环江油田长8储层改造工艺技术适用性分析

刘新印

中国石油长庆油田分公司 第七采油厂 （陕西 西安 710200）

中国石油长庆油田分公司环江油田 （以下简称环江油田）储层埋藏深，长8储层埋深在2 750～2 950m之间，比白豹油田长8层深度增加了500～700m，储层物性较差，与白豹长8层相比孔隙度、渗透率较低，长 8渗透率平均 0.35×10-3μm2，孔隙度平均10%；上覆压力大，地层闭合压力大（37.85MPa），地层温度高，长8地层温度84.5℃；原始气油比高（120m3/t），原油黏度低，原始驱动为弹性溶解气驱，储层易脱气；多油层叠合，部分区块长81、长82叠合发育，且叠合油层可获得工业油流。

1 主体工艺技术及应用效果

1.1 抗高含金属离子压裂液体系是提升改造效果的保证

1.1.1 前期压裂存在的问题

前期压裂基液黏度低，0.4%的胍胶罐顶黏度20mPa·s，罐底基液黏度 25mPa·s，且大罐底有胍胶沉淀，压裂液为脆性交联；压裂施工压力高 （接近40MPa）；加砂难度大，携砂浓度提升困难，最高砂比达不到25%，且加砂中途有沉砂现象；携砂浓度低，入地液量大；试油产量低，单井平均试油产量13m3/d，与储层产能不相匹配。

1.1.2 室内分析

取环江油田耿73区和罗38区及河沟水源进行水质分析（表1），发现配液用水Ca2+、Mg2+离子含量及矿化度是常规水质的10倍，是导致胍胶沉淀，液体交联性能差的根本原因。

针对配液用水矿化度高的情况，室内经过大量的实验分析，开发出抑制水质矿化度，促进胍胶溶胀，提高压裂液抗剪切能力的螯合系列产品,即AHZ螯合助溶剂与AH-W螯合稳定剂。对于1#、3#、4#水样，AH-Z螯合助溶剂加量为0.05%，即可抑制水质的高矿化度，保证胍胶溶胀，达到较好的黏度；针对2#水样，AH-Z螯合助溶剂加量至0.15% 时，可满足施工需求，但河沟水变化较大不建议作为压裂用水。

加0.05%AH-Z螯合助溶剂配制0.4%CJ2-6胍胶基液，放入恒温30℃水浴中恒温静置4h，使基液黏度趋于稳定，再将基液和50%JL-2交联剂按照100：0.6交联后，用高温高压流变仪评价其在70～80℃下的耐剪切性能。在80℃下剪切45min，最后黏度均保持在100mPa·s以上，表明该体系配方具有较好的耐温抗剪切性能，能够很好的保证液体的携砂性能。加入0.03%的过硫酸铵，1h之内可完全破胶，破胶黏度在10mPa·s以内。因此，AH-Z螯合助溶剂和AH-W螯合稳定剂的加入对液体的破胶性能没有影响。

表1 环江油田水源水质分析表

1.1.3 应用效果

六步配液法：第一步查水质，测pH值；第二步做配液小样,小样基液无沉淀,黏度均匀且达到要求；第三步配一大罐液体测基液黏度；第四步配全部液体，并循环20min；第五步做交联比、调比例泵；第六步测返排液水化黏度。0.4%胍胶的基液黏度在42～45mPa·s，0.35%胍胶的基液黏度在 36～39mPa·s,基液pH=8～10是有机硼最佳交联环境。

液体配方调整后，压裂施工压力降低了，平均施工压力33MPa，加砂连续，长8层压裂施工最高砂比达到38%，平均砂比达到35%；入地液量减少，入地液水化黏度小于10mPa·s，降低了对地层的伤害。

1.2 定向射孔多缝压裂技术推广应用，开创了体积压裂的先例

1.2.1 储隔层地应力测试确定实验条件

通过长源距声波对江74-20井地应力测井表明，环江长8储隔层应力差5～7MPa之间，隔层上下遮挡条件好，对裂缝纵向扩展控制较强。对罗23等4口井储层岩石应力测试，发现水平方向应力差较小，在2～4MPa之间，压裂易实现人工多缝。净压力Pnet≥水平方向应力差Δσx,y，保证裂缝转向，Δσx,y越小，越容易实现人工多缝，净压力Pnet≤储隔层应力差Δσz，保证裂缝纵向延伸受控[1]。优选原则：水平方向应力差相对较小，且不大于储隔层应力差。井下微地震裂缝监测4口井，长8层主裂缝方位N69°E，裂缝东翼115m，裂缝西翼110m，裂缝2翼对称形成的微地震带宽40m。

1.2.2 研发了电缆传输定向射孔工艺，缩短了施工周期，降低了作业成本

电缆传输定向射孔原理是第一打固定支撑装置；第二测固定支撑装置卡槽方位，计算出射孔枪盲孔方位；第三下射孔枪并插入固定支撑装置卡槽引爆。较油管转输定向射孔施工周期缩短了76%，成本下降40%，全年累计试验42口井，技术成熟可以推广应用。

1.2.3 实验效果评价

长8层主裂缝方位N69°E，确定下射孔方位为30°，上射孔方位为 120°，与主应力方位夹角 45°。 通过多次优化2个射孔段间距8m以上仍能满足工艺需要，由此确定油层厚度15m左右即可满足定向射孔多缝压裂试验要求。在罗38井区选12个井组24口试验井、32口对比井，并在2口井开展了井下微地震裂缝监测，结果表明压裂形成了独立多缝，试验井平均试油产量24.9m3/d，对比井平均试油产量18.1m3/d，试油产量较常规工艺增加了6.8m3/d，投产初期井均增油0.82t/d；在罗228区推广应用42口井，平均试油产量25.3m3/d，较该区平均试油产量18.2m3/d，提高了7.1m3/d，投产初期较该区平均单产量提高了0.78t/d。

1.3 注水井酸化降压增注技术

注水井采用爆燃压裂或缓速酸化投注效果不明显，普遍存在注水压力较高（20～22MPa），均有欠注、注不进现象，注水井储层改造技术急需解决。

1.3.1 酸液体配方的摸索

针对储层泥质含量、破裂压力高的现象改用无机前置酸，降低了破裂压力和施工压力。通过多次优化确定了长8层无机前置酸配方：

10%HCl+1.5%HF＋0.5%CF-5D+0.1%CA+1.0%HJF-94＋0.3%COP-1。

但前置酸配方有以下几点缺陷，反应速度快，会产生沉淀，易形成二次堵塞；抑制粘土膨胀作用差；长8层上覆压力大，闭合应力大，地层返吐能力强，易形成二次堵塞。通过酸化机理的研究，注水井酸液配方优化为：

预处理液：盐酸10%+乙酸5%；

主体低伤害酸：盐酸12%+乙酸2%+氢氟酸2%+多氢成酸剂6%；

后置液体：40m3以上活性水。

1.3.2 施工效果

第一步是打预处理液3m3后关井反应30min，返洗残酸；第二步是以不小于0.5m3/min的排量注入主体酸，根据施工压力下降情况，不断提排量；第三步 注入后置液10m3以后，关井反应15～20min，再次尽可能提排量。

典型井分析：地558-41井2009年采用缓速酸酸化后投注，达不到配注要求；2010年10月再次用缓速酸酸化，施工过程没有压力降低，酸化后注不进；2011年4月采用新酸液配方酸化后达到配注要求，井口注水压力13 MPa。

2011年共实施酸化投注165口，平均单井注水压力17～18MPa，均达到地质配注需求；共进行吸水剖面测试30口，其中27口均匀吸水，2口层间吸水不均，1口指进吸水，吸水状况比较好，未发现裂缝吸水。

1.4 优化施工管柱组合，规避井下风险，缩短了建井周期

1.4.1 不动管柱多层压裂技术

针对深井纵向上产层多的特性，试验应用不动管柱分层压裂技术，压裂下层是单上封管串，投球打开A级滑套，双封选压；压裂中层，再投球打开B级滑套，又是双封选压；压裂上层，合层关井反应。

管柱结构：球座（喷咀）+K344封隔器+A级滑套开关+73.03mm外加厚油管+K344封隔器+B级滑套开关+K344封隔器+KDB水力锚+73.03mm外加厚油管至井口。

1.4.2 压裂与求产联作技术

针对深井纵向上产层多且分层压裂分层求产的地质要求，试验应用了压裂与求产联作工艺管柱，其原理是用Y221封隔器将下油层段分开，单压上层后直接冲砂、抽汲求产。适用于从下向上分层压裂及求产作业。和双封选压对比节省了换钻具冲砂、下封隔器单求产能钻具工序，把2趟钻具变为一趟钻具，Y221封隔器牢靠的坐封和隔采性能，合理的沉砂尾管设计可以预防地层吐砂掩埋油层射孔段，并保护了下面已经打开的油层不受2次污染。

1.4.3 应用效果

不动管柱多层压裂技术，按井深2 700m计算较常规三封套压管柱，平均缩短施工周期3～4h，节约了施工用水45m3以上，且裂缝闭合时间满足1h，减少了砂吐，压裂液水化黏度平均8mPa·s，便于排液，促进储层改造效果。全年共应用116口井共节约施工时间464h。

2 结 论

（1）长8储层单层厚度较大，大排量、高砂比施工是提高储层纵向动用程度和增强裂缝导流能力的有效手段。

（2）长8储层单层厚度较大产液剖面相对均匀，且具备分层压裂条件，应以增大裂缝体积，扩大泄油面积来充分提高储层纵向动用程度，提高单井产量，能实现分层压裂就不要采用多级压裂的方式提高纵向动用程度。

（3）注水井采用酸化技术是增大储层吸水剖面，提高油井储层产液剖面较为有效的手段。

（4）环江油田储层埋藏深，多层油田叠合井较多，采用联作工艺可以促进储层改造效果，缩短建井周期，提高新井时率。

（5）地层饱和压差小、气油比高，压后一定要及时快速排液，提高返排率，推行高效水力抽子+深水抽子复合排液十分必要。

[1]万仁溥,罗英俊.采油技术手册（修订本）第九分册 压裂酸化工艺技术[M].北京:石油工业出版社,1998.