压裂技术在海0—16C井区应用与效果分析

张学钦

摘 要：压裂技术是油井增产的一项重要技术措施。该技术利用高压水力作用在低渗透油藏内形成具有高导流能力的裂缝，改善油流环境，从而达到增产的目的。为提高海0-16C井区产能，先后应用压裂技术对该区3口油井进行储层改造，取得良好的应用效果，证明压裂技术为海0-16C井区提高产能的可行性工艺措施。

关键词：压裂技术 储层改造 产能

1.井区概况

海0-16C井区位于海外河油田海1块南部，纵向发育东二段、东三段储层。2015年，在海0-16C井区开展VSP测井，识别出潜山高点。结合三维地震，认为东三段砂体向顶面超覆沉积，厚度5-15m，具有较大开发潜力，部署海0-16C井。

2.存在问题及原因分析

2.1存在问题

海0-16C井于2015年11月完钻，钻遇东三段油层11.4m/3层。2015年12月侧钻开井，该井投产后产液量较低，初期日产油1.9t，日产液2.9m3，含水34.5%。

2.2原因分析

海0-16C井生产层属于中-低孔、中-低渗型储层，地面50℃原油脱气粘度819.8mPa·s，属于普通稠油。井目前地层压力15.5MPa，压力系数0.8，地层能量充足，具备较好的供液能力。

以上分析认为海0-16C井低产的主要是因储层物性差导致，为进一步提高油井产能，决定对该井进行水力压裂改造。

3.压裂方案

3.1压裂液设计

（1）压裂液类型确定

压裂液是水力压裂施工中必须使用的工作液，根据配置材料和液体性状，有不同类型的压裂液。水基压裂液在全国90%以上范围均在使用，又因油基压裂液流动性能差，不易控制以及成本高、安全性能差，泡沫压裂液施工压力高、需特殊设备等缺点，按以上分析，认为水基压裂液适用。

（2）稠化剂确定

水基压裂液是用水作为分散介质，添加各种添加剂配置而成的压裂液。

稠化剂是水基压裂液的主剂，用以提高压裂液的粘度，降低压裂液滤失，悬浮和携带支撑剂，其中植物胶及其衍生物稠化剂在水力压裂中的使用量达到90%以上，又因纤维素衍生物不易交联、耐温耐剪切性能差，生物聚多糖制备工艺技术含量高、成本高等缺点，按以上分析，选择植物胶及其衍生物为稠化剂，进而选择其常用类型羟丙基胍胶。

（3）交联剂确定

交联剂用于将聚合物线型大分子链上的活性基團以化学键连接起来形成三维网状结构的化学剂。优选羟丙基胍胶为稠化剂，因延迟交联控制技术可以提高注入速度，降低稠化剂用量，而硼砂属于快速交联，所以不采用硼砂。而有机钛、有机锆在其适用的pH值范围内，如达到其最佳效果，地层温度需145℃以上，而海0-16C井目前生产井段地层温度77-79.2℃，所以不采用有机钛、有机锆。按以上分析，确定有机硼为交联剂。

（4）pH值调节剂确定

压裂液的交联必须在一定的pH值环境中进行。因已确定有机硼为交联剂，其适用范围为pH值7-13，为此选择碱性pH值调节剂。因取得同样效果氢氧化钠用量最小，通过分析，认为氢氧化钠为pH值调节剂适合。

通过优选，确定羟丙基胍胶为稠化剂、有机硼为交联剂、氢氧化钠为pH调节剂的水基压裂液，最后按一定比例配制成低伤害压裂液冻胶。

3.2支撑剂设计

支撑剂是一种压裂专用的固体颗粒。它能撑住压开水力裂缝的岩石壁面，使之不致重新闭合，成为一个具有高导流能力的支撑（有效）裂缝。

压裂用支撑剂分为天然石英砂与人造陶粒两大类型。最大的区别在于石英砂承压超过20MPa后即开始大量破碎，而人造陶粒即使是在大于60MPa的高闭合压力下仍能完成支撑任务，预计闭合压力在20MPa以上，确定人造陶粒为支撑剂。

3.3压裂方案实施

2016年4月8日，对海0-16C井东三段储层进行压裂改造。油层破裂压力为41MPa，填入陶粒支撑剂23m3，排量2.5-3.5m3/min，砂比10-40%，携砂液210m3。现场施工参数与压裂软件模拟结果一致，表明优化的施工参数合理。

4.应用效果

海0-16C井于2016年4月13日压裂开井，截至目前，累产原油3089.1t，对比措施前阶段增油2060.3t，平均日产油5.7t，日产液22.3m3。

在海0-16C成功实施压裂改造技术后，又先后组织对海0-16C井区海1-K14井、海1-16井进行水力压裂，都取得良好效果。

5.结论

（1）压裂技术在海0-16C井区应用取得的良好效果，为海0-16C井区提高产能提供可行性工艺措施。

（2）在进行压裂工程设计时，要深化对压裂井储层的认识，采集准确可靠的设计参数，达到优化压裂设计的目的。