长庆油田特低渗透主力油藏为三叠系延长组储层，埋深1 000～2 600 m，油层渗透率0.5～3.0 mD，孔隙度8%～14%，地层温度40～75 ℃，初期均采用压裂+注水开发方式^[1-2]。经过20余年的开发，安塞、靖安等主力油藏已进入中高含水开发阶段，平均含水率62.1%。重复压裂是老井挖潜的主要措施，随着油藏进入中高含水期，常规重复压裂易造成油井措施后含水率上升，影响油藏最终采收率的提高。因此，重复压裂改造的主要方向是动用老裂缝侧向的剩余油、控制油井含水率上升。国内大庆、吉林等油田针对水淹油井开展了堵老缝压新缝的试验，但受老缝永久封堵难度大、同层封堵后新缝起裂不确定和措施成本高等因素影响，单井效果差异大，有效期短^[3-6]。

为此，笔者结合安塞油田S127区块长6油藏开发特征，研究了特低渗透油藏中高含水油井调堵压裂增产机理，分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响，提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路；配套研发了前置调堵剂PEG-1凝胶，优化了调堵压裂工艺，实现了老裂缝侧向高应力区剩余油的有效动用。在长庆油田5口井进行了现场试验，取得了较好的增油控水效果，为该油田中高含水井重复压裂提供了新的技术途径。

1.   调堵压裂增产机理

安塞油田S127区块长6油藏孔隙度12.48%，渗透率1.98～3.00 mD，是典型的“三低”油藏。随着注水开发时间增长，目前综合含水率52.3%。检查井取心结果显示，油藏平面上剩余油分散不均且呈条带状分布，侧向水驱宽度为80～100 m，剩余油主要集中在裂缝侧向；纵向上储层剩余油呈互层式分布，强/弱水洗段交替出现，层内夹层对水驱遮挡作用明显。目前，主要存在以下开发矛盾：初期单井产能3.0 t/d，目前单井产油量小于1.0 t/d的井占56.2%，低产井多；油井生产时间长，多轮次措施后常规措施增油效果逐年变差，单井平均日增油量小于0.8 t/d；对应注水井注水量大，单井平均注水量8.0×10⁴m³以上，存在措施后见水风险。为了分析研究区油藏的渗流特征，明确调堵压裂的增产机理，采用Petrel建模软件进行了三维地质建模。

1.1   建立典型井组数值模型

利用典型井组测井、地质、生产数据等资料，结合流体分析测试数据、岩心测试数据等建立目标区块的精细地质模型、精细数值模拟模型，完成研究区油水井生产数据的历史拟合。根据研究区油藏地层流体分析结果，确定该油藏流体模型主要参数，原始地层压力10.6 MPa，饱和压力6.85 MPa，地下原油黏度2.24 mPa·s，地层原油密度0.762 8 kg/L ，原油体积系数1.206，原始溶解气油比4.30，原油压缩系数1.021×10⁻³ MPa⁻¹，岩石压缩系数2.150×10⁻⁴ MPa⁻¹，地层水压缩系数1.000×10⁻⁴ MPa⁻¹。

1.2   确定优势渗流通道

基于目标区块的实际生产历史，对每个井组的数值模拟模型进行精细的历史拟合，通过微调各个精细数值模拟模型中渗透率、孔隙度等储层参数，使模型中各井的生产历史拟合效果更好；并且，集成测井资料和生产动态资料来约束建模的整个过程，以减少建模过程中存在的不确定性，明确不同井组的优势渗流通道方向^[7]。研究表明，目标井组储层平面非均质性较强，高渗条带较多，油井与其邻近注水井之间共存在7条优势渗流通道，且优势渗流通道方向存在差异性（见图1）。

图  1  S127长6油藏典型井组剩余油饱和度等值线

Figure  1.  Contour map of remaining oil saturation of typical well groups of Reservoir S127 Chang 6

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1.3   优势通道侧向剩余油富集规律

生产井压裂后，注入水易沿优势渗流通道发生水窜，导致生产井含水率较高，影响生产井的正常生产；生产井与加密井井排之间剩余油富集，注入水难以波及，无法采出剩余油。随着与油井的距离增大，剩余油饱和度逐渐升高，剩余油分布在垂直于裂缝方向单侧泄流范围40～50 m、沿裂缝方向泄流范围130～140 m处，平均泄流半径约70～85 m。

目标区原井网为300 m×300 m正方形井网，开发中期由于注水仍未见效，在油井、注水井井排加密油井，投产初期日产液量3.94 m³，日产油量2.62 t，含水率20.8%，验证了侧向剩余油富集特征。

针对目标区存在优势渗流通道、侧向剩余油富集的特征，重复压裂设计时重点考虑以下2方面：1）通过在压裂裂缝前端对优势渗流通道进行调堵，改变原有水驱渗流方向，减少压裂对油井正常生产的干扰；2）通过对老裂缝暂堵转向压新缝，增大对采油井原有老裂缝侧向剩余油的动用程度。

2.   调堵压裂关键技术

为了充分动用剩余油，立足储层现有井网条件，进行了前置调堵剂段塞、裂缝参数和调堵压裂工艺优化，提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的技术思路，以实现中高含水开发阶段油藏重复压裂增油控水的目的。

2.1   前置调堵方案

2.1.1   前置调堵剂及加量优选

深部调剖技术可解决远井地带窜流问题，改善水驱效果。目前应用的深部调剖剂主要是交联聚合物弱凝胶，国内外应用效果都比较好^[8-10]。因此，根据储层特征，研发了PEG-1凝胶作为前置调堵堵剂。室内试验结果表明，当温度低于60 ℃时，单位质量干凝胶吸水量变化不大；当温度高于60 ℃时，吸水能力迅速增加，目标区块油藏温度50 ℃左右，与室内试验30 ℃时的吸水能力较为接近（见图2（a））。同时，凝胶主剂质量分数低于20%时，凝胶吸水膨胀后的强度保持在较高水平；当凝胶主剂质量分数大于20%时，凝胶吸水膨胀后的强度会有所下降（见图2（b））。综合考虑现场经济成本，现场优选PEG-1凝胶主剂质量分数为5%～10%，此时凝胶可保持较高的强度，在裂缝深部实现调堵控水作用。

图  2  PEG-1凝胶性能的影响因素分析

Figure  2.  Influencing factor analysis on properties of PEG-1 gel

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2.1.2   前置调堵剂注入排量优化

为了分析堵水剂从油井注入地层后的分布特征，利用虚拟示踪剂对注入的堵水剂进行标识，并基于示踪剂数值模拟技术分析了堵水剂注入地层后的流动及分布特征。结合现场施工设计参数，设计堵水剂的注入排量为1.5～2.5 m³/min，研究不同注入排量下堵水剂前缘突破至相邻注水井时的注入时间及堵水剂注入量，结果见图3。研究表明，注入排量越大，堵水剂前缘到达相邻注入井所用时间越短；注入排量越大，堵水剂运移到相同位置时的堵水剂注入量也越大；注入排量较小时，堵水剂注入量最小。考虑经济性，优选注入排量为1.5 m³/min。

图  3  堵水剂前缘突破至相邻注水井时的注入时间及堵水剂注入量

Figure  3.  Injection time and amount of water shutoff agent when water shutoff agent front breaks through to adjacent water injection well

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2.1.3   前置调堵剂注入量优化

确定最优注入排量为1.5 m³/min后，注入不同量的堵剂，使调堵剂前缘最终到达位置分别为压裂井和注水井连线距离的1/4，1/2 ，3/4和1.0处，以代表不同的调堵深度。采用Eclipse油藏数值模拟软件，模拟以上各种调堵方案下X12-23井调堵压裂后10年的生产过程，对比分析5种调堵方案下的压裂后的含水率、累计产油量等，发现在调堵压裂初期，含水率明显降低，达到20%左右（见图4）；随着调堵剂注入量增大，累计产油量的增加趋势逐渐变缓（见图5）。注入量增加，增油效果未相应改善。调堵剂前缘位于压裂井和注水井连线距离的1/4～1/2处效果较优。以模拟井组油井和相对应注水井井距170 m计算，即调堵剂位于裂缝深部40～80 m处最优，相应的最优注入量为300～600 m³。

图  4  X12-23井压裂后初期含水率

Figure  4.  The initial water cut of Well X12-23 after fracturing

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图  5  X12-23井不同位置调堵压裂后累计产油量

Figure  5.  Cumulative oil production after profile control and water shutoff at different positions of Well X12-23

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2.2   动态多级暂堵压裂方案

暂堵压裂压新缝是动用裂缝侧向剩余油的主要技术途径，产生新裂缝的先决条件是水平两向应力差较小。受油水井长期注采影响，储层压力、油水饱和度发生变化，引起岩石力学参数变化，导致地应力场发生变化^[11-14]。

2.2.1   井组应力场变化

以试验井X12-23井为例，采用流固耦合应力计算方法，计算得到其近井地带水平两向主应力下降0.10～0.16 MPa，与原始应力相比变化不大；但从其水平两向应力差的分布可以看出，该井附近区域孔隙压力降低引起水平应力减小，而对应注水井X11-23井附近区域孔隙压力升高引起水平应力增大（见图6）。X12-23井附近地应力差小于3.0 MPa的范围比较窄（50 m左右），剩余油主要分布在老裂缝侧向高应力区。因此，为了提高单井产量，动用裂缝侧向剩余油，重复压裂裂缝需延伸至裂缝侧向80 m，即缝内净压力要提高至5.0 MPa以上。

图  6  X12-23井侧向水平两向应力差分布

Figure  6.  Lateral and horizontal stress difference distribution of Well X12-23

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2.2.2   压裂参数优化

为了满足产生侧向新缝的净压力要求，采用大排量施工是提高缝内净压力最直接、最有效的途径。缝内净压力可以用考虑端部效应和弹性断裂力学条件的Notle净压力方程来进行表征。根据试验区储层特点，结合老井筒ϕ88.9 mm油管压裂管柱摩阻和井口限压45 MPa要求，优化后施工排量为3.0～6.0 m³/min，缝内净压力可达到4.0 MPa（见图7）。同时，考虑地层压力保持水平，优化压裂液注入量为500～600 m³，实现近井地带压力提高0.5～1.0 MPa，以减小低压–高压区的两向应力差，利于产生新裂缝。

图  7  X12-23井缝内净压力与排量的关系曲线

Figure  7.  Relationship curve of net pressure and flow rate of Well X12-23

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2.2.3   动态暂堵压裂技术

为促使裂缝向高应力区域充分扩展，采用缝端暂堵技术和缝内暂堵技术，进一步提高缝内净压力，实现控制裂缝带长、增大裂缝带宽的目的。

根据施工排量–动态缝宽计算结果（见图8），在施工初期（裂缝宽度为0.5 cm），缝端暂堵主要是在压裂前置液压开老裂缝后，采用可降解纤维材料携带多尺度组合粒径（150～2 360 μm）颗粒堵剂，运移至裂缝端部，形成渗透率极低的隔离层，抑制主裂缝缝长进一步增大，促使液流转向，从而扩大老裂缝侧向改造体积；堵剂加入量为10～15 m³，砂比大于20%。施工中期（裂缝缝宽为0.7 cm），加入100～200 kg水溶性可降解暂堵剂，可使缝内净压力提高2.0 MPa以上，进一步增加裂缝带宽。

图  8  施工排量–动态缝宽计算结果

Figure  8.  Calculation result of dynamic fracture width under different pumping flow rates

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通过优化压裂参数和采用动态多级暂堵技术，缝内净压力可提高至6 MPa以上，满足产生侧向新缝净压力要大于5 MPa的工艺要求。

3.   现场试验

3.1   总体试验情况

长庆油田特低渗透油藏5口高含水井进行了调堵压裂技术试验，根据其注采对应关系，优化试验井前置调堵剂用量150～300 m³，主压裂阶段施工排量4.0～6.0 m³/min。试验井调堵压裂后单井平均日增油1.07 t，含水率下降9.0百分点，单井阶段平均累计増油量462 t（见表1），取得了较好的“增油控水”效果，验证了技术可行性。预测有效期内单井平均累计增油量700 t以上，经济效益显著。

3.2   典型井例

X13-181井发育油层厚度14.20 m，初期日产液量3.94 m³，日产油量2.62 t，含水率21.2%；投产后产能一直较低，调堵压裂前日产液量1.33 m³，日产油量0.48 t，含水率57.5%。井组区域油水关系模拟分析表明，油层存在优势渗流通道，常规压裂容易造成油井含水率进一步上升。为此，开展调堵压裂技术试验，主压裂前注入PEG-1前置调堵剂300 m³，加石英砂支撑剂35 m³，携砂液298 m³，排量5.0 m³/min。施工过程中泵注暂堵剂2级，暂堵升压3.35 MPa以上，满足老裂缝内产生侧向新缝的条件。井下微地震裂缝监测结果显示，裂缝方位为北偏东62°，裂缝偏转8°；与常规压裂相比，带宽增加28 m，达到了64 m，实现了压裂设计目标（见图9）。

表  1  前置调堵压裂施工参数及效果

Table  1.  Parameters of fracturing with profile control and water shutoff in the pad adding stage and measure effect

井号	前置调堵剂 用量/m3	施工排量/ （m3·min−1）	日产液/m³			日产油/t			含水率，%		压裂有效期/ d	累计增 油量/t
			压裂前	压裂后		压裂前	压裂后		压裂前	压裂后
X13-181	300	5.0	1.33	1.67		0.48	0.89		57.4	46.7	668	369
D192-38	200	4.0	0.57	1.91		0.35	1.65		26.8	13.6	332	713
D194-39	200	5.0	1.00	1.50		0.59	1.35		30.1	10.0	337	286
J296-3	300	6.0	0.34	3.32		0.15	1.69		47.6	45.1	391	410
L81-45	150	6.0	0.92	4.55		0.45	2.23		42.7	42.6	433	534

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图  9  X13-181井井下微地震监测结果

Figure  9.  Downhole microseismic monitoring results of Well X13-181

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截至目前，X13-181井实施调堵压裂后已生产668 d，累计增油量369 t，与调堵压裂前相比，含水率由57.4%降至46.7%，且含水率保持稳定，实现了“增油控水”目标。

4.   结论与建议

1）长庆油田特低渗透油藏中高含水开发阶段老井在长期注水开发后存在优势渗流通道，动用老裂缝侧向剩余油、控制油井含水率上升是低产油井增产的主要技术方向。

2）调堵压裂的关键是前置调堵剂优化和提高暂堵转向压开新缝的成功率。优化前置调堵剂时要考虑优势渗流通道位置，优选与储层适配的调堵剂类型，并对堵剂用量进行优化；暂堵转向压裂过程中影响压开侧向新裂缝、提高措施增产效果的主要因素是缝内净压力。

3）长庆油田特低渗透油藏调堵压裂技术取得了良好的现场试验效果，但该技术还需结合不同特低渗透油藏开发阶段、井网类型和渗流场变化特征，开展油水井双向调堵、重构渗流场等方面的研究，以进一步提高特低渗透中高含水开发阶段油藏“增油控水”重复改造效果。