国内外采用的重复压裂改造技术主要包括常规压裂技术和暂堵转向压裂技术[1]。老井重复压裂在已有人工裂缝的影响下，仅靠加砂压裂，裂缝大都会沿老裂缝延伸，不易形成新裂缝，导致重复压裂增油幅度小，有效期短。对于超低渗透储层，暂堵转向重复压裂技术从机理上可以产生出新的支裂缝或沟通更多微裂缝，扩大油井泄油面积。然而，该技术由于施工排量小，转向半径有限，其压裂后增产幅度小，有效期短。与此同时，近些年发展起来的体积压裂技术[2-4]，依靠压裂形成的多条长裂缝或缝网系统，形成立体裂缝网络，增加泄流体积，其压裂后产量有了大幅度的提高。因此，将体积压裂技术引入到老井重复压裂改造中，可大幅度提高老井的单井产量。
在超低渗透储层中，重复压裂的关键是要在原来老裂缝的基础上，形成多个新裂缝，并与天然裂缝形成更大体积的立体网状裂缝，进一步增大改造体积，才有利于在油气层中打开新的油气流通道，更大范围地沟通老裂缝未动用的油气层，大幅度增加油气产量，进一步提高油气藏的开发效果。因此，重复压裂改造所形成新裂缝的延伸范围和裂缝的缝网大小是提高油井产能的核心问题，也是制约重复压裂效果的关键。
以华庆油田为代表，物性和岩石力学参数见表 1。其储层物性差，油层厚度较大，常规压裂缝高只有20~30 m，纵向上动用不充分。岩石力学参数表明，储层有一定的脆性，具备体积压裂的条件。
在对长庆油田前期多年的重复压裂改造技术探索研究与实践的基础上，遵循体积压裂的理念，确定了技术思路：一是前置液和低砂比阶段分别采用低黏度的滑溜水压裂液比较容易进入天然裂缝的特性，同时通过大排量使天然裂缝开启，形成复杂缝；二是低砂比阶段采用线性胶压裂液同时对张开的天然裂缝进行有效支撑；三是加砂后期采用冻胶压裂液造主缝和保持主裂缝的高导流能力；四是在大排量混合水体积压裂的同时结合多次缝内暂堵强行憋开新缝。混合水的含义就是这种不同阶段采用不同的压裂液，整个压裂过程将混合水体积压裂技术与多级暂堵技术相结合，最终形成菱形反九点井网、注水开发条件下的老井混合水体积压裂关键技术，依靠体积压裂扩大储层的改造体积，大幅度地提高单井产量。
华庆油田超低渗透区块注水开发井网，主要采用的是菱形反九点井网。在该井网条件下，受地层天然微裂缝发育方向的影响，边井水驱受效程度较低，角井位于水驱前缘的有利方向易水淹。因此，按照混合水体积压裂工艺要求，在设计压裂施工参数时必须进行综合的参数优化分析与设计，使得压裂后形成的网状裂缝与井网相匹配，见图 1。
为了提高储层纵向动用程度，形成立体的体积压裂缝网系统，利用全三维压裂设计与分析软件E-StimPlan，通过模拟不同射孔孔眼数、孔眼直径、射孔程度等条件下人工裂缝的纵向扩展和裂缝形态，优化得出混合水体积压裂重复改造的射孔段数为3~4段，射孔段长度为4~6 m，射孔段间距为2~3 m，射孔程度70%~80%。
混合水体积压裂中，为了实现天然裂缝储层缝网的形成，根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则，并结合该超低渗透区块储层岩石力学与地应力剖面研究结果得出：该区水平两向应力差为3~6.5 MPa。根据室内计算排量与净压力之间的关系形成图版[4](见图 2)得出，对于J55钢级的4 1/2 ″套管完井的油井，排量大于5 m3/min才能满足混合水体积压裂施工要求。同时，结合该超低渗区块的某口试验井(XX11-52井)拟合出5.5 m3/min排量下的孔眼与弯曲摩阻5.2 MPa，按照储层裂缝延伸压力与井口压力之间的关系，预测得出在排量为10 m3/min时，井口施工压力为26~27 MPa，满足套管钢级抗压强度的要求。混合水体积压裂的优化排量为6~10 m3/min。
为了实现重复改造后复杂的缝网结构，混合水体积压裂施工采用多段塞注入方式[5]。根据段塞的不同，采用不同液体类型：一是前置液和低砂比阶段分别采用低黏度的滑溜水压裂液比较容易进入天然裂缝的特性，同时通过大排量使天然裂缝开启，形成复杂缝；二是低砂比阶段采用线性胶压裂液进一步扩大天然裂缝的开启程度。同时，对张开的天然裂缝进行支撑；三是加砂后期采用冻胶压裂液造主裂缝和保持主裂缝近井地带的高导流能力。其不同阶段液体的主要作用见图 3。
为了分析得出压裂用液量大小对储层改造的影响，采用ECLIPSE数值模拟软件计算不同入地液量与储层受效体积的关系，得出了入地液量与储层改造体积之间的关系，如图 4和图 5所示。根据结果得出，混合水压裂受地层物性条件限制，受效体积增加幅度在入地液量为800~1 000 m3时变缓。因此，在采用混合水体积压裂时优选的入地液量体积为800~1 000 m3。
与常规水力压裂相比，混合水体积压裂由于采用的是大液量、低砂比、低黏度压裂液，为降低压裂液对储层的伤害，所需的低黏压裂液量大幅增加。因此，综合施工工艺得出，在入地液量为800~1 000 m3时，优化砂量值在80~100 m3之间(平均砂比为10%)。
针对最小主应力方向上天然微裂缝不发育、侧向剩余油富集的特点，按照“大砂量、大液量、大排量、低砂比压裂”技术思路进行了施工设计，从而提高裂缝的复杂程度。
边井施工参数——砂量：80~100 m3；液量：800~1 000 m3；排量：8~10 m3/min；砂比：10%~15%。
针对最大主应力方向上天然微裂缝发育，水驱前缘易突进的主向井，按照“控制砂量、液量、实施大排量、低砂比压裂”技术思路，提高裂缝复杂程度的同时，控制缝长，延长见水周期。
角井施工参数——砂量：50~60 m3；液量：500~600 m3；排量：8~10 m3/min；砂比：10%~15%。
借助层内转向技术+混合水压裂，强制裂缝转向，沟通更多的天然裂缝，实现改造体积的增加，层内转向技术采用化学颗粒暂堵剂进行转向。通过层内多级暂堵转向技术+混合水压裂，强制裂缝转向，沟通更多的天然裂缝，实现改造体积的增加，如图 6和图 7所示。
图 7所示XX97-61井施工过程中加入第一级暂堵剂后，在液体类型相同情况下，施工压力上升1.5 MPa；加入第二级暂堵剂后，在液体类型相同情况下，施工压力上升2.0 MPa；加入第三级暂堵剂后，压裂设备短期故障，导致排量突降，正常后压力上升1.0 MPa，压力增大不明显，判断短期停泵后部分堵剂沉至井底，导致封堵效果较差；加砂后期加入第四级暂堵剂后，在液体类型相同情况下，施工压力上升1.0 MPa。
2012年，长庆油田超低渗区块华庆油田共实施9口混合水体积压裂重复改造试验，截至2012年年底，措施有效率达100%，平均有效生产天数达252天，且从生产趋势来看，措施持续有效，平均日增油量2.81 t(该区常规重复压裂平均日增油量1.43 t)，平均单井累计增油和历年措施效果相比，增产效果明显提高(见表 2)。
混合水体积压裂由于其特殊的增产理论，有效地提高了重复压裂效果。从其测试分析结果也可以看出，通过混合水体积压裂后的油井，其改造体积比常规工艺改造体积有了明显的提高。同时，通过体积压裂后大量压裂液滞留于地层，相当于短期内对储层进行了高压强化注水，压缩了孔隙中的流体(油和水)，使地层能量得到了提升。当封堵的压裂液逐渐返排后，油水逐渐置换，油的渗流通道就得以畅通。滞留于地层的压裂液的多少反映流体被高压压缩的程度。增产机理详细分析如下。
以该区XX97-61井为例，该井于2009年10月投产，2012年10月采用混合水体积压裂技术进行重复改造并进行井下微地震监测。从该井的井下微地震监测结果(图 8)可以看出，混合水体积压裂储层改造体积与常规的排量、入地液量井相比大幅度增加，增加了约1.2倍，结果见表 3。
实施的9口混合水体积压裂试验井，平均单井入地总液量787 m3，返排后最大单井滞留量802 m3，平均单井滞留入井液532 m3。经混合水体积压裂后，大量的滞留液量有效地提高了地层能量，油藏模拟结果显示滞留量导致地层压力提高约0.5 MPa(见表 4)。
同时，为了进一步对比混合水压裂形成的人工裂缝系统和常规压裂的不同，对两口混合水体积压裂试验井进行了压后试井分析。从测压解释结果可以看出，相对于邻井，其裂缝渗透率更高，探测半径更远，说明实施混合水重复压裂后裂缝系统完善程度更好，降低了近井地带的渗流阻力，如表 5所示。
(1) 本试验形成了“滑溜水开启天然裂缝，低砂比线性胶进一步支撑天然裂缝，冻胶压裂液保持主裂缝高导流”的混合压裂液技术。同时，采用“大排量、大液量、低砂比”的体积压裂工艺，辅以暂堵转向技术强制裂缝转向造新缝，通过将混合水体积压裂技术与多级暂堵压裂技术相结合，形成立体裂缝网络，增加改造体积，从而提高油井的重复改造效果。
(2) 长庆油田超低渗区9口井混合水体积压裂措施有效率达100%，有效期达252天，且持续有效，平均日增油2.81 t，与同区相当油层的井相比，是常规重复压裂产量的2.5~4.0倍，增产效果明显。实现了在菱形反九点井网、注水井长期注水、储层油水关系相当复杂条件下的造体积大幅度增加，取得了良好的重复改造效果，避免了油井的裂缝性水淹。
2014, Vol. 43 Issue (5): 515-520
2014, Vol. 43 Issue (5): 515-520