裂缝将在最小应力的方向上逐步形成[4]，一般可通过补射孔、使用缝内暂堵转向剂配合重复压裂施工，实现效益开发。目前国内外的重复压裂方法主要包括3 种：原有裂缝延伸、层内压出新裂缝和转向重复压裂。

1.2.1 原有裂缝延伸

在油井的持续开采过程中，由于物性条件的逐渐变化，老裂缝加速闭合，渗透率大幅下降，产量减少。对此可通过重复压裂施工，对原有的裂缝进行延伸并重新填充支撑剂，增大导流能力，恢复甚至提高油井产量[5]。

1.2.2 层内压出新裂缝

由于油层纵向上存在非均质性，会导致层内矛盾突出，可通过采取补射孔后重复压裂改善产液剖面[6]，从而取得很好的效果。

1.2.3 转向重复压裂

在长时间对油田的不断开采后，油井进入高含水期，产油量大幅下降[7]。这种情况下可对老缝进行封堵，同时开展重复压裂，实现控水增油的目的。而转向剂、暂堵剂[8]的强弱直接影响控水增油的效果，结合室内实验优选转向剂、暂堵剂，能更大程度地对油井进行再次开发，增加经济效益[9]。

1.3 南翼山油田重复压裂工艺研究方向

结合南翼山油田过去压裂施工情况，依据重复压裂控水增油机理，初步确定在以下3 种情况老井上开展重复压裂工艺：①初次压裂失败，未形成新裂缝；②初次压裂所造裂缝已失效；③初次压裂规模小，需延伸裂缝扩大规模。

2 重复压裂工艺现场应用

以有效提高采油速度为目的，针对因前期储层改造未成功、施工规模小、裂缝失效、效果变差等原因造成低产低效的问题，以问题为导向，通过对单井“以往施工规模、历史生产动态、剩余油分布”为主的论证依据进行措施潜力评估，结合评估结果，开展“堵老缝、开新缝”的暂堵转向重复压裂工艺[10]。

2.1 重复压裂设计思路

1）工具：由于南翼山油田油水井生产压力较低，钻井时采用压力等级为35 MPa的套管头。而根据新井新层压裂投产一般施工压力在40～60 MPa，选用承压差不低于70 MPa、耐温不低于70 ℃的压裂封隔器。同时为了保护井口和套管，必要时可以打平衡压，在分段压裂管柱的设计上，加入顶封设计。

2）液体：参考南翼山油田浅油藏储层平均温度57.3 ℃，为降低措施施工泵入液体对储层的伤害，采用易破胶、残渣少的低浓度胍胶压裂液作为主液。考虑到需要在老井老层上提高储层改造效果，借鉴体积压裂中的渗析置换理念，试验渗析驱油压裂液体系，加入表面活性剂，经室内实验测试在温度60 ℃的耐温耐剪切性能良好。

基液配方：0.25%胍胶+0.02%NaOH+1%KCl+0.2%QGC 表面活性剂；基液pH 值9～10，基液黏度18 mPa·s；交联剂：25%低浓度胍胶交联剂；交联比：100∶2.5；交联时间：60～120 s。

3）泵注：在压裂施工的前置液阶段，为避免裂缝扭曲带来的加砂困难，加入若干个低砂比支撑剂段塞，以达到打磨近井地带裂缝的目的；在携砂液阶段，为有效堵塞老缝、压开新缝，实现复杂缝网，利用暂堵转向剂配合施工，即压裂时让优势通道暂时堵塞，施工结束后由于暂堵转向剂可以溶解，重新解放老缝；在顶替阶段，由于是采用封隔器分段压裂工艺，为了使分层压裂滑套顺利打开，确保下一层顺利施工，采用过顶替技术，杜绝滑套沉砂。

考虑南翼山油田近年来已经成熟的直井缝网压裂工艺体系，采用大液量、高排量、高砂比施工规模，以造短宽缝、建立复杂缝网为目的，设计参数见表1。

表1 直井分段重复压裂设计施工参数

4）暂堵剂加量优化：随着缝口暂堵转向液的持续注入，裂缝内滤饼不断增厚和加长，最后在裂缝内形成一定长度和一定渗透率的纤维滤饼充填带。根据前期施工数据进行软件拟合，得出前期施工形成的裂缝参数；

计算封堵裂缝的体积：

式中：H为缝高，m；W为缝宽，m；L为封堵深度，m。

通过对暂堵材料在溶解性、与压裂液配伍性、承压能力等参数的测定，最终确定南翼山油田裂缝转向需要的暂堵材料配方（表2）。

表2 暂堵材料复合承压能力条件下纤维与颗粒比例

5）支撑剂：通过对比不同种类支撑剂，依据室内实验从圆度、硬度、导流能力进行分析，由于南翼山浅油藏措施层位较浅，闭合压力较小，最终选用石英砂（平均粒径0.425～0.850 mm）作为支撑剂。

2.2 优选井层开展现场试验

通过对单井“以往施工规模、历史生产动态、剩余油分布”为主的论证依据进行措施潜力评估，同时评价南翼山IV 油组边部构造应用重复压裂工艺的效果，在南翼山油田IV 油组构造的西北端、东端共计选择6井次。

以南浅5-08 井为例，该井位于构造东端，且地层压力系数在0.5以上，地层能量偏低。电测显示：通过电测曲线观察，物性、含油性如图1所示。

图1 南浅5-08井测井解释成果图（部分）

生产情况：2007年9月投产，初期日产液6.7 m3，日产油2.6 t，含水60.1%；2014 年5 月补孔压裂III-58、IV-4、5、10，目前日产液2.8 m3，日产油0.3 t，含水88%，累计产油6 315 t，累计产液14 146 t。

储量基础：南浅5-08 井单井控制储量9 900 t，采出程度63.8%，剩余储量较丰富。

邻井情况：邻井投产后初期平均日产液11.1 m3，平均日产油2.9 t，目前平均日产液4.4 m3，平均日产油0.6 t。根据邻井产液剖面解释III-58、IV-4、5号小层均有一定产出。

产吸情况：从吸水剖面分析，IV-4、5、10号小层均有一定能量补充，根据地层压力可确定注水见效。

历史压裂情况：具体压裂施工参数及特殊情况见表3。

表3 南浅5-08井历史压裂情况

南浅5-08 井位于构造东端，物性、含油性较好，剩余可采储量较高且地层能量得到一定补充，主力产层未压开，历史施工规模较小，且该井井筒良好，固井质量合格，具备重复压裂措施潜力。

2.3 现场实施情况

本次项目以“改规模、堵老缝、开新缝”为目的，实施暂堵转向重复压裂工艺，共计开展6井次21层段的现场试验，平均单井日增油1.37 t，当年累计增油2 101 t（表4）。

表4 南浅5-08井等6口井重复压裂生产数据统计

2.3.1 南浅5-08井

2007、2014 年对该井压裂投产、补孔压裂最高施工压力44.6 MPa，最大排量3.6 m/min，平均单段施工液量110 m3，单段加砂量12 m3。

2021 年重复压裂最高施工压力55.1 MPa，最大排量6.1 m3，平均单段施工液量178 m3，单段加砂量20 m3，第一、二段前置液中各加入暂堵纤维50 kg、暂堵颗粒（1～5 mm）80 kg。暂堵后第一段起压3 MPa、第二段有3.8 MPa 起压，说明有一定效果（图2）。

图2 南浅5-08井压裂施工实时监测曲线图

但每段破裂后施工压力下降较快，分析可能是近井地带地层存在污染，且地层存在一定的能量亏空。

重复压裂前该井油压、套压均为0，日均产油0.2 t，日均产液2.8 m3，含水88%；施工后油压、套压分别为0.5、0.6 MPa，日均产油1.2 t，日均产液7 m3，含水80%，日均增油1 t，效果较好。

2.3.2 南浅22-04-1井

2015年对该井压裂投产最高施工压力42 MPa，最大排量2.4 m/min，平均单段施工液量85 m3，单段加砂量12 m3。2021 年重复压裂最高施工压力57.3 MPa，最大排量6.0 m3，平均单段施工液量267 m3，单段加砂量24.8 m3，第一、二段前置液中各加入暂堵纤维20 kg、暂堵颗粒（1～5 mm）60 kg。暂堵后第一段起压7.3 MPa、第二段有7.9 MPa 起压，说明暂堵转向形成新的支缝，构成了复杂缝网，重复压裂效果明显。

重复压裂前该井油压、套压均为0，日均产油0.3 t，日均产液0.7 m3，含水51%；施工后油压、套压均为0.7 MPa，日均产油3.7 t，日均产液8.4 m3，含水47%，日均增油3.4 t，效果较好。

2.3.3 南浅2-09-1井

2016 年对该井压裂投产最高施工压力28.3 MPa，最大排量3.2 m3，平均单段施工液量134 m3，单段加砂量12 m3。

2021年重复压裂最高施工压力60 MPa，最大排量6.0 m3，平均单段施工液量185 m3，单段加砂量18.3 m3，第一段前置液中加入暂堵纤维30 kg、暂堵颗粒（1～5 mm）60 kg。暂堵后第一段起压3.2 MPa，有一定效果。

重复压裂前该井油压、套压均为0，日均产油1.7 t，日均产液4.2 m3，含水51%；施工后油压、套压均为0.4 MPa，日均产油1.8 t，日均产液4.9 m3，含水55%，效果不明显。

2.3.4 南浅23-13-1井

2015 年对该井压裂投产最高施工压力30.5 MPa，最大排量3.4 m3，平均单段施工液量131 m3，单段加砂量8.9 m3。

2021 年重复压裂最高施工压力57.1 MPa，最大排量5.5 m3，平均单段施工液量160 m3，单段加砂量13.6 m3，第一、二、三段前置液中各加入暂堵纤维35 kg、暂堵颗粒（1～5 mm）85 kg。暂堵后第一、二、三段分别起压4.2、5.5、7.0 MPa，说明暂堵转向形成新的支缝，构成了复杂缝网，重复压裂效果明显。

但第一段暂堵后施工压力下降较快，结合测井解释分析该层物性一般，可能存在沟通老缝，导致施工压力快速下降。

重复压裂前该井油压、套压均为0，日均产油1.3 t，日均产液5.6 m3，含水72%；施工后油压、套压均为0.5 MPa，日均产油2.1 t，日均产液5.6 m3，含水55%，日均增油0.8 t，有一定效果。

2.3.5 南浅23-06-1井

2016 年对该井压裂投产最高施工压力40.1 MPa，最大排量3.6 m3，平均单段施工液量108 m3，单段加砂量10 m3。

2021 年重复压裂最高施工压力62.5 MPa，最大排量6.0 m3，平均单段施工液量230 m3，单段加砂量18.3 m3，第一、二、三段前置液中各加入暂堵纤维20 kg、暂堵颗粒（1～5 mm）60 kg。暂堵后第一、二、三段分别起压5、3、6.5 MPa，说明暂堵转向形成新的支缝，构成了新的复杂缝网，重复压裂取得了一定效果。

重复压裂前该井油压、套压均为0，日均产油0.5 t，日均产液1.2 m3，含水52%；施工后油压、套压均为0.4 MPa，日均产油2.5 t，日均产液5.6 m3，含水45%，日均增油2 t，效果较好。

2.3.6 南浅23-05-1井

2016年对该井压裂投产最高施工压力47 MPa，最大排量4 m3，平均单段施工液量139 m3，单段加砂量14 m3。

2021 年重复压裂最高施工压力57.1 MPa，最大排量6.0 m3，平均单段施工液量188 m3，单段加砂量16.1 m3，第一、三、四段前置液中各加入暂堵纤维50 kg、暂堵颗粒（1～5 mm）100 kg。暂堵后第一、三、四段分别起压6.4、0.8、1.3 MPa，暂堵后起压较小，但结合监测曲线分析，暂堵后施工压力下降缓慢，说明存在新支缝被打开，重复压裂有一定效果。

重复压裂前该井油压、套压均为0，日均产油1.1 t，日均产液2.5 m3，含水52%；施工后油压、套压均为0.6 MPa，日均产油2.3 t，日均产液7 m3，含水60%，日均增油1.2 t，效果较好。

2.4 经济效益评价

南浅5-08 井等6 口重复压裂井平均单井压裂施工费用70.73 万元，共计费用424.39 万元。重复压裂后单井日均增油1.37 t，当年累计增油2 101 t。以油价3 175 元/t 计算，回收667.12 万元，盈利约242.73万元（表5），当年投资回报率157.2%。

表5 南浅5-08井等6口井重复压裂经济效益评价数据统计

3 结论

1）南翼山油田浅油藏多数油井生产过程中存在近井地带结垢、砂堵或裂缝闭合可能性，结合施工情况分析，多数井起缝压力均较高、暂堵转向过程中存在升压且压降较低，重复压裂工艺在开新缝上取得了一定效果。

2）对比一般压裂工艺，重复压裂使用暂堵转向技术，在针对老井老层的施工过程中，实现堵老缝、压新缝，从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，达到了更充分改造生产储层的目的，实现了老井的增产增油。

3）南翼山油田浅油藏2016 年以前的老井在措施改造时排量较低（3～4 m3/min）、单段液量较小（70～140 m3），造缝长约40 m、缝高约12 m。现结合缝网压裂技术，重复压裂施工时排量达到6～7 m3，单段液量160～220 m3，模拟缝长达到55 m、缝高达到16 m，提高了措施改造面积和缝网复杂程度。

4）在开发过程中多种因素导致油井附近应力场发生变化，因此通过暂堵剂实现水平最大应力方向上的压力阻挡可改变裂缝起缝方位，使重复压裂打开新缝和缝内转向，但无法人工控制裂缝转向角度及方位。下步计划在实施重复压裂时开展微地震监测解释工作，进一步评价论证新缝开启方位、论证重复压裂中暂堵转向有效性。

5）进行经济效益评价当年投资回报率约157.2%，考虑递减，施工后1 年的投资回报率约207.1%，施工后2 年的投资回报率约273.5%，具备大范围推广的可行性。