下寺湾油田泉65井区长2油藏压裂改造工艺优化研究

陈 玮，耿传林，段光亮，冯学富

(延长油田股份有限公司 下寺湾采油厂开发科，陕西 甘泉 716000)

1 区域概况

1.1 开发概况

泉65井区位于下寺湾以北蛇盘山，面积3 km2，是一个多油层复合浅层油田。该区域上世纪90年代初主要开发延安组延9、延7油层。2006年以来随着对开发地质深入认识，逐步开发长2油层，开发效果不明显。2010年通过认真反复研究静态资料、分析动态数据，调整开发思路，根据砂体展布及构造合理部署井位，对比压裂参数与试油效果的关系，优化压裂工艺技术及施工参数，投产23口，取得了较好的效果。平均单井初产2.44 t，稳产时间较长。远远好于2006－2009年开发井初产1.17 t的试油效果。

1.2 地质特征

泉65井区三叠系延长组长2油藏储层砂岩多为浅灰色～灰白色含钙质细粒长石砂岩。孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，储层为中孔低渗储层，油藏类型主要受构造、岩性和物性控制。局部发育鼻状隆起，对油气聚集有控制作用，沉积类型为河流相沉积。油层分布较广，埋藏深度一般为800～970m，平均885 m，单层砂岩厚度9～16.8 m，平均13.38 m。油层有效厚度为8.0～14 m，平均为11.0m;电测渗透率1.24×10－3～25.36×10－3μm2平均5.14×10－3μm2;孔隙度为10.37% ～19.3% 平均13.88%;含油饱和度26.8% ～45.93%，平均32.17%;电阻率为10.8～23.47Ω·m;平均15.1Ω·m。在平面上，油层呈现出较为明显的非均质性，具有油层较薄、丰度低、低渗、低压的特点。油藏边底水不活跃，因此天然能量不足，开发早期主要为弹性－溶解气驱动类型。初期日产油量一般为1.0～5.0t/d。

1.3 2006－2009年与2010年压裂效果对比情况

本区2006－2009年共开发长2层油井20口，2010年开发长2层油井23口。通过统计对比分析两阶段所开发油井物性参数基本相同。射孔及压裂参数做了比较大的调整，试采效果差异很大，现就两阶段开发井的地层物性、射孔方式、压裂规模及试采效果进行对比分析。

1.3.1 地层物性参数对比

2006－2009年开发20口井的平均物性参数为:声波时差241.40μm/s、电阻14.52Ω·m、渗透率5.92×10－3μm2、孔隙度13.70%、含油饱和度32.19%;2010年开发23口井的平均物性参数为:声波时差242.65 μm/s、电阻15.43Ω·m、渗透率3.9×10－3μm2、孔隙度13.27%、含油饱和度31.15%。油层物性差异不大，基本一致，地质条件基本相同。

1.3.2 射孔方式

2006－2009年20口井共射开44层、平均每口井射开2.2层、平均每层厚度1.59 m、射开程度25%、射孔位置为全层段物性较好的部位;2010年23口井射开32层、平均每口井射开1.39层、平均每层厚度2.06 m、射开程度22%、射孔位置位于油层中上部物性较好的部位。从以上可得出2006－2009年射孔射开程度高、射开层数多、单层厚度小、位于油层的全段多个物性较好部位;2010年射开程度基本相同、射开层数少、一般只有1层、单层厚度大(2 m以上)、位于油层中上部物性较好部位。两个阶段射孔方式差异很大。

1.3.3 压裂参数

2006－2009年压裂平均排量2.05 m3/min、砂量14.05 m3;2010年压裂平均排量1.27 m3/min、砂量6.07 m3。压裂规模2010年较2006－2009年无论在排量或砂量都减小了近一倍。

1.3.4 试油效果

2006－2009年20口井试采初期平均日产液10.15 m3、日产油1.17 t;2010年23口井试采初期平均日产液17.36 m3、日产油2.44 t。2010年的试油效果比2006－2009年的高出近一倍。

1.3.5 综合分析

从试油效果看2010年比2006－2009年好很多，现就两阶段的开发方式从地质、射孔方式及压裂工艺等方面进行分析。首先，从地理及地质上分析，2006－2009年与2010年的开发区域都在一处，基本没有变化，条件一致。其次，两个阶段的差异主要在射孔方式和压裂工艺上做了很大的调整。2006－2009年的射孔方式为:射开程度高、层数多、单层厚度小(一般1－2 m)、位置分布于全层段;2010年的射孔方式变化较大，层数单一、单层射孔厚度大(一般3－5m)、位于油层中上部物性较好的部位。2010年射孔方式的优点在于每口井只射开1层，每层的厚度都在2米以上且为本层段物性较好部位，使得压裂时只压一层且有效面积较大。2006－2009年的射孔方式的弊端在于射开层段太多能量损失点太多，层间非均质性较强，泥质含量及渗透性不一导致压裂时只压开物性较好的层段，对于其它层段没有起到沟通裂缝增加渗流通道的作用，也有可能将水层压开造成含水过高，产油量降低。第三，两阶段压裂规模及施工参数变化也较大，2010年根据本区液量较大含水较高的特点，将压裂规模及施工参数进行了科学的调整，规模及参数减小近1倍。2010年压裂加砂量3～5 m3、排量0.8～1.4 m3/min，这样的工艺及施工参数既解除了近井地带的污染，沟通了油流通道又不至于将水层沟通。而规模太大、射孔段太多易于沟通底水，造成含水过高，产油量降低，十分不利于生产。

2 改造难点及目的

2.1 改造难点

认清该区域的地质特点及改造难点，是提高综合改造效果，实现泉65井区长2油层高效经济开发的关键。针对长2油层地质特点的认识，将长2油层改造难点概括如下:

(1)长2油层物性差异大，储集类型复杂，在横向和纵向上均具有较强的非均质性特征。改造时需要根据不同的地质条件和不同井况提出不同的改造工艺模式。

(2)油水关系复杂是长2油层改造的难点。在改造工艺及参数设计中，应处理好油水关系对改造后油水流动的影响，解决好低渗油层改造规模与因底水存在对改造效果也是十分重要的。

(3)油层具有低压特点。应在钻井、完井及压裂改造过程中控制滤失，尽量减少外来液体数量，以达到保护油层的目的。另外，完善低压油层改造后排液技术，对于提高改造效果也是十分重要的。

(4)油层下部大多无明显遮挡层，这给水力压裂带来一定的难度，裂缝形状的控制及控制裂缝高度的延伸是提高改造效果的关键。

(5)储层岩性、渗流条件及地下流体特征要求选用合适的工作液以对储层进行保护。

2.2 改造的目的

在充分认识地质改造特点及难点的基础上，分析对比两个阶段的开发效果及工艺，针对长2油层非均质性强、油水关系复杂、地层具有一定渗透能力、原油性质相对较好等特点采用解堵性工艺，并适当控制改造强度，以解除近井地带的污染，疏通地下流体从地层流向井筒的渗流通道。结合两个阶段的开发效果，分析研究改造工艺。

3 改造工艺分析研究

长2油层自身的地质特点决定了改造效果，而射孔参数的优化、改造工艺的选择及参数的确定等都对提高综合改造效果具有十分重要的影响。结合两个阶段不同的开发方式总结分析、择优去弊研究适合泉65井区的压裂工艺，下面就从射孔方式、压裂施工参数和动态分析三方面研究本区的压裂工艺。

3.1 射孔方案的优化是改造长2油层的关键

长2油层射孔前必须用清水彻底将井内杂物及污水替出井筒，射孔程度、射开位置的确定对投产后的生产动态有直接影响。为提高油层利用程度，对无底水的井层射开程度为20% ～30%，并避开泥质含量钙质含量较高的夹层;对于有明显底水的井层，应按油层与底水接触关系严格控制射开程度，一般为15%～20%。射孔部位一般为油层上部，如果射孔部位低，有可能造成底水上窜。

3.2 优化压裂施工参数是提高改造效果的重要保证

长2油层具有一定的渗透能力，并且多数井有明显底水，改造目的应立足于解除近井地带的污染，因此改造规模不应太大。压裂施工参数和工艺上都要优化设计，达到地层的实际需求，从而提高改造的整体效果。

(1)压裂液优化体系

压裂液体系的优化应立足于储层保护和助排。因此有关压裂液对储层损害及其抑制方法的研究，一直为研究者所注目。

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a.稠化剂

下寺湾油田现在采用的是水基压裂，用羟丙基胍胶为稠化剂，浓度0.3%。其性能要求为淡黄色粉末、含水率小于10%、表观粘度为70～85 mPa.s、水不溶物小于8%、PH值为7～7.5、能与硼砂形成可用玻璃棒挑挂的冻胶。

b.粘土稳定剂

下寺湾油田属于中等水敏，考虑到与地层流体的配伍性，采用氯化钾作粘土稳定剂。1.5%的浓度是较为经济而且效果也不错。

c.交联剂体系

由于下寺湾油田地层温度较低，考虑到携砂能力、破胶返排性能、地层伤害、施工技术方面的问题，选择稀释的交联剂溶液作现场硼交联。硼砂的水溶液通常作油田用量在0.35%左右。

下寺湾油田采用强氧化破胶体系，实验表明过硫酸铵浓度0.37 kg/m3时，对硼交联压裂液粘度保持率和支撑剂充填层渗透保持率的影响最小。目前长庆油田采用的胶囊延迟破胶技术，增产效果较好，可以试验。

(2)施工排量优化

一般提高施工排量，裂缝垂向延伸也将增加，故施工排量的选择应使用裂缝模拟，确保提高排量时裂缝延伸是有限的。根据泉65井区邻区泉63井区长2油层压裂井裂缝监测资料表明裂缝高度与排量有明显的关系，即排量大，裂缝高;排量减小，裂缝降低。排量过大会加剧裂缝在垂直方向上的延伸，从而导致含水量急剧上升，产油下降，在单井设计及施工时应严格控制施工排量。

利用裂缝监测资料，通过线性回归的方法，可以得出排量与裂缝高度的半对数关系:

相关系数R=0.9587;Q—压裂排量 m3/min;H—裂缝高度m。由式3－1可以得出:泉63－65区域长2油层的排量应根据油层本身类型及物性确定出需要的缝高，计算出合理的排量。

(3)加砂强度优化

加砂规模应根据油层类型、物性及厚度确定。通过对初期稳产量大于2吨的14口井进行统计分析:渗透率平均为 4.69×10－3μm2，声波时差平均244.23 μm/s，平均加砂强度平均0.47 m3/m。通过对初期稳产量小于2 t的9口井进行统计分析情况为:渗透率平均为2.73×10－3μm2，声波时差平均240.32 μm/s，平均加砂强度平均0.51 m3/m。可见由于渗透性的差异，加砂强度各不相同，而且产量相差很大。产量随着渗透性的变好而增加。当渗透率小于4.5×10－3μm2，孔隙度小于12%，加砂强度在0.6～0.8 m3/m，产量最高;渗透率大于5×10－3μm2，孔隙度大于12%时，加砂强度在0.3～0.5 m3/m，产量最高。

综上所述，泉65井区长2油层加砂强度为渗透性较好的加砂强度为0.3～0.5 m3/m;渗透性较差的为0.6～0.8 m3/m。

(4)砂液比的选择

对于本区长2油层压裂砂比，应在与加砂量、排量等参数相匹配的前提下，尽量提高施工砂比，以期达到控制注入地层液量，减少储层伤害的目的。根据现在使用的胶液性质，砂比可控制在30%－40%

(5)加砂程序

采用线性程序加砂即砂液比是一条直线式增加，可实现较理想的支撑剖面。实际操作中使砂液比增加幅度减小(如:10% ～15% ～20% ～25% ～30%)。这样采用线性加砂程序裂缝导流能力沿缝长分布更加合理。

(6)顶替液量

顶替液量的多少十分重要，直接关系到压裂的成败与效果。尤其出现过顶替现象，在井筒附近形成一个桥塞，顶替量越大，桥塞越长，有效裂缝越短，使支撑剂不能起到应有的作用。顶替液量一般控制在1.0～1.1倍的油管容积。

(7)压后排液控制

压后关井时间取决于泵入压裂液的破胶时间，压裂液返排一般是越快越好。若返排速度慢，投产后将会错过线性流阶段，失去高产期，压裂液长期滞留于地层，对裂缝和地层造成的污染越严重。结合实际情况对本区长2油层排液控制采用抽油机排液必须在压裂完后24 h内开抽，否则将影响压裂效果;注入地层液体返排率为85%以上。

3.3 生产动态分析

通过投产井生产动态的数据统计，长2油层生产呈如下特征:

(1)油井投产后，产液水平较高，一般为10～20m3/d，反映出油层改造后基本解除了钻井完井过程中的污染，达到了改造的目的。

(2)试采产量的高低与含水有明显关系，受含水影响，产油量变化较大。

(3)从投产前1个月生产资料看，无明显递减现象，产油及含水比较稳定。

(4)随着液量降低，含水有增加趋势，产液量低于10m3/d或出现生产中断，对长2油井生产不利。

4 长2油层改造方案优化

在综合对比分析研究两阶段开发效果的基础上，结合实际施工建立泉65井区长2油层改造的模式，以便应用指导实际工作，从而真正达到改善油层渗流条件，提高油井产能。

(1)射孔位置位于油层中上部、物性较好的部位，用优质射孔液。

(2)长2油层改造应以加砂压裂为主进行改造，在加砂量及排量上应结合油层厚度及物性进行设计，表1推荐改造方案。

表1 长2油层压裂改造方案

(3)在施工条件允许的情况下，尽可能提高砂比，以减少入地液体造成的伤害。

(4)压裂液采用羟丙基胍胶为稠化剂，硼交联，1%的氯化钾为粘土稳定剂。

(5)尽可能缩短排液周期、入地液体返排率85%以上。

5 结论

(1)长2油层具有非均质性强油水关系复杂等特点，油层改造难度较大。

(2)长2油层改造是为了解除近井地带的污染，可采用解堵性工艺。

(3)优化射孔方案，即提高油层利用程度，对有明显底水的井层，应按油层与底水的接触关系严格控制射开程度及部位，一般位于油层中上部，射孔程度15%～30%。

(4)本区长2油层压裂规模原则应立足于小排量(0.8～1.4m3/min)、大砂比(30% ～40%)、加砂强度渗透率小于4.5×10－3μm2时，加砂强度为0.6～0.8 m3/m;渗透率大于4.5×10－3μm2时，加砂强度为0.3%～0.5 m3/m。具体为根据取芯描述及电测资料对比分析，控制施工参数，合理有效的提高人工裂缝及增产幅度;对于有底水的井层，则不宜进行中大型压裂，以防压窜底水。

(5)严格控制注入地层液量及质量，尽量减少污染及伤害地层和裂缝。

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