低渗注水油藏压裂引效技术研究与应用

陈昊

摘要：某低渗油藏初期依靠天然能量开采，但随着地层压力下降，产量大幅下降，随着水质精细处理技术的突破，低渗油藏实现了注水开发，但受到各区块低孔低渗、注采井距大、井网密度小、水质不达标、油井附近受到污染等因素影响，造成储量动用程度较差，有潜力的油井水驱受效差，注采井间难以建立有效的驱动体系和驱动压力梯度（注水井附近形成局部高压区，對应油井难以见到注水效果），为解决上述问题，提高了单井水驱受效程度，开展了低渗注水油藏压裂引效技术的研究与应用。

关键词：低渗;水驱;引效

1.存在问题及技术思路

1.1存在问题

1.1.1 储层物性差，油层连通程度低

X油层属于典型的扇三角洲沉积，具有分支流河道、河口砂坝、分支流间浅滩等微相，油层物性主要受相带分布控制，各沉积微相渗透率相差50倍以上，油层非均质性严重，层间渗透率级差100～634倍。油层连通性差，500m井距油层连通系数30%～50%，200m～300m井距油层连通系数50%～70%。

1.1.2 含油井段长，单层厚度薄，纵向非均质性强，各层吸水不均

低渗油藏注水受沉积相控制十分明显，主体相带上的油层发育好，物性好，连通程度高;位于主河道上的注水井，注入水延主流线方向突进，处于主流线上的油井表现出中、高渗油藏的注水见效特征，产量有明显上升;与之相比处于非主相带上的油井，油层物性则相差几倍至几十倍，见效非常缓慢。

1.1.3 油层污染程度加剧，导致水驱效果变差

随着开采时间的延长，地层压力降低，开采各个环节中各种流体极易对储层造成伤害，主要表现为：一是油井受储层物性、钻完井、修井、洗井、注入水水质等多种因素影响，油层渗透率低、近井地带油层污染逐级加重导致油井供液能力变差，产油量降低;二是随着开发时间的延长，油层能量降低到一定程度后，在“毛管流动阻力”的作用下，已有地层能量无法驱动“地层流体”，致使采出液量急剧下降，有时因油水流度比差异，虽然液量下降不明显，含水却明显上升，也就是说，由于地层能量降低，原来可以流动的孔隙被堵塞，造成产量大幅下降。

1.2技术思路

针对以上问题，为了改善低渗注水油藏的开采效果，欲通过低渗注水油藏压裂引效技术来解决以上问题。对于井间非均质性不强、连通程度低的油井采用常规压裂引效技术进行改造;对于层间非均质性强、跨度大的油井采用分层压裂引效技术进行改造。

2、压裂引效技术研究

为了提高压裂的针对性，保证压裂效果，重点从以下几个方面进行技术研究：

2.1 压裂参数的优选

2.1.1压裂裂缝方位研究

裂缝方向沿长轴方向，则对于注采关系来说，存在边井和角井两种情况，即整体压裂方案应在不同物性条件下分别优化边井和角井的缝长和导流能力。

人工裂缝方向以通过裂缝与注采井网之间连线的夹角来表示，当裂缝方向与注采井连线成45°角左右时，增油效果最好。

2.1.2裂缝长度优化

随着穿透率的提高，累计产油量也相应地增加，但是，当穿透率增加到0.8时，累计产油量的增加幅度变小。考虑到造缝长度越长，成本越高，，裂缝长度优化结果的规律是：地层渗透性越低对缝长的需求越长，而对导流能力的需求相对低一些;地层渗透性越高，则对缝长的需求降低，对导流能力的需求愈高。

2.2 压裂工艺优化

2.2.1 笼统压裂技术优化

对于比较均衡的油层，在充分考虑套管承压、固井质量情况下，将笼统压裂管柱由原来下至油层上界30米改为下至水泥返高以下100米，降低压裂管柱摩阻压力，从而降低施工泵压，节约作业成本和压裂费用。

2.2.2 机械分层压裂技术优化

相对于传统的笼统压裂技术，体积压裂改造思路作为一种全新的油藏改造理念，已被大家所公认，这种以整个油藏为目标进行整体改造的方式不仅可以大大提高储层的改造程度，弥补常规笼统压裂造成的改造不充分且不可弥补的弊端。

多层多段压裂技术是体积压裂改造改造方式之一，其目的是提高油层纵向动用程度，欢东油田低渗透油藏层间级差达10-100倍，层数多，达20-40层，油层跨度大，一般为100-400m，导致压裂目的层得不到有效改造，裂缝长度可能达不到优化长度影响整体开发效果。对于普通笼统压裂工艺技术难以满足施工要求的油井，分层压裂可以保证这种强非均质、多油层大跨度油井每层都得到良好改造，获得足够长的人工主裂缝，最大程度的改造储层。

工艺管柱结构（以压三层为例）：一级喷砂器+一级K344-108型封隔器+水力锚+二级喷砂器+φ73mm压裂油管+二级K344-108型封隔器+三级喷砂器+φ73mm压裂油管+三级K344-108型封隔器→水力锚→安全接头→压裂油管至井口。

工艺技术原理：按设计要求下入压裂管柱，连接好压裂井口及地面压裂管线后，低排量向井内灌注压裂液，当压裂液通过三级和二级喷砂器后经过一级喷砂器时形成截流压差，该截流压差作用在K344型封隔器胶筒和水力锚内腔上，迫使封隔器胶筒膨胀密封油套环形空间，作用在水力锚内腔上的截流压差将锚块推出并咬紧在套管内壁上起锚定作用，继续泵注压裂液和混砂液可进行第1层的压裂施工。第1层压裂完成后向井内投入（φ35mm）钢球，钢球经过三级喷砂器后坐入二级喷砂器滑套上的球座上，油管内憋压15MPa，剪断滑套上的剪断销钉，使滑套和钢球一起下行并进入一级喷砂器的密封段内密封，滑套下行后将二级喷砂器的喷砂孔与环形空间连通，此时二级喷砂器上端环形空间有二级封隔器密封，下端的环形空间有一级封隔器密封，同时一级喷砂器的喷砂孔有二级喷砂器的滑套和钢球封堵，因此压裂含砂液只能经过二级喷砂器的喷砂孔进入地层，实现了对第2层的压裂改造。第2层压裂完成后向井内投入（φ40mm）钢球，重复上述过程可对第3层进行压裂改造。

参数优化：选择的封堵球为尼龙橡胶球：核心为尼龙，外层为橡胶;密度小于压裂液的密度，一般为0.8-0.92g/cm3，直径为19-20mm，耐压35-70MPa;设计投球数量为高渗透层射孔孔数的120%。

3 技术创新点

3.1 针对低渗区块注水，设计了适合X低渗区块压裂引效的技术参数。

3.2 对于非均质性强、多油层大跨度的水驱油井，研究设计出了多级投球分段压裂技术，实现了一趟管柱改造多层的目的，解决了长井段、多薄互层油井纵向水驱受效不充分难题。

3.3 对于比较均衡的油层，在充分考虑套管承压、固井质量情况下，将笼统压裂管柱由原来下至油层上界30米改为下至水泥返高以下100米，降低压裂管柱摩阻压力，从而降低施工泵压，节约作业成本和压裂费用。

4 现场应用情况

2013年以来，累计实施低渗注水油藏压裂引效增产技术10井次，截止目前，累计增油12957t，共计投入资金1039.5万元，共创经济效益1611.42万元，投入产出比1：2.5。

结论

针对X低渗透注水油藏开发中后期单井受效变差的问题，研究了低渗注水油藏水力压裂引效技术，对注水未受效井进行了压裂参数的优化，同时对强非均质、多油层、大跨度油井实施多级投球分层压裂技术，增加了油层改造效果，提高了单井水驱受效程度。该项目的研究成果对于提高低渗透注水油藏开发效果提供了新的技术思路，推广应用前景广阔。

参考文献：

[1] 劳斌斌，刘月田，屈亚光，郭玲玲，胥小伟.水力压裂影响因素的分析与优化.断块油气田，2010，17（2）：225～228.