引言

大庆油田已总体进入特高含水期开发阶段，油田面临着增储潜力小，储采失衡的形势。大庆长垣三类油层地质储量18.6$\times 10^8$ t，占喇萨杏油田总地质储量的44.6%，目前仍处于水驱开发阶段，综合含水在93%$\sim$96%，采出程度36%$\sim$42%，剩余储量较多^[1]，是今后油田增储上产的主要对象。三类油层主要存在储层物性差、水驱采出程度低^[2]、剩余油分布零散等特点^[3]，通过合理改造油层，减少层间差异、释放零散剩余油；补充地层能量，增加可动油层比例是三类油层高效开发的关键^[4]。因此，通过对大庆油田萨中开发区三类油层储层特点进行分析，创新性地提出了以大规模压裂为基础的“压裂驱油”技术，以期为三类油层的剩余油挖潜和高效开发提供新的技术思路。

1 萨中开发区三类油层开发特点

大庆油田萨中开发区三类油层是除主力油层和二类油层以外的所有油层，砂体类型以表内主体席状砂、表内非主体席状砂和表外储层为主。三类油层气测渗透率为50$\sim$500 mD，低渗和特低渗储层约占41%，孔隙度25%$\sim$30%，表现为低渗透率、中高孔隙度特征。油层平均碾平有效厚度小于1.0 m。目前萨中开发区三类油层主要储层物性特征是储层物性差、砂体类型多，造成了采出程度低、剩余油零散的开发特征。

1.1 萨中开发区三类油层储层物性特征 1.1.1 储层物性差

表 1为萨中开发区832块岩样的物性测试统计结果。

三类油层表内储层平均有效渗透率为175 mD，平均孔喉半径5.14 ${\rm{ \mathsf{ μ} }}$m，平均排驱压力0.09 MPa，平均黏土总量11.03%。表外储层的平均渗透率仅为18.5 mD，平均孔喉半径仅1.35 ${\rm{ \mathsf{ μ} }}$m，平均排驱压力高达0.22 MPa，平均黏土总量21.13%，因此部分表外储层存在启动压力。由于储层发育差，平均单井注入强度仅为3.03 m$^{{\rm 3}}$/(d$\cdot$m)，注入、采出相对困难，使得地层压力水平偏低，平均仅为10.03 MPa。

1.1.2 砂体类型多、交互分布严重

萨中开发区的三类油层以三角洲内外前缘相沉积为主^[5]，其中，内前缘相中远岸-外前缘近岸形成表内主体席状砂；外前缘中岸形成表内非主体席状砂；外前缘远岸-前三角洲形成表外储层。不同油层组的取芯分析结果如表 2所示。

由表 2可见，同一油层内部的表内与表外储层物性差异较大，平均渗透率级差达8.75，且泥质含量相差一倍。不同油层之间对比表明，物性最好的葡萄花油层渗透率级差高达9.39，萨尔图油层的渗透率级差为9.10，物性最差的高台子油层渗透率级差为7.20。萨中开发区三类油层储层渗透率级差大，储层内部的非均质程度越高，且储层内部表内表外层具有交互分布特征。因此，三类油层动用状况极不均匀。

1.2 萨中开发区三类油层开发特点 1.2.1 水驱采出程度低

由于萨中开发区储层具有砂体类型多、交互分布严重的特点，目前在三类油层开发过程中需要细分开发、细分措施^{[3, 6]}。以高台子三类油层为例，目前注入井已经平均细分为6.2段，即使在这种细分开采的方式下，通过多年精细挖潜，综合含水也已经达到96.75%，目前采出程度为42%，低于一类、二类油层的水驱开发水平。

1.2.2 剩余油分布零散

由于水驱采出程度低，互层严重，因此纵向上中、高水淹层交互分布，长期水驱后动用极不均衡^[7]，挖潜难度大。三类油层剩余油按照水驱是否波及，可主要划分为水驱未见水油层剩余油、水驱见水层内未波及区域剩余油、水驱波及区域内剩余油3种形式。其中，水驱未见水层的剩余油主要存在于有效厚度小、渗透率相对较低的薄差层和表外储层。取芯井水淹解释结果表明，表内未见水层比例达到21.2%，厚度占17.2%，表外未见水层比例高达83.1%，厚度为70.5%，具有极大的剩余油潜力。见水层内未波及区域结果表明，表内未水洗厚度为28.0%，表外为57.3%，水驱效率仅为43.9%。在微观剩余油的分类上，水驱波及区域内微观剩余油主要是簇状剩余油，占72%，膜状、柱状、盲端状和角隅状剩余油共占28.0%。从微观渗流机理中的黏滞力、毛管力和黏附力3方面对剩余油的控制因素分析，储层剩余油的挖潜需要增加黏滞力、降低毛管力、减小黏附力，这意味着三类油层更需要增加注采压差、进行流度控制、降低油水界面张力，也就是更需要进行化学驱。

1.3 三类油层井化学驱特点

大庆油田化学驱技术目前已经日趋成熟^[8]，目前三类油层的化学驱^[9]，尤其是三类油层三元复合驱刚刚开始现场试验。分析表明，三类油层化学驱由于层多段长、层间非均质严重、启动压力高，因此注入强度低、注入参数匹配困难带来产液降幅大、含水降幅小的问题。表 3为化学驱过程中的井间取样结果。

在125 m的井距条件下，距注入井60 m(约0.5倍井距)处的取样井主流线和分流线方向能够形成超低界面张力且存在原油乳化现象。但是90 m的取样结果表明，并未形成有效低界面张力化学驱的效果。因此，假设在75 m处为低界面张力化学驱的临界点，驱油效率发挥作用的区域仅为近注入井地带的0.36 PV，而近采油井范围的0.64 PV未起到增加驱油效率的效果，说明注入过程中化学剂性能沿程损失大，利用效率低，影响驱油效果。

2 三类油层压裂驱油技术的提出 2.1 挖潜三类油层剩余油可行性技术分析

依据前文剩余油分类标准，对水驱未见水层的剩余油，在不进行化学驱的前提下，理论上挖潜方式是采取井网加密、完善注采关系等调整方式以及压裂^[10-15]等一些工艺措施，通过提高油层动用程度来提高油层最终采收率。由于目前开发井网模式相对固定，加密钻井的成本较高，因此可考虑采用压裂工艺措施，增加未见水层的渗透能力^[16]。

对于水驱见水层内的剩余油，无论水驱是否波及，均可认为是受到层内非均质性影响或孔隙级非均质性控制所导致的，因此，需要在未波及部位通过扩大波及体积、在波及部位提高驱油效率的方法来提高油层最终采收率。受三类油层储层渗透能力和注水压力的限制，注水时难以动用的油层，在注入化学体系时提高油层动用程度的能力有限，因此，在选择三类油层提高采收率技术时，应以提高已动用储层采收率为主，暨增加能够波及部位的洗油能力。

2.2 三类油层的压裂裂缝形态描述

理论分析表明，大庆油田萨中开发区上覆岩层主应力小于两向水平主应力，因此，在压裂时，按照裂缝开启理论^[17]，人工裂缝形态为水平缝^[18-19]。同时，通过双封隔器单卡进行压裂，之后采用三维微地震进行监测。压裂裂缝监测结果表明，萨中开发区水力裂缝形态为水平缝。通过控制压裂裂缝方向，使得隔夹层不受到损害，能够进行后期的分层和调整工作，保证在压裂施工后能够继续分层注入是三类油层压裂能够继续精细挖潜的基础。

2.3 三类油层的压裂驱油理论提出

针对三类油层存在的问题，根据挖潜三类油层剩余油可行性技术分析和压裂裂缝形态描述的分析结果，认为压裂技术是改善三类油层开发效果的关键技术手段。而在驱替流体的选择上需要注入高效驱油剂提高波及部位的洗油能力，同时要尽量减少注入化学剂沿程损失带来的驱油效果影响。在恢复地层能量上，需要使其快速恢复达到地层、尤其是薄差层的启动压力梯度。综合以上开发关键要素，提出三类油层“压裂驱油”技术思路。

“压裂驱油”就是通过压裂形成压裂裂缝，将高效驱油剂经裂缝快速送至剩余油富集部位，把驱油剂作为压裂液使用，边压裂造缝边沿程上下滤失，将驱油剂快速充填到孔隙中，减少化学剂与地层之间的接触时间和接触距离，以解决注入过程中化学剂性能沿程损失大，利用效率低，影响驱油效果的问题。通过层段内选择性压裂，改善油层内和油层间差异大的影响，解决层多段长，层间非均质严重，注入参数匹配困难，薄差层难以动用等问题。同时，通过压裂驱油，快速补充地层能量，达到低渗层油层超前注水的效果，使得地层能量恢复，达到低渗油层的启动压力。

2.4 三类油层压裂驱油技术的重要转变

表 4是压裂驱油的设计情况和与常规压裂的对比。由表 4的对比结果可知，压裂驱油技术在传统的设计概念中形成了几大转变：变“降滤失”为“促滤失”，常规压裂液具有造壁性，降低滤失量，减少对地层的伤害，而压裂驱油是将压裂驱油化学剂直接注入储层，增加与储层的接触面积；变“促延伸”为“缓延伸”，常规压裂造长缝大缝，但是压裂驱油尽量要求进行上下滤失，将压裂液(驱油液)输送到油层深部，尽量减少裂缝快速延伸带来的突破问题；变“快返排”为“慢扩散”，常规压裂后会快速返排，以减少压裂液的损害，压裂驱油则希望增加接触的时间，使压力适当扩散，更好地降低界面张力增加洗油效果。

3 三类油层压裂驱油技术设计方法 3.1 选井选层设计对象及方法 3.1.1 采出井选井选层标准

三类油层压裂驱油对注入井(采油井)和注入层位的选择是根据施工目的进行优选，以解决三类油层的突出矛盾。采油井的选择主要为以下3类。

(1) 采出程度低于全区水平，剩余油高度零散，且通过常规压裂措施效果不佳的井与层。此类井层多数物性发育低于全区平均水平，且存在砂体类型多、交互分布严重等问题，通过常规的化学驱结合压裂措施效果不佳。同时，在化学驱后期，由于采出程度低于全区水平，造成在本轮化学驱后储量势必封存，造成了一定程度的化学驱阶段化学驱可采储量损失。

(2) 地层能量亏空严重的井层，通常为长期关井或钻降后采油井液量恢复速度慢、地层能量低的层位，此时含水率回升速度快，近井地带由于地层原油脱气产生油气水三相流动，可采用压裂驱油的方式快速补充地层能量。

以上二类油井还需要具有一定的连通方向数，由于压裂驱油后期还需要通过注水(或聚驱/三元复合驱)开发方式进一步达到补充地层能量的目的，因此需要油水井具备一定的连通关系，至少需要两个方向的连通。

(3) 孤立井点，通常是无注采关系或注采关系十分不完善，例如图 1中位置①的采油井，仅受到1口注入井的供给且井距较远，此时非主流线方向剩余油相对富集，通过油井压裂驱油的方式能够补充地层能量，释放部分孤立井点的剩余油，起到增加动用程度的效果。断层边部井也是一种孤立井点，通常在断层与采油井之间通过地层压力弹性驱油，但是无后续能量补充，如图 1中②位置的采油井，与断层之间没有有效供给，断层边部仍然富集剩余油，因此通过反向压裂驱油的方式，能够补充地层能量，发挥吞吐及驱油双重效果。

3.1.2 注入井选井选层标准

在注入井的选择上，宜选择注入量低、高启动压力的井层。通过压裂驱油一次向薄差油层^[20-21]注入高效驱油剂，达到提高地层压力，快速达到启动压力的目的。同时在北方部分地区，当水井注入量小于8 m$^{{\rm 3}}$/d时，冬季必须进行扫线关井以防止地面系统结冻，因此在冬季关井前如果进行压裂驱油，能够保障近半年的油井正常生产，且能够达到超前注水的效果。

3.2 注入驱油药剂设计 3.2.1 药剂的设计原则

按照以上压裂驱油的设计思路，压裂驱油液尽量要求进行上下滤失，将压裂液(驱油液)输送到油层深部，也需要减少裂缝快速延伸带来的突破问题。因此，注入药剂应当按照体系黏度低、洗油效率高、与三类油层匹配性好，无造壁性，增强滤失性的压裂驱油液性能要求进行筛选。同时，由于措施井开井后，部分油井后续都有注入流体补充，因此压裂驱油液应当具备与后续注入流体的配伍性，避免发生化学药剂不配伍导致的储层污染。

3.2.2 药剂类型筛选

优选大庆油田萨中开发区在用技术成熟的碱表二元体系和表活剂一元体系进行评价。采用达到超低界面张力时间和平衡界面张力对药剂的驱油性能指标进行量化，采用洗油效率对药剂驱油性能进行评价，同时对黏度进行评价，最终考虑后续流体的注入配伍性问题。

在洗油效率的评价时，称取5 g油砂放入25 mL比色管，加入2.5 mL原油饱和48 h(45℃下)，分别配制压驱液体系并加入比色管至25 mL刻度线，同时将配制用水也加至25 mL刻度线作为空白，静置24 h，读取上层洗油量，计算洗油效率。

实验结果如表 5所示，3种压裂驱油液体系在各方面指标上均能达到压裂驱油的要求，且指标较为相似，因此考虑碱表二元与注入油层和注入体系的适应性，本次试验采用碱加表面活性剂的方式，其中碱的质量分数为1.2%，表面活性剂(重烷基苯磺酸盐)的质量分数为0.3%。污水配制碱表二元体系黏度为2.1$\sim$4.8 mPa$\cdot$s，流动性强，能够满足低黏度、易滤失的压裂驱油液性能需求。强碱表二元液与原油配伍性好、界面活性范围宽，洗油能力强，可满足高驱油效率需求。

3.2.3 段塞用量计算

段塞用量按照恢复地层能量的目的进行设计，原则为注入压裂驱油液后地层压裂恢复到地层的原始地层压力水平或稍高于原始地层压力为佳。注入量按照区块整体压力水平上升结果与注采比之间的关系进行计算，通过压裂驱油井周边较近的定点测压井进行压力系统分析。

以压裂驱油井A1为例进行计算。A1为一口计划压裂驱油的采油井，连通注入井A3为一口定点测压井。通过连续定点测压监测压力变化情况，当注采稳定时的注采比为0.835，井组月注入量为810 m$^{{\rm 3}}$，月采出量为960 m$^{{\rm 3}}$。2014年8月后，A3井连通的4口采出井开始下调参数，进行高含水阶段流压控制，此时，注采比打破原来平衡(注入量增加)，地层压力开始上升，见图 2。

通过注入量和采出量的统计可计算得到地下流体的孔隙体积变化量。

当地下流体的孔隙体积变化量增加到3 195 m$^{{\rm 3}}$时，地层压力上升了0.682 MPa。压力变化趋势与注采变化量的变化趋势基本一致。因此，可通过注采量计算地层压力。A1与A3井组孔隙体积基本一致，A1目前地层压力为9.70 MPa，当地层压力恢复到原始地层压力(10.97 MPa)时，地层压力需要恢复1.27 MPa，通过计算，需要多注入5 949 m$^{{\rm 3}}$，约0.05 PV，因此注入药剂段塞大小设计为0.05 PV。

3.3 施工工艺设计 3.3.1 地面施工流程设计

由于压裂驱油与常规压裂方式差别较大，因此通过多次压裂驱油现场试验，逐渐形成了压裂驱油的现场施工流程(图 3)及模式。在配制区域采用表活剂、水与碱的二元压裂驱油体系地面混配流程，通过配液泵车进行混配，利用压裂车组进行施工。在水源调配上，利用注水干线模式施工，通过污水站供给配制用污水，由于短时间水量需求高，需要缓冲罐以保证来水供给稳定。在化学剂供给上，碱液需要用缓冲罐进行稀释，而表活剂可直接泵送至配液泵车，碱/表与污水通过泵车进行精准混配及计量。压裂与井口部分流程与常规压裂基本一致。

3.3.2 施工管柱设计

压裂管柱设计过程中，封隔器选用钢丝胶筒K344-116HD封隔器，与常规绒线胶筒K344-115封隔器相比，抗疲劳性更强，大排量长时间连续施工可靠性更高。喷砂器选择投球控制滑套开关，最多施工8段，较常规多层喷砂器多3段。控制方式采用投不同直径钢球打滑套控制逐层压裂。管柱性能要求管柱最高承压70 MPa。

4 三类油层压裂驱油现场实施效果 4.1 压驱现场试验简况

以大庆油田两口压裂驱油井为例，在采油井A1的层位选择上，按照注入井细分情况和采油井的状况及分层工艺要求，将压裂驱油层位分为6段。表 6为压裂驱油设计情况，其中第1$\sim$3段物性略差，通过压裂驱油改善层间差异、恢复地层能量，其中第4$\sim$6段物性较好，通过压裂驱油挖潜未波及部位的剩余油。根据碱表二元液液性，依据注入体系施工排量与摩阻的关系图版，结合水平裂缝储层滤失速度计算，施工排量在4.5 m$^{{\rm 3}}$/min时，地层滤失量较大，同时裂缝能够有效延伸。实际施工过程中，严格按照设计进行，压驱液用量为5 555 m$^{{\rm 3}}$，与设计用量(5 949 m$^{{\rm 3}}$)相近。

在注入井A2的层位选择上，按照目前分层工艺要求，将压裂驱油层位分为5段，第1第2段通过压裂挖潜水驱波及部位的剩余油。第3$\sim$5段通过压裂改善层间差异、恢复地层能量，实际分层设计情况如表 7所示。实际施工过程中，压驱液用量为6 297 m$^{{\rm 3}}$。

4.2 油井压裂驱油效果

采油井A1井压裂驱油后产生明显增液增油降低含水率的效果，其生产曲线如图 4所示。

采油井A1井压前日产液15 t，日产油0.5 t，含水率96.6%，压后最高日产液65 t，日产油8.5 t，含水率88.9%。截至目前，有效期达到429 d，日产液54 t，日产油1.6 t，含水率96.0%，由于压裂对油层的改善作用，目前产液量较压裂前还高3.6倍，累计增油910 t。

图 5为采出流体曲线，压裂驱油后126 d采出液中聚合物浓度达到峰值499 mg/L，说明即使大规模压裂驱油，并未造成储层快速突破的现象。

试验区常规化学驱的注入速度约为50 m$^{{\rm 3}}$/d，按照目前压裂驱油施工速度能够达到6 480 m$^{{\rm 3}}$/d，通过裂缝输送药剂能够达到正常注入的100倍左右。同时一次性注入0.05 PV，对于低渗透层的地层压力快速恢复起到决定性作用，通过增加地层压力达到进一步启动油层的目的。由于采用裂缝直接输送，因此在裂缝面为上下滤失，能够降低沿程剪切、吸附、滞留带来的药剂性能损失。

4.3 水井压裂驱油井效果

注入井压裂驱油后产生明显增注效果，其效果如图 6所示。

压前日实注40 m$^{{\rm 3}}$/d，注入压力13 MPa，注入黏度15 mPa$\cdot$s。压后初期日实注40 m$^{{\rm 3}}$，注入压力5 MPa，注入黏度15 mPa$\cdot$s，最高日实注200 m$^{{\rm 3}}$，注入压力13 MPa，注入黏度25 mPa$\cdot$s。截至目前，有效期达到3 00 d，累计增液2.7$\times 10^4$ m$^{{\rm 3}}$，由于压裂对油层的改善作用，产液剖面得到相应改善，结果如表 8所示。

对表 8进行统计可知，压裂驱油之后的层数动用比例从62.5%增加到72.05%，明显增加，同时标准偏差减小，说明动用程度更均匀。累计吸水比例结果表明，各层累计吸水比例更加均匀，标准偏差从13.22下降到5.76。井下空水嘴的检配结果表明，目前在压力自然分配的条件下，各层能够均匀动用。

图 7为水井周边油井生产综合曲线。由图 7可知，压裂驱油后日产液上升约40 m$^{{\rm 3}}$且持续稳定，同时含水率回升速度得到了有效控制，折算累计增油747 t。

5 讨论

三类油层压裂驱油的意义为：(1)使地层压力的快速恢复。三类油层或者是低渗透油层，其特点是注入、采出困难，一般情况是注入更加困难，在长期生产过程中易形成地层压力亏空的开发状况。因此，类似低渗透油层的超前注水做法^[22]，通过压裂驱油工艺能够快速恢复采出端的地层压力，减少由地饱压差为负和高启动压力梯度带来的影响。(2)压裂驱油后注入剖面结果表明，吸水状况逐渐均匀，因此，压裂驱油够改善层间差异。(3)在采出端进行取样结果表明，取样浓度远高于驱替过程中的取样浓度，因此，与正向直接注入化学剂相比，压裂驱油可减小药剂的沿程损失，能够在压裂驱油部位形成超低界面张力，更能发挥药剂性能。辅以剩余油识别技术，能够较好地解决单井剩余油挖潜的问题。

对于压裂驱油技术，合理的选井选层可广泛适用于所有存在层间差异大、地层能量不足、剩余油零散的开发局面，不仅拘泥于三类油层，在二类油层中和一类油层中也能发挥相应的作用，通过减少药剂损失可以更好地剥离剩余油。对于曲流河沉积的储层，油层韵律明显，如果对油层顶部进行改造，压穿废弃河道和侧积夹层，通过压裂驱油改善了层间的渗透性差异，同时，将油层顶部的剩余油向油层底部进行驱动，恢复生产后，层内矛盾改善，同时剩余油在底部高渗层部位，能够有效采出。对于成片的透镜体油藏，也可通过压裂驱油将小透镜体进行串联，达到水平井的效果，然后，通过增加地层压力达到更好的弹性驱油效果。因此，如果辅以精准的剩余油识别技术，压裂驱油今后可广泛应用于各类储层的剩余油挖潜中。

6 结论

(1) 萨中开发区三类油层主要储层物性特征是储层物性差、砂体类型多，形成了在开发过程中采出程度低、剩余油零散的开发特征，同时药剂吸附量大，化学驱的难度大。

(2) “压裂驱油”就是通过压裂造长缝形成高速通道，将高效驱油剂经裂缝快速送至剩余油富集部位，把驱油剂作为压裂液使用，边压裂造缝边沿程上下滤失，将驱油剂快速充填到孔隙中，减少了化学剂与地层之间的接触时间和接触距离，以解决注入过程中化学剂性能沿程损失大，利用效率低，影响驱油效果的问题。

(3) 三类油层压裂驱油选井选层宜选取地层能量亏空严重的井，孤立井点通常是无注采关系或注采关系十分不完善的井。

(4) 现场试验结果表明，工艺上能够实现三类油层压裂驱油注入，且试注井组见到良好的驱油效果，可推广应用于萨中开发区三类油层，作为增产增注技术快速挖潜零散井点剩余油。