低渗油藏整体压裂研究

张伟

摘  要  低渗油藏区块需要采取整体压裂措施才能实现有效开发，通过区块压裂难点分析、裂缝长度优化、导流能力优化、压裂液体系优化、支撑剂优选、施工参数优化、形成区块整体压裂技术。

主题词  滑溜水;蓄能压裂;

1概况

奈曼油田具有中孔—低渗、特低渗的特点，孔隙度17.17%，渗透率86.91×10-3μm2，储层纵向上储层和隔层交互分布，单层厚度要小。岩性以砂砾岩为主，分选差—中等，岩屑成分为中、酸性喷出岩、浅成岩为主，泥质以粘土矿物为主，长石平均含量为17%，石英平均含量为11.5%，岩屑平均含量高达71.5%。胶结物以粘土矿物杂基为主，主要以孔隙型胶结为主。原油胶质沥青质含量32.3%，50℃时原油粘度119～454.7mPa·s。

2 主要压裂难点分析

（1）跨度相对较大且多薄层，层间物性差异较大，容易出现部分层得不到有效改造的情况，近井裂缝扭曲以及人为多裂缝的复杂情况，有一定的施工风险。

（2）微孔占主导地位，孔隙度虽高但连通性差，可动流体饱和度较高。

（3）杨氏模量低，有塑性特征，易产生支撑剂嵌入影响裂缝导流能力。

（4）砂砾岩储层部分岩心反应胶结程度不是很高，易产生屈曲缝，易砂堵。

（5）储层温度低，压裂液彻底破胶难。

（6）稠油，沥青质含量高。

3 裂缝长度优化

奈曼油田油质较稠，油水流度比高，储层属于中孔、中低渗。油井裂缝长度的优化是指针对不同的物性条件，用数模的方法模拟对比油井边角井缝长对产量、含水和采出程度等的影响规律，从而确定不同物性时边井和角井的合理缝长。

（1）角井缝长优化：在穿透比为0.1-1.0时，角井产量随缝长的增加而增加，但超过0.9穿透比之后产量增加的幅度很小，见水时间和含水率随缝长的增加呈逐渐提前和增加的趋势，但含水增加不多，综合产量和含水特征，优化缝长为穿透比0.8-0.9，即裂缝长度108-121m。

（2）边井缝长优化：在穿透比为0.1-0.9时，边井产量随缝长的增加而增加，之后则随缝长的增加而降低，见水时间和含水率随缝长的增加呈逐渐提前和增加的趋势，综合产量和含水特征，优化缝长为穿透比0.8，即裂缝长度110m左右。

（3）氯化钾为压裂液常用的无机型粘土稳定剂，目的是为了保持一定的阳离子交换能力使粘土稳定。按照SY/T 5971-2016《油气田压裂酸化及注水用粘土稳定剂性能评价方法》规定，选用膨润土，采用粘土体积膨胀离心法，采用蒸馏水配制不同浓度的氯化钾溶液，评价不同浓度的氯化钾对膨润土的防膨胀性能，随着氯化钾溶液浓度的增加，防膨效率不断提高，当浓度为1%时，防膨率可以达到80%以上。

4 油井导流能力优化

在优化的油井缝长条件下，模拟对比不同油井裂缝导流能力对产量的影响规律，从而确定优化的裂缝导流能力。

在渗透率为2md、3.5md时，产量、累计产量、注水量等均随导流能力的增加而增加，但导流能力超过30dc·cm之后，产量增加的幅度变小，综合考虑施工因素，优化导流能力为30dc·cm;在渗透率为12.7md时，产量、累计产量、注水量等均随导流能力的增加而增加，但导流能力超过40dc·cm之后，产量增加的幅度变小，综合考虑施工因素，优化导流能力为40dc·cm;在渗透率为20md时，产量、累计产量、注水量等均随导流能力的增加而增加，综合考虑施工因素，优化导流能力为40-50dc·cm。

5 施工参数优化

（1）前置液比例优化：前置液比例与储层厚度（规模）、滤失系数等相关，经模拟计算，考虑动态比为85-90%，

得到不同厚度、不同滤失系数条件下合理的前置液百分数。

（2）排量优化：排量过小，在同样储层条件下滤失将较大，造缝效率低下，容易诱发早期砂堵。反之，排量过大，虽能保证施工顺利，但缝高可能失控。经参数组合模拟计算，得到不同射孔跨距和不同滤失条件下优化排量结果。

（3）加砂规模优化：加砂规模与预期的裂缝长度、导流能力和可能的裂缝高度等参数有关，优化出平均砂比30%的情况下不同缝长、缝高所对应的规模。

（4）加砂程序优化：经三维裂缝模拟，以获得理想的裂缝支撑剖面为目标函数，合理调节各段砂液比和液量、砂量大小，直至最终获得优化的支撑剖面为准，对于滤失大的井层，可采取螺旋式或主壓裂段塞式加砂，此时由于滤失大，前后批的支撑剂也可形成连续支撑剖面，同时完成加砂目标。

6 压裂液体系优化

在压裂液添加剂优选的基础上，通过大量室内试验研究，形成了适合奈曼油田压裂液配方体系：①基液：0.40～0.45%稠化剂（一级HPG）/稠化剂（特级HPG）+0.5%KCl+0.10%～0.12%Na2CO3+0.5%（DL-8）破乳助排剂+0.3%～0.5%（BFC-3）防膨剂+0.1% 甲醛/FR-BA/LH-Ⅱ杀菌剂+0.3%LTB-6低温破胶活化剂;②交联剂：硼砂，交联比：100：3.5～3.0（1%硼砂）;③活性水：0.5%KCl+0.2%DL-8;④破胶剂：根据井的具体情况，在0.005%～0.02%～0.06%～0.08%～0.12%～0.16%过硫酸铵范围内追加常规过硫酸铵破胶剂。

7 支撑剂优选

由于嵌入的影响较大，同时闭合应力在23-28MPa，在此闭合应力条件下石英砂的长期导流能力偏低，300天导流能力降低50-65，无法满足方案要求的30-50dc·cm的要求。建议在裂缝缝口有效应力最大处选用大粒径陶粒。

6 结论与认识

针对区块储层特点，分析区块储层压裂难点，开展区块整体压裂技术研究，通过优化裂缝长度、油井导流能力、压裂液体系优化、支撑剂优选、施工参数优化，形成了区块整体压裂技术。

参考文献：

（1）王鸿勋.水力压裂原理[M].北京：石油工业出版社，1987。

（2）Economides M J.油藏增产措施[M].北京：石油工业出版社，1995。

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