大港油田深层低渗油气藏压裂工艺技术研究与应用

赵玉东（大港油田公司石油工程研究院,天津300280）

大港油田深层低渗油气藏压裂工艺技术研究与应用

赵玉东（大港油田公司石油工程研究院,天津300280）

本文根据大港油田深层储层压裂改造的难点，开展了深层储层改造工艺技术研究，通过研发了高温深层压裂液体系，应用前置液段塞技术、线性加砂技术及二次加砂缝网压裂加砂技术，形成了一套适合于大港油田深层的储层改造技术。

高温;深层;压裂;加砂;缝网;二次加砂

1 深层压裂改造技点术难点

港深78断块、房35-22断块和张1504断块储层埋藏深、物性差，为低渗、特低渗储层，必须通过压裂改造才能实现有效开发。深层油气藏由于埋藏深、地层温度高，要求压裂液具有良好的耐高温性能及降阻性能，具备在高温及高剪切下的良好的粘度恢复性，从而确保造缝和携砂能力；由于埋藏深，受上覆压实作用等影响，油层胶结致密，地层破裂压力高，加之管路沿程摩阻高，造成井口施工压力高，施工排量受限，水力压裂时裂缝起裂宽度窄，支撑剂在缝中的运移困难，难以提高砂比，并且很容易造成砂堵，导致施工失败，因此也难以形成高导流能力的宽缝，影响压裂效果。

2 高温压裂液体系研究

增稠剂优选：目前压裂液采用的增稠剂主要分为两类：一类是天然植物胶及其衍生物，如：瓜胶及其衍生物、田青胶及其衍生物、纤维素衍生物、香豆子胶、皂仁胶、魔芋胶等；另一种是人工合成类聚合物。人工合成类聚合物在耐温性、水不溶物低和对细菌不敏感方面具有一定的优势，但交联后的压裂液存在剪切敏感、破胶不彻底的缺陷未能推广应用。天然植物胶和人工聚合物相比，不仅具有粘度高、抗盐、抗剪切、摩阻低的优点，还具有原料易得、破胶彻底的优势。因此我们确定天然植物胶作为低浓度低伤害压裂液增稠剂优选的主要方向。

高温压裂液性能测试：140℃-160℃超低浓度低伤害压裂液配方确定，根据正交实验结果，调整压裂液的各种添加剂浓度进行耐温耐剪切性能测试。

综合性能测试：依据行业标准SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法，对压裂液进行综合性能评价。结果见图2-1。

图2-1 160℃低伤害压裂液粘时曲线

3 压裂工艺参数优化

3.1 支撑剂前置段塞技术

支撑剂段塞技术已经成功的应用于处理弯曲摩阻、多裂缝压裂施工中。深层储层改造时由于埋藏深，受上覆压实作用等影响，油层胶结致密，地层破裂压力高，水力压裂时裂缝起裂宽度窄，支撑剂在缝中的运移困难，难以提高砂比，并且很容易造成砂堵，导致施工失败，依据物性不同，优化支撑剂前置段塞技术，既能降低近井摩阻，也起到了支撑远端微裂缝，保持近井裂缝高导流能力的作用。

3.2 线性加砂技术

加砂程序一般采取的是台阶式加砂程序，即支撑剂按几个不同的砂液比台阶式加入。由于层薄、渗透率低加之井斜，加砂比较困难，为保持加砂顺畅，施工顺利，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。

4 二次加砂缝网压裂加砂技术

二次加砂压裂技术为提高裂缝的复杂程度，先泵注低粘度线性胶压裂液+粉陶造缝，大排量施工，形成缝网；为形成主裂缝，提高裂缝导流能力，采用交联压裂液造缝、携砂。二次加砂压裂工艺，通过前次压裂形成裂缝对地应力的干扰，降低水平地应力差异系数，板深37井采用二次加砂压裂工艺，地应力差异系数从0.31下降至0.25，缝网指数从0.37提高到0.42。

模拟计算板深37相同液量、相同砂量一次加砂与二次加砂压后改造体积,结果显示与一次加砂相比，二次加砂DFN体积提高了31.5%，主裂缝导流能力提高了42.8%，裂缝宽度提高了29.8%。

5 结语

（1）超低浓度低伤害压裂液能够满足140℃-160℃压裂需要，压裂液综合性能评价达到行业标准。

（2）支撑剂前置段塞技术既能降低近井摩阻，也起到了支撑远端微裂缝，保持近井裂缝高导流能力的作用。

（3）通过二次加砂压裂工艺，形成人工裂缝对地应力的干扰，降低水平地应力差异系数，提高形成缝网的程度。

[1]付大其,程运甫,郝桂宪,等.大港南部难采油田整体压裂技术研究与应用[J].天然气与石油，2013,31(1):66-68

赵玉东（1987-），男，2011年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，硕士，现在大港油田石油工程研究院工作，工程师，主要从事储层改造技术研究。