吴起油田三叠系下组合油层压裂参数优化及应用

周建奇

（延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西吴起 716000）

吴起油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡（伊陕斜坡），目前生产层位主要为侏罗系延安组和三叠系延长组，属“低孔隙、低渗透、低压”油藏，而三叠系下组合油藏由于储层物性差，油井投产过程中如不通过压裂改造，就无法获得具有经济价值的工业油流，所以在实际开发过程中，储层的进一步改造都是利用水力压裂方式，虽然投产初期产量较高，但随着持续开采，油井降产快、产量低的现象慢慢凸显，油田很难做到持续稳产，而油井降产、低产的原因主要是因为：储层评价待于进一步完善；各类施工质量有待于进一步完善和优化。

1 下组合油层射孔参数优化

射孔参数的选定应有利于油层改造、修井作业等方面综合考虑，并根据油井完善程度来选取。

1.1 孔密和布孔方式

因为下组合油层普遍存在物性差的特性，流体流动阻力大，孔密的选择主要根据射孔段附近的套管强度是否允许。现在吴起油田选择孔密多为13孔/m，射孔装弹为4相位角90°，采用螺旋型布孔方式进行作业。

1.2 射孔枪与射孔弹型

在油井开采过程中，为提高射孔弹的穿透性，有效沟通油层与井筒，多采用SYD-102射孔枪和127型射孔弹进行作业。

1.3 油层射开程度选择

射孔技术在开采过程中主要是为后期油井开采和油井压裂施工作业进行铺垫，射开程度好，后期压裂过程中流体经过孔眼所产生的摩阻以及后期地层流体进入井筒所受到的流体阻力均会减小，还根据动用储层的厚度和临层之间的关系进行选择。

（1）针对砂体中未出现明显高含水层位显示，在射孔时可根据油层有效厚度来选择射开程度。

（2）针对砂体中出现明显高含水层位显示，在射孔作业时仅考虑高含水部分层段，对高含水的层段应避免射开程度过大而沟通水层。

2 压裂施工参数优化

2.1 压裂支撑剂选择

目前压裂通常采用的支撑剂为石英砂和陶粒砂两种，因石英砂的破碎强度低，适合用于油层埋藏浅的三叠系长6以上油层，吴起油田下组合油层埋藏较深，部分区块埋深均在2 400~2 550m左右，由于地层闭合压力过大，石英砂抗压强度不够，极易破碎，破碎后所产生的粉末状颗粒会堵塞地层渗流通道，减小闭合裂缝的导流能力，从而缩短油井稳产时间。使用陶粒砂与石英砂作对比，使用陶粒砂稳产后单井产量增加0.2~0.4m3/d。

结合吴起油田开发现状，对比常规石英砂压裂，评价陶粒砂压裂效果，在吴起油田对于油层埋深超过2 200m以下的油层使用陶粒砂作支撑剂。

2.2 压裂液选择

水力压裂是低渗透储层改造的主要手段，压裂液在压裂的过程中起到十分重要的作用，它主要的作用是传递压力，开辟人工裂缝并将支撑剂带入人工裂缝，之后能迅速降黏快速返排出地层，目前应用的羟丙基胍胶水基压裂液是最为广泛和成熟的一种压裂液，因其携砂性能优、易破胶反排、残渣少、地层伤害小、成本低等优点，长期占据压裂液市场的主力。然而由于目前环保要求、采出水返排液难以处理的压力。

清洁压裂液具有易破胶和易返排的特点，返排液中残渣含量低，与地层流体接触，不会产生降低油层渗透率的杂质，入地液体与油层配伍性极好，不会污染地层，施工后有效提高单井产量，达到最终的施工目的。根据清洁压裂液现场试验，取得清洁压裂液的几项最基本参数，如配方比例、成胶时间、成胶黏度、携砂性能、破胶时间、破胶黏度及反排效率等均达到技术要求，并与邻井同层同规模选取胍胶压裂液的井比较后产量无变化，得出现场试验数据并分析工程现场可行性；清洁压裂液与胍胶压裂液相对比有以下优点：

（1）能有效利用油井压裂返排液和油层采出水。

（2）压裂后压裂液破胶后对储层伤害更小。

（3）可以进行二次利用。

（4）有效降低作业费用。

采用清洁压裂液注意事项：必须选取同层矿化度相差不大的采出水并经过沉淀过滤后方可进行压裂。

结合目前生产现状，对于部分采出水较多的区块进行集中分层系收集，因用作清洁压裂液或条件限制的情况下采用胍胶作压裂液。

2.3 压裂施工排量优化

压裂施工排量对控制压裂裂缝有较大影响，由于支撑剂的沉降或者重力的作用，在裂缝闭合后，高浓度携砂液将支撑剂携带至油层的中下部，而油层中的高渗透带具有铺砂不均的情况。

储层岩性和地应力差值是裂缝能否延伸的重要原因，但压裂过程中的规模大小、施工排量选择等参数对裂缝高度影响较大。施工液量90m3，施工排量选择为2.0m3/min时，地层所产生的裂缝高度一般在25~30m3，裂缝高度主要根据入地液量和施工排量而变化。在地层条件不变的情况下，排量大，裂缝高度就高，所以选定合理的施工参数既可以避免非储层段无效裂缝高度，还可以有效提高对储层段动用程度，加大裂缝长度，提高油井产能。

对于吴起油田下组合油藏长7、长8、长9、长10油层，一般施工排量选取为2m3/min时，油井产量较好。

通过对历年来施工的经验总结，当压裂过程中排量小于1.8m3/min时提高加砂比时极易造成油井砂堵事故，导致施工不连续，影响工程质量等，所以对压裂排量的选择应要根据储层纵向油层段的有效厚度来确定：

当砂体有效厚度小于15m时，压裂排量控制在2.0~2.5m3/min；砂体有效厚度在15~25m时，压裂排量控制在2.5~2.8m3/min；砂体有效厚度大于25m的油层段，压裂排量应控制在2.8m3/min以上。

由于三叠系油层下组合物性差，施工过程中容易出现砂堵或者压力高等现象，所以在施工过程中需要提高施工排量时，应尽量提高前置液注入量，进而减少砂堵的概率。

2.4 前置液用量

前置液量的设计应本着能少就少的原则，减少外部流体对地层的破坏和造伤害，施工过程中应以提高液体效率为主要目的，控制前置液的规模。前置液用量大多滤失在地层中，所以在注入前置液时应增大前置液交联用量，提高前置液黏度（要稍大于携砂液），或在前置液中加入40~70目低密度的粉陶压裂砂预防压裂液滤失。类似储层测试压裂取得地层综合滤失系数范围在（1.5~3.3）×10-4m/min1/2，综合滤失系数均较低，考虑前置液量优化按支撑裂缝半长与造缝半长之比在85%~90%来确定。以此为依据，相应前置液量在20%~28%。

2.5 压裂施工砂比优化

对下组合油层特低渗透储层压裂改造，采用前置液量大、砂比低的压裂改造思路进行压裂改造，在未注水受益区，应增加前置液注入量，降低平均砂比，补充地层能量，确保压裂施工效果和油井取得较好的产量。

一般认为对下组合特低渗透储层，压裂施工砂比应控制在25%~28%，才能获得较好的油井产能。

2.6 压后放喷排液优化

根据以往储层压降分析结果表明，压后关井30~50min时间内，压裂裂缝均出现明显的变化，实现裂缝初闭合，支撑裂缝承受来自地层岩石的部分压力，此时压裂裂缝内的支撑剂填砂剖面被固定，不能再进行大面积的移动。如果对放喷过程和抽汲过程没有严格控制，缝口支撑的砂子会被带出地层，造成地层吐砂严重，从而降低储层裂缝的导流能力。因此，压后关井60min后应立即放喷，放喷采用油嘴控制放喷，一般初期采用4~8mm油嘴，后期采用8~12mm油嘴或采用闸门控制放喷的方式进行放喷排液。油嘴的选择应根据井口油压进行选择。可参照以下情况进行选择：

（1）井口油压大于5MPa，采用4mm油嘴放喷。

（2）井口油压3~5MPa，采用6mm油嘴放喷。

（3）井口油压1~3MPa，采用8mm油嘴放喷。

（4）井口油压小于1MPa，采用12mm油嘴放喷或采用闸门控制放喷。

3 下组合油藏低效井增能压裂应用

吴起油田下组合开发面积239.40km2，探明储量8 453× 104t，平均单井日产油0.86t，综合含水31.37%，采出程度为4.91%，具有较大的开发潜力。目前对下组合油藏采取常规水力压裂方式投产，因改造程度低，波及体积小，油井产能低，稳产时间短，日产油小于0.5t，难以达到经济有效动用，这不仅与储层物性差有关，也与地层天然能量不足有关。因此可以考虑在压裂时注入大量对地层低伤害的前置液，补充地层能量，然后再按体积压裂方式完成压裂。实施低效井增能压裂选井条件：

1）选取含油层砂体较厚的下组合的油层段。

2）投产后初期产量高、降产较快的油井。

3）未在注水受益区的边缘油井。

4）初期液量、含水较低的油井。

5）上下夹层较厚的油井。

对以上条件的低效井适合增能压裂措施改造。

（1）增能压裂规模，根据按选井条件注入前置液量300~800m3后再进行体积压裂技术改造。

（2）压裂结束后关井憋压，压降小于5MPa后安装油嘴由小到大进行放喷在进行投产。

下组合低效井，通过“大前置液量+体积压裂”技术主体的增能压裂增产机理及施工工艺进行研究，对吴起油田下组合油藏进行试验应用，实现较常规压裂提高单井产能和延长压裂有效期的目的，为吴起油田下组合油藏高效开发提供新的技术思路和措施工艺。

4 结束语

油田开发及措施改造增产增注离不开压裂，吴起油田对三叠系下组合储层压裂优化具有重要意义，通过以往的压裂经验，在下组合油藏改造后达不到预期开采效果和延长稳产，从而优化了射孔、压裂作业各项参数后，对下组合油藏开发有效提高了采收率，为油田稳产具有重要意义。