大港油田孔南地区孔二段低渗透薄互层油藏压裂技术的研究与应用

张勇

摘 要：文章介绍了大港油田孔南地区孔二段的开发特征，对该地区官38-16断块孔二段储层岩性、物性及埋藏深度进行分析后认为，该储层具有储层物性差、泥砂岩薄互层、原油粘度高、粘土含量高以及井身斜度大等不利因素。针对这些问题，对压裂工艺和参数进行了研究优选，优化压裂液配方，应用线性加砂和粒径组合技术，提高加砂强度，加大压裂规模，压后快速返排。通过现场实施提高了单井产量，油井稳产期大大延长。

关键词：压裂技术；压裂液优选；施工参数确定；现场应用

中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）08-0054-02

大港油田孔南地区孔二段低渗储层储量一直是低速低效开发。官38-16区块处于孔南地区孔东断层的上升盘，该区块老井试油、试采，均获工业油流，由于储层原油物性差、自然产能低，部分井虽进行了压裂措施，但效果差。分析其效果差的原因认为，由于该区块存在构造较复杂、泥砂岩薄互层、粘土含量高等不利因素；储层为细砂、粉砂和泥岩薄互层，压裂施工时形成的裂缝窄，加砂困难，易造成砂堵；压裂工艺技术的选择上不够深入。因此有必要研究应用压裂技术来提高裂缝的导流能力，从而提高油井产量，高效动用该区块储量。

1 地质特征

该区块孔二段储层岩石类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩类。岩石结构成熟度中等，分选性中-好，分选系数1.2～1.8，颗粒多为次园状、次棱角状，颗粒支撑，粒度中值0.05～0.08 mm。胶结物为泥、钙质（含量分别为9%和10%），胶结类型主要为孔隙式、接触式胶结，泥钙质分布不均。

孔二段压力系数为1.02，属正常压力系统；地温梯度为3.29 ℃/100 m，属正常温度系统。地面原油比重为0.9159；粘度（50 ℃）428.56 MPa.s，含蜡量13.43%，胶质沥青量33.56%，凝固点34.89 ℃。水性：Cl-11970，总矿20901。原油物性具有高比重、高粘度、低含蜡、高凝固点、高胶质沥青质的特点。

2 压裂改造的难点

根据岩性分析，官38-16断块砂砾岩EK24油组的孔隙度平均为16.29%，渗透率平均值为58.44×10-3 μm2。属薄互层低渗透油藏。分析该区块已进行的压裂改造措施，官38-16区块油层平均厚度一般小于3 m，施工排量一般低于3 m3/min，最高达到3.5 m3/min，施工规模较小，多数井压裂效果不明显。

同时，由于油层具有薄互层特点，层薄，细砂、粉砂和泥岩薄互层分布，泥质含量高（20%左右），存在形成的裂缝窄，压裂加砂困难、施工成功率低，压后有效期短，压裂效果不明显等问题。因此为改善该区块的压裂效果，提高油井单井产量，对本区块压裂改造的提出了优选低伤害压裂液体系，在实施井条件允许的情况下，确立了大规模、大排量，线性加砂结合粒径组合、快速返排的压裂工艺技术技术思路。

2 压裂设计优化

2.1 压裂液优选

压裂液的基本作用为：使用水力尖劈作用形成裂缝并使之延升；沿裂缝输送并铺置压裂支撑剂；压裂后液体能最大限度的破胶与返排，减少对裂缝与储层的伤害，使其在储层中形成高导流的支撑裂缝带。

压裂液对取得有效的支撑缝长及裂缝导流能力等有重要影响，其性能直接影响压裂施工的成败和增产效果。压裂液的选择依据主要有：

①良好的耐温耐剪切性能。

②滤失少。

③携砂能力强。

④低摩阻。

⑤配伍性。

⑥易破胶和低残渣。

⑦易返排。

⑧货源广、便于配制和价格便宜。

2.1.1 压裂液配方

依据该区块油藏地质特征、工艺要求及压裂液配方添加剂的筛选结果，优选出压裂液配方：

0.50%GHPG+0.075%CA+1%KCl+0.3%DL-12+0.6%D-60+

0.4%TA-8+0.5%A-25+0.1%

甲醛，测试胶液粘度、破膠性能、交联时间等关键技术指标均满足压裂需求。

2.1.2 压裂液性能参数测试

经测试，压裂液在测试温度125 ℃条件下，剪切速率为170 s-1，经过120 min后压裂液粘度还能保持在70 MPa·s以上，完全能够满足压裂施工要求。

2.2 支撑剂选择

压裂支撑剂是在水力压裂时地层压开裂缝后，用来支撑水力裂缝不使裂缝再重新闭合的一种固体颗粒。由于官38-16区块孔二段油组埋藏深度为2 200～2 700 m左右，其破裂压力达到55 MPa左右，闭合压力35 MPa以上，为获得高的裂缝导流能力和更长的压裂有效期，支撑剂选择中密高强度陶粒，粒径为0.4～0.7 mm和0.45～0.9 mm组合。

2.3 泵注方式和管柱结构的确定

为了提高排量，加大压裂规模，同时该区块在钻井时就充分考虑了油层套管的强度要满足油套混压的要求，因此该区块都采取油套混合注入方式，它具有沿程摩阻小，地面泵压低，泵注排量大，在相同的地层条件下，同一排量可节约设备功率，降低施工成本等优点，管柱采用Φ73 mm油管即可。

2.4 施工参数确定

利用全三维GOHFER压裂设计软件，模拟地层条件在不同排量、加砂规模情况下裂缝的走向、长度以及铺砂浓度等，使用液量、排量、加砂比、砂量等参数尽量合理。

2.4.1 施工排量

由于压裂段上下无明显水层，大排量施工是必要的，针对薄互层油藏，适当提高施工排量有助于沟通薄层，增加缝宽，提高裂缝的改造程度，降低施工风险，同时根据压裂段和射孔段大小和压裂设备的要求，施工排量选择4.0～4.5 m3/min。

2.4.2 前置液量

选择前置液量占总液量35%～40%，经模拟计算确定前置液量占总液量38%。

2.4.3 砂量和砂比

由于该区块油井具有层薄、渗透率低及斜度大等特点，加砂比较困难，在设计中采用了低步长的加砂程序，砂比阶梯步长为3%～5%，缩小了每级砂液比的上升幅度，在整个加砂程序中砂液比连续升高，呈线性加砂，这样就在地层中形成更为合理的支撑剖面，有利于提高增产效果。同时根据射孔厚度、排量大小、油层厚度，确定加砂强度2.5 m3/m，加砂量为30～40 m3。压裂设计平均砂比达30%以上，最高砂比为55%。

2.5 压后增效助排技术

低渗油藏及地层压力系数相对较低的油井压裂，压后如何快速返排，减少压裂液在油层的滞留时间，避免油层受到二次伤害，一直是人们关注的问题。国内外相继应用了泡沫压裂液技术，取得了较好的增产效果。由于泡沫压裂液的井筒密度低，摩阻相对较高，地面泵压也随之升高，增加了深层大规模加砂压裂的难度。为实现快速返排的目的，结合现场实际施工条件，研究应用了高效助排液和多功能处理液。

其原理是：高效助排液可产生一定量的氮气，多功能处理液一方面可以起到疏通地层孔隙作用，另一方面对支撑带具有良好的净化作用。

3 现场实施及压裂效果

3.1 压裂效果

到目前为止，在该区已压裂5口井5井次，施工成功率100%，有效率为100%，压后压裂液返排率达到50%以上，助排效果明显。压后最高初产20 t/d/井，累计增油15 450 t，目前日产油62 t。

3.2 效果分析

①提高压裂规模是提高官38-16薄互储层区块单井产量，实现长效开发、效益开发的有效途径。统计对比已实施井的压裂加砂规模，压后增产效果显著的为官38-16、官36-18和官34-12，这三口井的加砂强度分别为2.65、2.3和3.1 m3/m，支撑缝长153～109 m，而增产效果相对较差的的官44-13和官44-17井，加砂强度为1.73 m3/m和1.65 m3/m，支撑缝长为70～90 m。

②原油物性好坏、含油饱和度大小影响着压裂措施的效果和最终累计产油量。对比原油粘度，官44-17是官38-16井粘度的7.4倍，官38-16的地层流体流度则比官44-17大8.3倍。另外已实施五口井的电测解释渗透率和孔隙度尽管差别不大，但含油饱和度却存在较大差异，官38-16井的原油饱和度加权平均是33.6%，而官44-17和官44-13井分别为23.0%和11.2%。

4 结论和认识

①提高压裂规模是实现官38-16区块压裂长效的有效途径。

②所选的压裂液配方具有携砂能力强，对地层污染小，能够满足该区块压裂要求。

③優化压裂方案时，要考虑到各井的具体原油物性和储层物性，调整压裂液配方和压裂参数。

④对于大斜度井及储层特性呈低渗、砂泥岩薄互的油井，采用线性加砂结合粒径组合技术，增大缝宽和缝长，可以提高地层的改造力度和施工成功率。

参考文献：

[1] 丁云宏.难动用储量开发压裂酸化技术[M].北京：石油工业出版社，2005.