富黄探区储层认识及压裂工艺研究

2011-01-25宋秦宁曹天军袁延芳许兴波

延安大学学报（自然科学版） 2011年3期

宋秦宁，曹天军，袁延芳，许兴波

(1.延长油田股份有限公司化验中心;2.延长石油集团油气勘探公司石油勘探开发部，陕西延安 716000)

1 富黄探区地质概况

富黄探区位于陕西省延安市富县、洛川、黄陵境内，属于鄂尔多斯盆地东南部，南起黄陵、北到富县，西起槐树庄农场、东至宜川西，面积约8600 km2，地貌上属于黄土高原峁梁丘陵区，地势由北向东南倾斜，沟壑纵横，沟深坡陡，地面高差可达150 m，地形十分复杂，交通不便。

在区域构造上，富黄探区位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡的东南部，该斜坡为一平缓的近南北向展布、由东向西倾斜的大型单斜，倾角一般小于1°，平均坡降10 m/km左右，局部因差异压实作用形成鼻状构造。

富黄探区属湖进型三角洲前缘相及浊积相沉积，属黄陵、直罗三角洲，范围5000 km2，石油资源量1×108t。该三角洲存在较小的水下扇、水上平原沼泽相砂体。该区含油带处于中生界生烃坳陷东南部，生油层以延长组长7为主，有效烃源岩平均140 m，有机质类型以П1型为主，有机炭含量2%，成熟度Ro为1%，生烃量443.77×108t，生烃强度333×104t/km，具有良好的生油条件。储集层:长6三角洲砂体与油源较紧密但偏离物源主体方向，规模相对较小。长2+3的三角洲平原砂体规模相对较大，并与油源上下叠置盖于生油岩之上。加之长1泥岩的封盖，形成良好的成油组合。侏罗系油藏主要受三叠系顶部古地貌控制，在其背景上发育多类型小而肥的油藏，实行滚动勘探具有较大的潜力。本区长1及侏罗系富县组泥岩发育较好，具有良好的保存条件。

2 富黄探区储层认识及试油工艺

2.1 储层认识

根据对该区以往钻井取芯资料的收集，认识到富黄探区应为深湖浊积相，近几年已在槐树庄探区的槐Q及槐W井的长6油层取得重大突破。

目前，在盆地西南部湖盆深水区域钻遇多套厚薄不等的粉细砂岩，经过岩心描述及沉积结构、构造分析为深水浊积砂体沉积［3］。随着勘探与开发工作的深入，在深湖区的勘探不断获得突破，改变了以往对深水区储层物性差难以成藏或油藏规模小的认识，已发现的浊积岩油藏三级储量累计超过2亿吨，浊积岩储层成为盆地西南部增储上产的重要勘探目标。

2.2 试油工艺

为了进一步突破单井工业油流，我们从油层段选取，射孔工艺，优化压裂和试油强排抽吸四个方面着手，对富黄探区油层压裂试油改造进行了深入细致的研究，取得了骄人的成绩。2008年试油14层/12口，其中5层达到油流标准;2009年22层/16口，其中9层达到油流标准。2009年富黄探区共压裂试油35层/28口井，完成温度压力测试9口，高压物性取样2口。其中，1口井喜获高产油流，14口井获工业油流。2008年槐EY井射开两段共9m，打开程度37.5%，加砂59.8 m3，尾追陶粒5 m3，加砂强度2.7 m3/m，通过及时放喷排液和抽汲排液，获得最高日产油13.8 m3，初月累计产油105.6 m3，获得了较高的工业油流。2009年槐S井长6油层打开两段共8 m，加砂37.2 m3，尾追陶粒5 m3，初日产油34 m3，初周月产油632 m3，日均产油21.07 m3，为槐树庄地区长6油层产油最高的一口探井。2008年黄参SB井长2油层喜获73.2 m3工业油流，从而结束了黄陵县不产油的历史。2009年槐L井长2油层打开2 m，加砂10 m3，初日产油4.9 m3，初周月产油90.46 m3，日均产油3.015 m3，是富黄探区长2油层产油最高的一口井。

2.2.1 油层段选取

通过现场录井资料，综合测井图以及邻井资料对比，结合邻井试油情况，主要从油层厚度，物性和含油性三个方面综合选取射孔段，为压裂试油提供一个可靠的油层保障。

2.2.2 射孔工艺

以往在该区均采用普通射孔工艺，采用TY－127型射孔弹进行射孔，打开程度小，一般在2～3 m之间。之后采用深穿透复合射孔工艺与同轴随进射孔。

图1 2008、2009年打开程度与日均产油关系图

在具体射孔工艺应用上，采取差中选优的原则，尽可能将射孔段确定在录井显示好、测井曲线配套好的层段，同时兼顾差层和夹层，确定合理的打开程度。该区长6沉积厚度大，油层连续性不好，均质性差、夹层薄互层发育、含油饱和度低，我们采用大射孔段，进行跨夹层射孔，提高油层打开程度，根据不同油层情况分别采用了跨夹层射孔、分段射孔、分层射孔等打开方式，并在射孔前用活性水洗井，之后进行负压射孔(将液面降至射孔段以上500m左右)作业，解除近井地带的泥浆污染，收到了良好的效果(见图1)。

2.2.3 优化压裂工艺

在优化压裂工艺方面，从2008年至今，在富黄探区做了大量深入的工作，对压裂工艺主要做了两方面的优化。

(A)优化压裂液体系

为了降低压裂液对油层的伤害，根据油层温度、物性及流体性质，提出了与工艺技术水平相匹配的低伤害压裂液—低温水基冻胶压裂液破胶体系。与常规水基冻胶压裂液的主要区别是破胶剂除通常使用的过硫酸铵外，还须加入低温破胶引发剂(主要是酶或新型氧化剂、激活氧源的激活剂)。通过对压裂液配方的进一步优化，形成了独特的低温水基冻胶压裂液破胶体系。

1)具体配方

基液:0.33%瓜胶+0.05%破胶激活剂+0.3%粘土稳定剂+0.3%助排剂+1%KCL

交联剂:0.4%硼砂+0.4%过硫酸铵

交联比:100:8－12

2)室内评价

该压裂液与富黄探区的储层具有良好的配伍性，且抗剪切性强和破胶及时。

(1)各类添加剂的配伍性:压裂液体系中各添加剂在储层温度下，不同时间段(0.5－2 h)无沉淀、无絮状物。

图2 30℃井下压裂液耐温耐剪切图表

(2)压裂液的抗剪切性:采用PVS高温高压流变仪对压裂液体系进行了耐温剪切性能评价(温度36℃，压力3.5 MPa)，压裂体系在 170 s－1下连续剪切80分钟后粘度仍保持在73.4 mPa·s，说明冻胶具有良好的抗剪切性能(图2)。

(3)压裂液的流变性能:采用M500高温高压流变仪对优化后的体系在不同时段的流变性能(温度36℃，压力3.5 MPa)进行测试，表明流变曲线是平稳的。

图3 压裂液流变曲线

(4)压裂液的滤失性能:采用GGS71型高温高压失水仪对优化后的体系进行了滤失性能评价(温度36℃，压力3.5 MPa)，滤失系数为9.532×10－4m/min1/2，初滤失量为1.2 cm3，冻胶体系具有较低的滤失。

(5)压裂液的破胶性能:在36℃条件下，2小时压裂液粘度在2－5 m Pa·s之间，达到了及时破胶返排的目的(见表1)。

表1 30℃破胶实验结果

(6)残渣:压裂液完全破胶后(粘度在2－5 mPa·s之间)，残渣测试为123 mg/L，残液的表面张力小于28 mN/m。根据实验结果，计算出30℃井下添加剂配方受滤饼控制的滤失系数CⅢ=7.5×10－4m/min1/2。

(B)优化压裂工艺及施工设计

1)在压裂施工参数上也进行了改进。根据油层条件，采用美国尖端公司FracproPT三维压裂设计软件，适时确定排量、砂比、加砂强度等参数，使压裂设计方案达到最优化，如图4所示。

图4 2008、2009年加砂强度与日均产油关系

2)槐L井长2的突破。压裂设计原则是最大限度地降低储层伤害和裂缝伤害，最大限度1087 m作为一个砂体考虑，砂体较小。为了提高小层动用程度，采用了小砂量压裂提高产液量，根据该井的地质特点进行工艺改造。槐S井是位于陕甘宁盆地东部斜坡富县区的一口预探井，该井的1430m—1444 m作为一个砂体考虑，中间有0.625米的致密层，为了整体联通上下砂体，提高小层动用程度，因此采用大排量跨夹层压裂，通过大规模压裂提高产液量;该井的渗透率 1.831－3.0 um2，含油饱和度为26.81%，打开油层两段各4 m，射孔段两段共8 m，设计方法是采用美国尖端公司Fracpro PT三维压裂设计软件进行优化施工参数，在满足地质、工程和设备条件下作出经济的最优化的方案，即裂缝几何尺寸模拟计算为:缝长130.7 m，支撑缝长120.8 m，缝宽0.35 cm，缝高23.59 m，支撑缝高20.5 m，压裂液效率0.65，铺砂浓度4.8 kg/m2，导流能力259.8 mD·m。

2.3 取得主要认识

富黄探区压裂试油的突破，为该区长2、长6油层的工业化评价提供了重要依据。通过两年的勘探工作我们已经基本寻找到适合本区油层特点的压裂试油工艺技术。

2.3.1 选择厚度大、物性好、含油级别高的油层

在特低渗、超低渗油藏背景下，压裂试油更注重强调油层条件，油层好坏与油井能否出油是最直接的因果关系。因此要选择厚度相对较大、物性相对较好、含油级别相对较高的油层，作为压裂试油首选目标层段。

在压裂工艺上采取:“去污压裂”、“三大一高”压裂配套工艺，加砂37.2 m3，尾追陶粒5 m3。初周月产油632 m3，日均产油21.07 m3，是富黄探区长6油层产油最高的一口井。

2.3.2 把好入井材料质量关、减少油层污染

压裂入井材料主要包括水源、稠化剂及辅助添加剂、支撑剂三类材料。如何把好这些材料的质量关，是压裂施工成败、油井能否出油的前提。

水基冻胶压裂液一般都是在碱性环境下形成冻胶，在酸性环境下水解破胶，因此对配液水质的PH值要求很高，必须显中性或弱碱性(PH＞7)。由于作业区地处森林，加之阴雨天较多，配液所用水质极易显弱酸性，影响压裂液性能，并选择合格的BJ－1作为低温激活剂。

支撑剂的入井把关也是压裂施工过程的重要内容。重点把好浊度、圆度、球度、破碎率和酸溶解度等指标。

2.3.3 优化压裂液配方、提高压裂液性能

为了降低压裂液对油层的伤害，根据油层温度、物性及流体性质，提出了与工艺技术水平相匹配的低伤害压裂液——低温水基冻胶压裂液破胶体系。和常规水基冻胶压裂液的主要区别是破胶剂除通常使用的过硫酸铵外，还须加入低温破胶引发剂(主要是酶或新型氧化剂、激活氧源的激活剂)。通过对压裂液配方的进一步优化，形成了独特的低温水基冻胶压裂液破胶体系。根据实验结果，计算出30℃井下添加剂配方受滤饼控制的滤失系数CⅢ=7.5 ×10－4m/min。

2.3.4 改进射孔工艺、完善打开程度

以往在该区均采用普通射孔工艺，采用TY－127型射孔弹进行射孔，打开程度小，一般在2～3 m之间。之后采用深穿透复合射孔工艺与同轴随进射孔。

2.3.5 优化压裂设计、改进施工参数

特低渗透油层勘探开发的成功实践是压裂增产的突破，通过压裂改造，使特低渗透油层获得工业油流。优化压裂施工设计是压裂改造的重要内容。首先在工艺上采取了三封套压、不动管柱分层压裂、薄互层合层压裂、分层压裂合层求产和尾追高强度低密度陶粒等工艺，根据油层实际情况，采取“一井一法”、“一井一工艺”进行精细压裂试油，取得了满意的效果。其次，在压裂施工参数上也进行了改进。根据油层条件，采用美国尖端公司FracproPT三维压裂设计软件，适时确定排量、砂比、加砂强度等参数，在现有地质、工程和设备条件下使压裂设计方案达到最优化。

2.3.6 把准关井放喷时机

随着勘探难度的加大，传统方法难以满足精细勘探的需要，用试油机组进行试油，对于特低渗透储层勘探开发一个非常成功的经验就是快速排液技术，同时压裂后的放喷时机的掌握也显得尤为重要。2008年前期我们自己组织施工的8口井平均返排率不到40%，大部分井出现压入地层的压裂液不能排出地面，在试油后期表现供液不足，因此难以获得试油产量。随后我们及时总结经验，把握准确的关井放喷时间，既防止地层吐砂、支撑剂回流，同时又充分利用压裂形成的局部高压、诱导液体及时排出地层，同时采用诱喷工艺技术、达到了快速排液的目的，后期21口井现场返排率达到83.5－96%，富黄探区勘探取得突破也是快速排液的一个很好的例证。后期21口井压裂返排率好的原因:一是应用了质量尚好的氟碳表面活性剂，促进了液体快速返排;二是压裂施工过程一气呵成，压裂系统没有破坏;三是准确把握放喷时机与破胶时间的有机结合，既防止地层吐砂、支撑剂回流，又实现了快速返排的目的。

2008年9月份以前压裂施工29层/27口，压裂液返排率在23.4% ～58.2%之间，最高仅为80%，返排效率较低，且返排时机差异性较大。具体从以下两个方面着手:首先从压裂配方调整开始有以前的2小时破胶改进为30 min;其次采取未追过硫酸氨，达到快速破胶的目的。2008年合理把握防喷时机，平均返排率为68.6%;2009年平均返排率为86.2%，返排率显著提高，返排率在80%以上时日产油量基本在1 m3以上。