坪北油田薄油层压裂工艺技术探讨

莫云亮

（中国石化集团江汉油田分公司坪北经理部，陕西 安塞717408）

1 坪北薄油层概况

坪北油田位于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部坪桥鼻褶带，含油层位为三迭系延长组，主要含油小层为长4＋52、长61和长62，次为长21、长63。目前动用储量面积为64km2，动用储量3 745万吨，总体来说，工区面积已经圈定，主力层已经动用。随着开发的不断进行，现有储量动用程度逐年加大。

同时，坪北油田近年扩边效果逐年变差，内部加密调整潜力有限，目前750口油井钻遇油层尚有49.1%未动用，其中有效厚度大于4m、小于10m的层共892层、5 439m，占未动用层的54.3%，单井平均有效厚度仅为4.7m，如何将薄层有效动用，将是坪北今后稳产的重点。

长63为近年发现油层，目前有80% 以上的储量未动用，其中有效厚度小于7m的薄层所占比例为81.2%。目前通过开发方式的评价，发现该层超前注水开发有平均1.0～2.0t的稳定产量，可作为油田“十三五”的接替储层。

2 储层潜在伤害机理分析

2.1 储层物性分析

长63渗透率 （0.26～0.84）×10－3μm2，平均0.5×10－3μm2，最大孔隙度11.3%，最小孔隙度8.4%，平均9.1%。孔隙结构以状喉道和弯片状喉道为主，属小孔细喉型，平均孔喉半径0.382μm，中值压力1.99MPa，排驱压力0.43MPa。整体属于低孔、特低渗储层。

潜在伤害分析：坪北储层整体物性较差，微观孔隙结构以细小、微细喉道为主，孔隙小，喉道细窄而弯长，孔喉比中等，易造成毛管吸附力很大，油气运移阻力较大，导致生产过程中流体流动困难，造成较大的渗流阻力，渗流特征一般表现为束缚水饱和度较高，油水两相渗流区间小，随含水饱和度的增加，油相渗透率将大幅降低。

对于此类低渗透、特低渗透储层的压裂改造来说，人工裂缝能够有效改善渗流环境，但大量液体进入地层，若滞留时间较长，改变原有的储层环境，一定程度上将影响措施效果；外来压裂液入侵到基质中，对储层造成污染，将会影响压裂缝面附近的基质的渗流能力；同时破胶液中残渣的存在，可能堵塞部分孔喉，伤害储层渗流能力，因此，确保压裂液的低伤害、尽快返排将是减少储层伤害的重要技术手段，也是工作的重点方向之一。

2.2 岩石矿物组分及敏感性分析

石英含量29.1%～35.0%，平均为32.4%；钾长石含量35.8%～40.0%；斜长石平均含量7.0%～10.4%。长石普遍发生伊利石化、绿泥石化。粘土矿物中绿泥石占总量的80% 以上。其次为伊蒙混层，平均占粘土矿物总量的7.27%，伊利石平均占粘土矿物总量的6.36%（表1）。

表1 长63储层矿物组分表

长63速敏以无速敏为主，次之弱速敏。水敏以弱水敏为主，其次为中等偏弱，损害率在12.79%～36.77% 之间。盐敏临界矿化度在15 228～30 457mg／L之间。碱敏以中等偏弱为主，次为弱碱敏，损害率在23.4%～44.68% 之间，碱敏临界pH值在7～8.5之间。酸敏以强酸敏为主，其次为中等偏强，损害率在20.49%～84.2%。

潜在伤害分析：坪北储层中绿泥石含量较高，尽量避免酸性液体进入地层，产生酸敏伤害；粘土含量及伊蒙混层含量相对较高，与水基压裂液接触立即膨胀，易使储、渗空间减少，松散粘附于孔道壁面的粘土颗粒与压裂液接触时分散、剥落，随压裂滤液进入油气层或沿裂缝运动，在孔喉处被卡住，形成桥堵，引起伤害，压裂液体系中相应添加剂的优化较为重要。

3 压裂工艺技术探讨

3.1 岩石力学参数模拟

对于薄油层的压裂改造而言，需要确保人工裂缝在储层中的有效延伸，控制缝高是关键，各类岩石力学参数的分析尤为重要。

2.3 适时播种。依土壤肥力和地块分布确定播种顺序，一般当地温度5cm深土壤稳定通过8℃即可播种。原则上要先播土壤肥力好的高燥阳坡地和平肥壤质土地，再播土壤肥力中等的沙壤土或沙土地，后播背阴坡、低洼易涝或地力较差的地块。

利用GOHFER软件对测井曲线进行处理，以获取储层泊松比、杨氏模量、储隔层应力等相关数据。

以P29－100井为例，从测井曲线分析，油层GR值较低，平均为58APi，储层上、下部均发育一定隔层，但不连续，厚度5～8m。上隔层GR值平均为88APi，下隔层GR值平均为88APi，隔层GR值多呈锯齿状，表明岩性不纯，压裂施工中对裂缝纵向上延伸的控制不利（图1）。

图1 P29－100井长63测井曲线

根据软件模拟结果，上隔层应力平均值19.1MPa，下隔层应力平均值为18.7MPa，油层与下隔层应力差平均值为0.2MPa，油层与上隔层应力差平均值为0.6 MPa（表2）。

表2 P29－100井长63岩石力学参数表

根据理论研究成果，隔层应力对裂缝高度产生影响（图2）：当油层与上、下隔层的应力差≥6.5MPa时，裂缝的延伸能够较好控制在储层内。而坪北薄油层的上下隔层应力差较小，裂缝形态难以得到有效控制。

图2 应力差的变化对裂缝形态的影响

3.2 施工参数对裂缝形态的影响

3.2.1 射孔参数对裂缝形态影响

根据地质解释和前期开发认识，坪北薄油层通常打开显示较好的4～6m，在此基础上，以P29－100井为例，通过软件模拟不同射孔条件下的裂缝形态（规模、排量、泵注等参数恒定），分别为顶部射孔、中部射孔、底部射孔，结果如下：P29－100井长63储层显示较好段：1 342～1 352m，设定前置液10m3，排量1.0m3／min，砂量10m3，平均砂比30%（表3）。

表3 P29－100井长63层不同射孔井段压裂模拟结果

分析发现，不同的射孔对裂缝形态影响不同，在储、隔层应力差值较小的情况下，其中靠近油层中部射孔对裂缝高度的控制有着一定的效果。

3.2.2 施工规模对裂缝形态的影响

模拟不同规模下的人工裂缝形态，具体参数如下（表4）。

表4 不同规模下裂缝形态参数表

模拟结果表明，较高施工规模下的人工裂缝具有较高的导流能力，但在储、隔层应力差值较小的情况下，规模对裂缝的形态影响较大，尤其是随规模的增加，裂缝高度失控较为严重。根据薄油层的储层特点，要确保人工裂缝在主要在储层中延伸，应采用合适的施工规模。

3.2.3 施工排量对裂缝形态的影响

在控制施工规模的前提下，改变施工排量进行模拟，形态如下（图3）。

图3 相同施工规模、不同排量下裂缝形态图

施工排量影响缝内净压，对裂缝形态影响较大，ΔPnet／Δσ，两者差值决定缝高扩展程度，从模拟结果看，在储、隔层应力差值较小的情况下，随着施工排量的增加，裂缝的高度随之增加。针对坪北薄油层而言，控制缝高、增加缝长有利于确保措施效果，在缺少较好的隔层环境下，需要严格控制施工排量。

3.3 压裂液体系

坪北薄油层具有低孔、低渗特点，前文分析压裂液体系应尽量避免对储层造成较大的伤害而影响措施效果，同时结合控缝压裂工艺技术，液体需要具有一定的低粘度、高携砂性能，拟采用目前较为成熟的增效压裂液体系，并开展了相关试验。评价增效压裂液体系性能主要有两大优点，一是确保携砂能力的同时，降低原体系粘度，二是降低原有配方的残渣含量对储层的伤害（图4，5）。

坪北现用液体配方为：0.45%HPG＋0.2%SD－113＋0.2%JT－1021＋0.2%D60＋0.2%COP－2＋0.1%1227＋0.01%NaOH；增效压裂液的配方如下：0.3%HPG＋0.5%LT－3＋0.2%SD－113＋0.2%JT－1021＋0.2%D60＋0.2%COP－2＋0.1%1227＋0.01%NaOH。

图4 液基液粘度对比图

图5 冻胶粘度对比图

另外，通过降低稠化剂使用浓度，可使压裂液成本降低27元／m3（表5），按单井施工平均液量100m3计算，单井节约成本2 700元。

表5 坪北配方及增效压裂液配方成本表

4 结论及认识

1）从分布及开发情况看，坪北薄油层长63具有增产潜力，但储层物性较差，压裂改造是确保产量的主体措施工艺。

2）坪北储层中绿泥石含量较高，尽量避免酸性液体进入地层，产生酸敏伤害；粘土含量及伊蒙混层含量相对较高，与水基压裂液接触立即膨胀，易使储、渗空间减少，松散粘附于孔道壁面的粘土颗粒与压裂液接触时分散、剥落、随压裂滤液进入油气层或沿裂缝运动，在孔喉处被卡住，形成桥堵，引起伤害，压裂液体系中相应添加剂的优化较为重要。

3）薄油层的压裂工艺优化较为重要，软件模拟储、隔层的应力差值较小，不利于人工裂缝高度的控制；通过射孔参数、施工参数的优化，一定程度上能够控制裂缝形态，确保薄油层段得到较好的改造。但需要获取地层岩心，开展岩石力学试验，以真实的参数指导控缝压裂工艺的实施。

4）增效压裂液具有较低粘度、低伤害的特点，一定程度上能够满足控缝压裂工艺需求，同时能够降低成本，通过完善、优化后具有一定的现场推广应用潜力。

［1］李惠龙.坪北油田分段压裂水平井投资效益分析［J］.江汉石油职工大学学报，2012，25（06）：38－40.

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