石炭系浅层低压砂岩油藏压裂方式优选

刘纪栋,赵常

摘要：随着油气勘探开发技术的发展，中国油气开发由常规储层转入低渗致密、难动用的非常规储层，埋藏更深、温度和压力更高、物性更差。水力压裂是使低渗致密难动用油气资源有效动用和经济开发的关键技术，结合水驱和化学驱能一定程度提高非常规储层采收率，但仍面临相关开发及经济难题。常规压裂工序复杂，成本高，缝控波及范围小，改造效果差，储层增油效果有限；常规水驱存在水动力联系差，水窜水淹严重，流体非达西流的特征导致低渗致密储层“注不进、采不出”等难题；常规化学驱表现出驱油剂药剂分子在地层岩石孔隙中沿程吸附滞留、浓度降低、驱油效率减弱。基于此工程背景，中国石油天然气集团有限公司和中国石油化工集团有限公司分别在油井端和水井端开展了压裂驱油技术攻关及现场实践。油田现场提出“压—注—采”一体化压裂驱油技术，又称“压驱”，即将单井压裂工艺、常规水驱开发以及化学剂驱油三者有机结合，形成一整套连续的油藏开发工艺。根据作业方式与作用机理，将压驱工艺分为正向压驱、反向压驱两种方式。

关键词：浅层砂岩油藏;压裂模式;裂缝参数优化;数值模拟

引言

油气工业的不断发展，使勘探油气的难度变得越来越大，单纯依靠干酪根生油、圈闭、背斜油气藏等理论，已无法满足现今勘探油气的实践需求。我国在鄂尔多斯盆地实施了全面的致密油藏开发，同时在压裂和水平井开发技术上有了长足的发展与进步。对致密油藏进行大力发展，使致密油藏实现大规模开发与勘探，从而实现油气战略的接替，对于我国实现油气工业的稳步发展有着重大意义。致密油藏在开发中，为提升其产能，需要对其实施水平井的压裂改造。通过改造能够使储层泄油面积得到扩展，增加裂缝导流能力，最终实现增产的目的。当前致密油藏的开发中并存着多种方式，其中体积压裂+水平井完井的应用，在该领域引发了水平井压裂改造的新一轮革命。

1致密油藏压裂驱油技术发展历程

1.1基质渗吸－油水置换采油阶段（２００１年之前）

在２０００年之前，中国主要对常规中高渗储层进行衰竭式开发，在大庆油田以及华北油田部分老区块或者中—低渗三类储层进行注水开发。在借鉴国外相关研究的基础上，中国学者开始基质渗吸的相关实验研究与理论研究，包括通过体积法以及质量法研究不同条件下岩石渗吸过程，探索渗吸实验规律，建立渗吸数学模型，并认识到储层基质渗吸作用在注水开发过程中具有一定增油效果，是属于中国压裂驱油技术的早期理论萌芽阶段（基质渗吸－油水置换采油阶段）。

1.2缝网压裂－蓄能增渗采油阶段

（２０１５—２０１６年）随着油田开发的不断进行，越来越多老油田面临着地层能量不足、产液量严重下降等问题。如何有效补充地层能量是中国国内老油田亟待解决的工程问题。２０１５—２０１６年，大庆油田、吉林油田、吐哈油田、华北油田以及延长油田将地层补能与压裂改造结合形成了“缝网压裂－蓄能增渗”采油技。通过大液量、低砂比的高前置液比例泵注模式，增加压裂前入地液量，有效提高目标区块地层压力，实现区块前置增能，同时改善储层孔隙结构。以延长油田ＦＬ１２１平２井为例，平均单段用液量为９１０．０ｍ３，其中前置液用量为６８４ｍ３，较邻井增加２．３５倍，压后产量为８．９ｔ／ｄ，较邻井提高１．６８倍。

2石炭系浅层低压砂岩油藏压裂方式优选

2.1普通多段压裂生产特征分析

根据方案1～方案6的参数模拟不同储层渗透率下，裂缝长度对生产的影响。以单段产量和单段累计产量作为对比，便于通过倍乘裂缝段数估算真实多段压裂水平井产量。在相同的渗透率下，裂缝越长，单段初期产量越高，累计产油量越多，如渗透率为1mD，裂缝半长为40m和100m时，单段初期产量分别为1.6m3/d和1.71m3/d，20年平均单段裂缝累计产量分别为1006m3和1233m3。压力值越大，表明储量动用程度越小。可以看出，地层渗透率低时，如渗透率为0.01mD，裂缝半长越长，压力波及范围越广，储量动用程度越高。随地层渗透率的增大，裂缝半长对储量动用程度影响减弱，如地层渗透率为100mD，裂缝长度对储量动用的影响无明显差别。

2.2石炭系浅层低压砂岩油藏压裂方式优选

通过前面的模拟，汇总常规多段压裂与体积压裂各个方案20年采出程度。在相同的支撑剂用量下，普通多段压裂储层连通范围更大，而体积压裂对于近井附近的储层有效改造程度更高。体积压裂相对于普通多段压裂具有更高的初产优势，不同地层渗透率存在最佳压裂开发策略。当储层渗透率为0.01mD时，最优压裂方式为体积压裂3段6簇裂缝，裂缝半长20m，20年采收程度4.73%;当储层渗透率为1mD时，最优压裂方式为普通压裂3段长裂缝，20年采收程度17.88%。当储层渗透率为100mD时，体积压裂与普通压裂效果基本相同，采出程度接近。J230区渗透率0.01～96.1mD，平均1.14mD，为追求长远的生产效益，建议以普通多段压裂为主。在局部极低渗透率区域，可以适当采用体积压裂方式，弥补地层渗流能力的不足，从而提高采收率。

3致密油藏压裂驱油关键技术

3.1细分切割体积压裂，提高缝控程度

在油井端采用细分切割体积压裂技术，通过极限分簇射孔、动态暂堵转向、增大改造体积等措施提高缝控程度。以鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油储层改造为例，水平井井距为３００～４００ｍ，水平段长为１５００～２０００ｍ，簇间距由２０～３０ｍ减小到５～１０ｍ，减小渗流距离。主体采用变黏滑溜水压裂液体系，单段入地液量为１５００ｍ３，支撑剂为１４０ｍ３。采用“小＋中＋大”组合粒径石英砂，保障“主缝＋分支缝＋微裂缝”全尺度支撑，保证长期有效导流能力。同时，采用不同粒径和类型“暂堵剂＋暂堵球＋暂堵绳结”的复合暂堵方式，增加缝网复杂程度，提高裂缝控制程度。以此方式实现页岩油有效动用，建成百万吨级页岩油开发示范区。

3.2高压力持续注水，增加孔喉尺寸，改善渗流通道

相比于常规压裂液，注入水黏度低，更容易渗滤进入岩石基质孔隙中，孔隙压力不断增加，连通的孔隙和喉道数增加，孔隙和喉道尺寸变大，地层孔隙度和渗透率会有较大提高。与常规水驱相比，压驱增加了新的渗流通道，改善储层渗透性。常规注水方式往往形成“纺锤形”注水波及面积；压裂驱油在注采井井底有裂缝产生，注采井之间形成“扇面形”注水波及面积，大幅度提高注水受效范围。

结束语

综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施，深度剖析了当前中国低渗致密储层改造面临的地质、工程问题：①地质认识不清，储层改造面临套变、压窜等风险；②储层改造不足，油田产能无法得到充分释放；③压驱理论研究不深入，油井见效方向性明显；④配套设施不齐，油田高效率低成本开发受阻。

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