衛(wèi)秀芬

(中油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163453)

引 言

大慶外圍油田屬于低滲透油田，必須壓裂才能有效動(dòng)用。初次壓裂后單井產(chǎn)量逐漸遞減，依靠重復(fù)壓裂來提高產(chǎn)量。隨著油田開發(fā)的深入，重復(fù)壓裂井所占比例逐年增大，增油效果逐年變差，影響了低滲油田的開發(fā)效益。為此，發(fā)展了重復(fù)壓裂垂直裂縫轉(zhuǎn)向工藝技術(shù)，使重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向進(jìn)入初次壓裂未能充分動(dòng)用的儲(chǔ)層區(qū)域。與常規(guī)壓裂相比，單井日增油提高67%，增油強(qiáng)度提高34.5%，但重復(fù)壓裂要實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向需要具備一定的地質(zhì)條件，水平應(yīng)力差越小，越容易轉(zhuǎn)向。大慶外圍油田各開發(fā)區(qū)塊的地質(zhì)狀況有一定的差別，結(jié)合地應(yīng)力特征研究，尋找適合應(yīng)用轉(zhuǎn)向壓裂的區(qū)塊，提出不同區(qū)塊提高重復(fù)壓裂井效果的對(duì)策，以最大程度地提高重復(fù)壓裂增油效果，經(jīng)濟(jì)動(dòng)用低滲油田儲(chǔ)量。

1 重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向機(jī)理

重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)就是在施工過程中實(shí)時(shí)地向地層中加入適量高強(qiáng)度暫堵劑或永久性封堵劑，堵劑顆粒進(jìn)入井筒的炮眼、地層中的人工裂縫或高滲透層，產(chǎn)生濾餅橋堵，使后續(xù)壓裂液不能進(jìn)入人工裂縫和高滲透帶，而進(jìn)入高應(yīng)力區(qū)或新裂縫層，促使新縫產(chǎn)生和支撐劑的鋪置變化。暫堵劑在施工完成后自行溶解，不污染地層，永久性堵劑長(zhǎng)期封堵老縫(高含水層)［1］。

重復(fù)壓裂裂縫是否轉(zhuǎn)向取決于儲(chǔ)層的地應(yīng)力狀態(tài)，水力壓裂裂縫總是在最薄弱的地方啟裂，并沿著阻力最小的方向延伸，延伸方向總是垂直于最小水平主應(yīng)力方向，重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向的基本條件是在近井底一定區(qū)域內(nèi)最大與最小主應(yīng)力方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)［2］。初次壓裂及后期生產(chǎn)2個(gè)因素可改變井眼附近一定范圍內(nèi)的地應(yīng)力，造成局部地應(yīng)力發(fā)生變化。油藏首次壓裂形成裂縫后，將產(chǎn)生1個(gè)橢圓形的壓降區(qū)，裂縫對(duì)地應(yīng)力場(chǎng)的影響是在最大水平應(yīng)力方向上引起的應(yīng)力下降幅度比最小水平應(yīng)力方向上大。長(zhǎng)期生產(chǎn)會(huì)降低孔隙壓力，多孔孔隙彈性耦合改變儲(chǔ)層的應(yīng)力狀態(tài)，導(dǎo)致水平應(yīng)力降低，在裂縫方向水平應(yīng)力的降低幅度強(qiáng)于垂直于裂縫方向［3］。最終結(jié)果是最大水平主應(yīng)力比最小水平主應(yīng)力減小較多，如果應(yīng)力降幅的差異超過原始最大與最小水平應(yīng)力差［4－5］，則主應(yīng)力方向?qū)l(fā)生轉(zhuǎn)換，重復(fù)壓裂裂縫會(huì)在垂直于原裂縫的方向上啟裂延伸，但隨著距裂縫距離的增加，誘導(dǎo)應(yīng)力迅速減小，地應(yīng)力場(chǎng)變?yōu)樵瓉淼臓顟B(tài)，裂縫延伸距井筒一段距離后再次發(fā)生轉(zhuǎn)向，仍沿初次壓裂的方位延伸。

數(shù)模研究表明，不同施工參數(shù)條件下裂縫轉(zhuǎn)向的條件為原場(chǎng)水平兩向應(yīng)力差值(水平最大和最小主應(yīng)力差值)小于4 MPa。隨著水平兩向應(yīng)力差值的增大，裂縫轉(zhuǎn)向距離減小。水平應(yīng)力差值越小，沿不同射孔方向產(chǎn)生的新縫轉(zhuǎn)向距離越大。射孔方位角對(duì)裂縫的起裂方位有重要影響，隨著射孔方位與水平最大主應(yīng)力方向夾角的增加，裂縫轉(zhuǎn)向距離降低。重復(fù)壓裂裂縫的轉(zhuǎn)向半徑還與壓裂液黏度、壓裂排量等多個(gè)參數(shù)有關(guān)。水平主應(yīng)力差值越小，壓裂液黏度越大，壓裂排量越高，轉(zhuǎn)向半徑越大。重復(fù)壓裂縫轉(zhuǎn)向的距離還與初次裂縫的支撐縫寬、縫長(zhǎng)有關(guān)，支撐縫越寬、越長(zhǎng)對(duì)垂直于原裂縫方向上的誘導(dǎo)應(yīng)力越大，重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向距離越大［6］。

2 大慶外圍油田的地應(yīng)力特征

地應(yīng)力的分布有3種類型:①Ⅰ類地應(yīng)力，垂向主應(yīng)力最大;②Ⅱ類地應(yīng)力，垂向主應(yīng)力最小;③Ⅲ類地應(yīng)力，垂向主應(yīng)力居中。地應(yīng)力類型的空間分布有2種情況:①大范圍內(nèi)保持單一的地應(yīng)力類型不變，甚至全盆地只有一種地應(yīng)力類型;②在某個(gè)范圍內(nèi)有2種地應(yīng)力交叉分布共存。

2.1 井點(diǎn)地應(yīng)力大小及方向分布規(guī)律

近幾年，大慶油田公司主要應(yīng)用波速各向異性、黏滯剩磁、差應(yīng)變等方法研究了外圍油田15個(gè)區(qū)塊61口井549塊巖心的地應(yīng)力特征(表1)［8］。有14個(gè)區(qū)塊60口井544塊巖心垂向主應(yīng)力最大，其中，水平最大與最小差值不大于4 MPa的區(qū)塊有7個(gè)，占實(shí)驗(yàn)區(qū)塊的46.7%;水平最大與最小差值大于4 MPa的區(qū)塊有8個(gè)，占實(shí)驗(yàn)區(qū)塊的53.3%，說明大慶外圍油田地應(yīng)力分布主要是Ⅰ類地應(yīng)力。敖157區(qū)塊處于老區(qū)和外圍的過渡帶上，其中1口井的地應(yīng)力分布為Ⅰ類地應(yīng)力，另1口井垂向主應(yīng)力居中，地應(yīng)力分布為Ⅲ類地應(yīng)力，2種地應(yīng)力類型交叉共存。12個(gè)區(qū)塊52口井的最大水平主應(yīng)力方向?yàn)镹E85.1°～NE108.0°，接近東西向，占實(shí)驗(yàn)井?dāng)?shù)的85.2%，有2個(gè)區(qū)塊7口井的最大水平主應(yīng)力方向?yàn)?NE32.0°～NE63.0°，為北東向，占實(shí)驗(yàn)井?dāng)?shù)的11.5%，有1個(gè)區(qū)塊(宋芳屯油田方22區(qū)塊)2口井的最大水平主應(yīng)力方向?yàn)镹E2.30°～NW6.13°，接近南北向，占實(shí)驗(yàn)井?dāng)?shù)的3.3%，說明大慶外圍油田的最大水平地應(yīng)力方向以東西向?yàn)橹鳌?/p>

表1 外圍油田區(qū)塊地應(yīng)力測(cè)試結(jié)果

2.2 平面地應(yīng)力大小及方向分布規(guī)律

通過離散元方法和構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)模擬研究，進(jìn)行了斷層構(gòu)造發(fā)育的地應(yīng)力場(chǎng)的平面分布規(guī)律研究。研究結(jié)果表明，斷裂附近地應(yīng)力場(chǎng)的方位和大小變化較大，這種變化主要限于斷裂附近一定距離內(nèi)，遠(yuǎn)離斷裂，逐漸趨于與區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)一致。

例如希3區(qū)塊南一段油層，有 F0、F1、F2、F3、F4、F5、F6共7條斷層，南一段油層頂部最大水平地應(yīng)力分布見圖1。應(yīng)力低值區(qū)主要分布在斷層內(nèi)及其附近區(qū)域，尤其是F0斷層附近，沿?cái)鄬覨0走向形成了應(yīng)力低值“長(zhǎng)條帶”，應(yīng)力值為30～44 MPa，應(yīng)力高值區(qū)主要分布在埋藏較深的東側(cè)及斷層F5和F6端部交會(huì)處，最大水平地應(yīng)力高達(dá)52 MPa，平均為44～51 MPa。最小水平地應(yīng)力分布趨勢(shì)與最大水平地應(yīng)力相似。

圖1 南一段油層頂部最大水平地應(yīng)力大小分布

南一段油層頂部最大水平主應(yīng)力方向分布見圖2。在遠(yuǎn)離斷層區(qū)域時(shí)應(yīng)力方向與區(qū)域應(yīng)力方向趨于一致(近東西向)，斷層附近區(qū)域，地應(yīng)力方向一般偏移10°～20°，斷層F0對(duì)該構(gòu)造地應(yīng)力影響比較顯著，其附近應(yīng)力方向一般為NE60°～N E85°，明顯偏離了區(qū)域地應(yīng)力方向。

斷層對(duì)地應(yīng)力擾動(dòng)作用與其規(guī)模(延伸長(zhǎng)度等)、形態(tài)以及斷層間的交互作用有關(guān)，斷層規(guī)模越大，其影響范圍越大，斷層的端部附近、拐角區(qū)域、扭曲部位的地應(yīng)力方向轉(zhuǎn)向較劇烈，斷層交叉、分支、拐點(diǎn)處及尖滅區(qū)有較明顯的應(yīng)力集中現(xiàn)象。

圖2 南一段油層頂部最大水平主應(yīng)力方向分布

3 提高大慶外圍油田重復(fù)壓裂井效果對(duì)策

大慶外圍油田大部分區(qū)塊都具有滲透率低、儲(chǔ)層物性差的特點(diǎn)，自然產(chǎn)能較低，需壓裂改造方可投產(chǎn)。油井壓裂后的生產(chǎn)特征一般分為3個(gè)階段:線性流階段—擬徑向流階段—徑向流階段。當(dāng)壓裂后生產(chǎn)達(dá)到徑向流階段時(shí)，裂縫已經(jīng)失去了高導(dǎo)流能力，認(rèn)為上次壓裂形成的裂縫已經(jīng)閉合，若重復(fù)壓裂層段具有足夠的剩余可采儲(chǔ)量和地層能量，可以對(duì)該井實(shí)施重復(fù)壓裂。重復(fù)壓裂井的地質(zhì)因素和失效原因不盡不同，結(jié)合剩余油分布圖，選擇有效厚度大、采出程度低、與水井連通的井層，針對(duì)不同的井況采取不同的工藝措施，可提高重復(fù)壓裂井的壓裂效果。

3.1 Ⅰ類地應(yīng)力水平應(yīng)力差小于4 MPa的區(qū)塊提高重復(fù)壓裂效果的對(duì)策

大慶外圍油田主要為Ⅰ類地應(yīng)力，對(duì)于其中水平兩向應(yīng)力差值小于4 MPa的井層優(yōu)先考慮采取垂直縫轉(zhuǎn)向壓裂工藝措施。要獲得較長(zhǎng)的轉(zhuǎn)向裂縫或較好的壓裂效果，優(yōu)選初次壓裂規(guī)模較大、生產(chǎn)一定時(shí)間、含水低的井層采取垂直縫轉(zhuǎn)向壓裂工藝措施，采用與原場(chǎng)水平最大主應(yīng)力夾角小的定向射孔技術(shù)［9］產(chǎn)生新縫，可起到增油控水的作用。

(1)對(duì)含水低于60%的油井采用暫堵型的垂直縫轉(zhuǎn)向壓裂工藝措施，壓后強(qiáng)制放噴，恢復(fù)原裂縫，使原縫和新縫同時(shí)發(fā)揮疏通油流通道的作用。例如大76－76井PI1—PI4號(hào)層水平主應(yīng)力差為2.2 MPa(表2)，預(yù)測(cè)重復(fù)壓裂裂縫可能轉(zhuǎn)向，采用暫堵型的垂直縫轉(zhuǎn)向壓裂工藝措施，生成了與初次壓裂裂縫擴(kuò)展方向正交的新垂直裂縫，地面測(cè)斜儀監(jiān)測(cè)的人工裂縫方位見圖3。重復(fù)壓裂后單井初期日增油為3.7 t/d，產(chǎn)量達(dá)到初期投產(chǎn)壓裂70%以上。而同區(qū)塊的大80－94井重復(fù)壓裂雖然產(chǎn)生新縫，但與原裂縫偏移角度不大，未能有效突破原裂縫滲流驅(qū)替方位，壓裂后日增油為1.1 t/d(表3)?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明，轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂比原縫重復(fù)壓裂效果好。

表2 新戰(zhàn)油田地應(yīng)力轉(zhuǎn)向預(yù)測(cè)

表3 新戰(zhàn)油田壓裂效果統(tǒng)計(jì)

圖3 大76－76和大80－94井壓裂人工裂縫方位監(jiān)測(cè)

(2)對(duì)于含水大于80%且老裂縫不存在挖潛潛力的井，實(shí)施永久封堵型的強(qiáng)制轉(zhuǎn)向壓裂措施，永久性封堵原壓裂裂縫，利用與原場(chǎng)水平最大主應(yīng)力夾角小的定向射孔技術(shù)，壓裂裂縫沿射孔方位起裂產(chǎn)生新縫，達(dá)到增油控水的目的。例如朝76－118井采用永久封堵型重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，堵劑用量為45 m3，施工破裂壓力為31.5 MPa，比初次壓裂的破裂壓力高13.5 MPa，同時(shí)延伸壓力也高于初次壓裂2 MPa，說明原人工裂縫封堵成功，并產(chǎn)生了新的人工裂縫。該井壓裂前日產(chǎn)液為13.5 t/d，日產(chǎn)油為0.7 t/d，含水為98%。壓裂后初期日產(chǎn)油為5 t/d，日增油為4.3 t/d，含水下降30%。

3.2 Ⅰ類地應(yīng)力水平應(yīng)力差大于4 MPa的區(qū)塊提高重復(fù)壓裂效果的對(duì)策

對(duì)于Ⅰ類地應(yīng)力且水平兩向應(yīng)力差值大于4 MPa的區(qū)塊，隨著水平應(yīng)力差值的增大，重復(fù)壓裂裂縫只在井筒附近轉(zhuǎn)向或不能轉(zhuǎn)向產(chǎn)生新縫。

(1)增大壓裂施工規(guī)模，達(dá)到最佳穿透比，以提高重復(fù)壓裂效果。如選取了4口初次壓裂施工規(guī)模未達(dá)到最佳穿透比的井進(jìn)行增大施工規(guī)模試驗(yàn)(表4)，壓裂后初期平均單井日增油為2.1 t/d，見到一定效果，但壓后含水上升了48.8%。

表4 增大壓裂施工規(guī)模試驗(yàn)

(2)發(fā)展適應(yīng)性強(qiáng)的壓裂工藝技術(shù)，以提高重復(fù)壓裂井的措施效果。針對(duì)滲透率小于1×10－3μm2的低滲、低孔、天然裂縫發(fā)育的扶楊油層，引入縫網(wǎng)壓裂［10］的理念，發(fā)展能使近井地帶形成裂縫網(wǎng)的大規(guī)模壓裂技術(shù)，使天然裂縫擴(kuò)張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)，最大限度增加泄油面積。借鑒斯倫貝謝公司的HIWAY水力壓裂通道技術(shù)，發(fā)展壓裂通道技術(shù)，研究適應(yīng)葡萄花油層和扶楊油層的壓裂液、纖維支撐劑技術(shù)、脈沖式的泵送方式等壓裂工藝控制技術(shù)，通過在支撐裂縫內(nèi)部創(chuàng)造開放性流動(dòng)通道，使油氣產(chǎn)量和采收率最大化。

3.3 Ⅲ類地應(yīng)力區(qū)塊提高重復(fù)壓裂效果的對(duì)策

外圍油田有少數(shù)區(qū)塊為Ⅲ類地應(yīng)力，即垂向主應(yīng)力居中，水力壓裂裂縫形態(tài)多是垂直裂縫，裂縫傳播方向?yàn)樽畲笏降貞?yīng)力方向，由于水平兩向應(yīng)力差值比較大，重復(fù)壓裂不能轉(zhuǎn)向產(chǎn)生新縫。對(duì)于此類井一般采取增大壓裂規(guī)模的措施。如敖南油田敖157區(qū)塊的敖124－70井，重復(fù)壓裂采用增大規(guī)模壓裂措施，壓裂PI4—5層段，破裂壓力為23 MPa，壓裂裂縫未轉(zhuǎn)向，總加砂量為15 m3，多加砂3 m3，并采用低傷害壓裂液和高效助排劑，減少壓裂液對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的傷害，壓裂初期單井日增油為1.5 t/d，有效期為184 d，累計(jì)增油371 t。

4 結(jié)論

(1)油井重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向條件為原場(chǎng)水平兩向應(yīng)力差值小于4 MPa，最大與最小主應(yīng)力差值越小，壓裂液黏度越大，壓裂排量越高，重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向距離越大。初次壓裂支撐縫越寬、越長(zhǎng)對(duì)地應(yīng)力場(chǎng)誘導(dǎo)越大，重壓裂縫轉(zhuǎn)向距離越大。

(2)油井重復(fù)壓裂采用垂直縫轉(zhuǎn)向壓裂效果明顯好于普通壓裂效果。大慶外圍油田水平應(yīng)力差不大于4 MPa的區(qū)塊為53.3%，適合重復(fù)轉(zhuǎn)向壓裂。

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