一种低渗储层薄互层压裂技术及其应用

张 乾，向兆东，张 朔，杨 志，马 超，汪 强

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283）

YG1 井储层为薄互层发育的低渗透储层，具有非均质严重，厚度薄，低孔低渗，地层能量低等特点，因此，需要对该储层进行压裂改造。该油藏渗透率0.12×10-3μm2～5.86×10-3μm2，平均渗透率0.953×10-3μm2，孔隙度4.15 %～9.56 %，平均孔隙度7.96 %，为低孔特低渗储层。该低渗储层厚度一般为3 m～10 m，隔层厚度小于5 m，而且隔层岩石应力差小，常规的射孔方式和大排量压裂可能会导致裂缝串层，小排量有可能导致储层未充分压开，而且该油藏为气藏，还要注意储层保护，以免造成产量减低。

在低渗储层薄互层压裂过程中，常规的压裂方法不能很好的处理好每个油层，有的薄层不能被充分压开或者压裂过度导致串层[1-3]。因此，在充分考虑该井实际地质情况，采取了多簇射孔+桥塞分层压裂工艺技术，对各油层进行分段，多簇射孔，可以保证在压裂过程中的裂缝充分扩张，并且有利于支撑剂在油层段的铺置[4]。

1 支撑剂及加砂强度优化

不同浓度和不同粒径组合的支撑剂对薄互层的裂缝导流能力产生较大的影响，使用FCES-100 型裂缝导流仪测试了不同情况下支撑剂在地层岩石中的导流能力[5]。所用支撑剂为陶粒，测试压力60 MPa，测试时间30 h。采用单一粒径的支撑剂，往往在裂缝输送过程中不能到达裂缝的最深处，因此需要不同粒径的支撑剂进行组合，来改善铺置效果，提高裂缝导流能力。不同粒径组合的支撑剂导流能力测试结果（见图1）[6]。从图1 中可以看出，50 %（40/70 目）+50 %（30/50 目）的支撑剂组合导流能力最强，在闭合压力40 MPa 的情况下，导流能力达到265 μm2·cm，为推荐粒径组合。

压裂层的油层厚度小，该储层岩石泊松比0.2，杨氏模量22 660 MPa，破裂梯度0.021 MPa/m，采用中密度支撑剂。根据该地层特性，做出如下施工方案：加砂强度1.54 m3/m～7.94 m3/m。压裂目的层缝网指数为0.25～0.38，脆性一般，水力裂缝能够形成一定程度的复杂裂缝形态，但需要从工艺上提高裂缝的复杂程度。

2 低伤害压裂液配方优化

根据该区块地质特征，选取了低伤害压裂液体系，能够极大的增大压裂后的油气产量。

2.1 稠化剂

植物性增稠剂具有低残渣含量，可以有效提高压裂液的清洁程度，常用的有：羟丙基瓜尔胶、压裂用增黏剂高黏改性瓜尔胶、醇基瓜尔胶、低伤害瓜尔胶、羧甲基瓜尔胶等。在上述增稠剂中进行优选，实验结果（见表1），结合YG1 井埋藏深度和地层温度（172 ℃），选择压裂用高黏改性瓜尔胶。

2.2 防膨剂

该地区的泥质含量4.95 %～16.44 %，平均泥质含量9.1 %。进行了防膨剂防膨实验，实验结果（见表2）。从表2 可以看出，1.0 %FB-3+1.0 %KCl 防膨率为89.85 %，防膨效果最好，选为该体系的防膨剂。

2.3 助排剂

图1 支撑剂粒径组合对裂缝导流能力影响

表1 增稠剂性能评价结果数据表

表2 防膨剂实验结果

表3 助排剂实验结果

表4 助排剂表面张力测试结果

表5 压裂液破胶实验结果数据表

不同助排剂性能评价，依据实验结果，0.3 %CA-1表面张力23.08 mN/m，界面张力1.56 mN/m，助排效果最佳，并根据浓度优选结果（见表3、表4），选取助排剂浓度为1.0 %。

根据上述实验结果，并优选其他助剂，可以得到如下压裂液体系：0.1 %增稠剂+0.01 %交联剂+0.03 %交联增效剂+0.1 %防膨剂+0.5 %助排剂+0.5 %防水锁剂。该压裂液在160 ℃条件下剪切120 min，压裂液黏度达到55 mPa·s，完全满足压裂施工对压裂液黏度的要求。

2.4 压裂液破胶性能评价

压裂液破胶实验结果（见表5），压裂液在160 ℃下破胶时间为6 h，破胶液黏度1.75 mPa·s，残渣含量197.2 mg/L，表面张力25.2 mN/m，性能高于行标要求。

2.5 水锁伤害实验

水锁伤害实验（见表6），水锁解堵率为83.07 %，能够满足压裂储层保护要求。

表6 水锁伤害处理剂实验结果

3 现场实施

该井压裂目的层为53 m/7 层，跨度124.9 m，采用多簇射孔+桥塞分层压裂工艺技术。根据储层分布情况及计算的储层的缝网指数、地应力大小，将压裂目的层分为四段进行压裂，每段按照多簇射孔方式射孔，根据储层厚度、射孔井段长度情况优化压裂液用量、支撑剂用量情况（见表7）。

表7 YG1 井压裂设计表

本次施工按照设计顺利完成，通过多簇射孔+桥塞分层压裂工艺技术，不同的施工排量对裂缝影响显著，采用大排量有利于携砂和造缝，且层间距离一般小于5 m，排量6.0 m3/min～6.5 m3/min。为提高裂缝长期高导流能力，将平均砂比控制在25 %左右。

YG1 井压裂后初期自喷产液25.7 t/d，产油21.8 t/d。邻井采用常规压裂工艺的YG2-1 井初期自喷产液17.85 t/d，产油14.63 t/d。生产1 个月YG1 井累计产油597.8 t，远高于邻井YG2-1 的415.8 t，说明多簇射孔+桥塞分层压裂工艺技术改造取得了良好效果。

4 结论

（1）多簇射孔+桥塞分层压裂工艺技术可以有效改善薄互层压裂效果，实现薄互层的充分改造。

（2）通过优化支撑剂的配比和加量可以得到50 %（40/70 目）+50 %（30/50 目）的支撑剂组合导流能力最强，在闭合压力为40 MPa 的情况下，导流能力达到265 μm2·cm。

（3）为提高裂缝长期高导流能力，将平均砂比控制在25 %左右，排量6.0 m3/min～6.5 m3/min。YG1 井压裂后，月产油量597.8 t，远高于邻井YG2-1 的415.8 t，说明多簇射孔+桥塞分层压裂工艺技术改造取得了良好效果，值得在类似储层中推广使用。