低渗透薄互层压裂技术研究及应用

尹 建 郭建春 曾凡辉

西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 610500

0 前言

我国低渗透油田石油地质储量丰富，其资源量约占全国石油总资源量的30%。在已探明储量中，低渗透油藏的比例约占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。仅2008年，油田原油产量就占全国原油总产量的37.6%，天然气产量则占全国天然气总产量的42.1%。大庆、胜利等油田的低渗透储层多为薄互层，该类储层具有储层厚度薄、物性差、非均质严重、天然裂缝相对发育、天然能量低等特点，因而许多探明的低渗透薄互层储量都处于难动用的“边际油田”之中。但大多数低渗透薄互层在经过压裂改造后，增产幅度较大。压裂改造已成为低渗透薄互层投产和稳产的有效方式［1～4］。

1 低渗透薄互层压裂难点及关键技术

低渗透薄互层压裂具有以下难点：a）储层厚度薄，单砂层厚度一般为 2～8m［5］；b） 隔层薄，一般小于5m，有的甚至小于 1m［6］；c） 隔产层应力差小，采用常规压裂技术的集中射孔方式，大排量压裂会导致裂缝窜层严重，支撑剂在储层底部铺置，无法对产层进行有效支撑；小排量压裂则可能会使部分需要改造的储层无法压开，影响增产效果；d）岩石力学测试结果表明，这类地层的岩石通常表现出极强的塑性变形特征，容易发生支撑剂嵌入情况，无法长期保持高导流能力，大部分井压裂后初期试产效果较好，但稳产期短［7～8］。

针对低渗透薄互层的压裂特点，通过技术攻关，研究形成了定点射孔、压裂和支撑裂缝长期高导流能力保持等关键技术，实现了低渗透薄互层的高效压裂改造。

1.1 定点射孔、压裂技术

在低渗透薄互层压裂改造中，常规集中射孔、压裂往往不能很好地处理每个油层段，许多薄层不能被压开，导致压裂效果不显著，油藏不能够完全开发。因此，在考虑储层物性、地应力分布、含油气性等基础上，对含油气性好的井段进行分段，定点射孔，压裂时促使裂缝在油层段内起裂和扩展，实现支撑剂对改造油层段的定点铺置［9］。

1.2 支撑裂缝长期高导流能力保持技术

影响薄互层压裂效果的另一重要因素是裂缝导流能力。通过室内实验测试对比了相同粒径、不同铺砂浓度以及支撑剂不同粒径组合下的裂缝导流能力。为模拟地层真实情况，将砂泥岩互层岩芯加工成17.7 cm×3.8 cm×2 cm（长×宽×高）的岩板，使用 FCES-100型裂缝导流仪测试了不同闭合压力下的支撑裂缝导流能力［10］。 实验参数：16/30目、20/40目卡博陶粒，最高测试压力69MPa，每个测试压力点测量30 h。

采用20/40目陶粒在5、7.5、10 kg/m2三种铺砂浓度下的支撑裂缝导流能力对比结果见图1。可以看出，在相同闭合压力下，铺砂浓度越高，支撑裂缝导流能力越高。由此可得采用高砂比施工有利于保持较高的裂缝导流能力。

图1 铺砂浓度对导流能力的影响

图2 支撑剂粒径组合对导流能力的影响

16/30目和20/40目陶粒按照不同体积比组合下的裂缝导流能力对比结果见图2。可以看出，当闭合压力超过41MPa后，组合粒径支撑剂 （16/30目∶20/40目=4∶1）获得的裂缝导流能力已经接近单一粒径（16/30目）的导流能力。说明采用组合粒径陶粒施工可降低施工风险，且维持较高的裂缝导流能力。此外，采用组合粒径陶粒施工，还可改善支撑剂纵向铺置效果。因为采用单一粒径支撑剂施工时，对流沉降作用导致支撑剂在输送过程中大多都铺置在裂缝下部，而物性较好的上部储层往往得不到有效支撑；因不同粒径的支撑剂受力不同，通过组合不同粒径支撑剂，改善支撑剂纵向铺置效果，提高改造有效率。

因此对于薄互层压裂而言，在施工条件允许的情况下，尽量提高支撑剂铺砂浓度并采用组合粒径支撑剂施工可获得较高的裂缝导流能力。

2 应用实例分析

2.1 LW井基本情况

LW井是一口评价井，完钻层位为沙四段，完钻井深为3 079m，采用套管射孔方式完井。储层岩性为灰色粉砂岩、泥质粉砂岩。改造井段2 606.80～2 631.70m。目的层温度109℃，压力系数1.2，平均孔隙度12.7%，平均渗透率8.3×10-3μm2，为中孔特低渗储层。本井改造层段跨度较大（20.9m），层多、层薄（10.8m/10层）、油层有效厚度为6.2m，单层最大厚度1.4m，无明显隔层。

2.2 射孔、压裂优化设计

LW井改造井段为典型的薄互层，产层薄、无明显隔层，压裂过程中缝高难以控制，有效改造储层段的难度大。

基于对LW井地质资料和钻录井、测井及邻井施工资料的分析，采用定点射孔在储层段集中打开2607.90～2 608.50m、2 608.90～2 609.50m、2 609.90～2 610.40m、2 623.00～2 623.90m、2 626.00～2 627.40m、2 628.20～2 628.80m，总射孔厚度为4.6m/6层，射孔枪型弹型为102枪深穿透弹，孔密为16孔/m。

通过PT软件进行裂缝形态模拟，得到定点射开6层形成每一层的裂缝剖面（见图3），与模拟集中射开2 层（2 607.90～2 610.40m、2 623.00～2 628.80m）得到各层的裂缝形态（见图4）进行对比，具体裂缝参数对比见表1。

采用定点射孔方式得到的支撑缝高为56.6 m（2 582.7～2 639.3 m），重合的裂缝跨度为 2 614.6～2 618.1m，有效铺置了产层，提高了裂缝导流能力，而采用集中射孔方式得到的支撑缝高为80.3m（2 564.9～2 645.2m），裂缝上窜严重，对产层没有达到有效铺置，说明该井采用定点射孔方式在控缝高、实现产层有效铺置方面取得了成功。

图3 定点射孔 （6层）裂缝剖面模拟结果

图4 集中射孔 （2层）裂缝剖面模拟结果

表1 定点射孔与集中射孔得到的裂缝参数对比

由于部分储层砾岩含量高，岩芯观察夹层存在微裂缝，压裂液滤失较大，采用大排量压裂有利于携砂和充分造缝，因此设计排量6.0～6.5m3/min。为提高裂缝长期高导流能力，将平均砂比控制在30%左右。采用组合大粒径和中粒径陶粒加砂方式 （16/30目陶粒34m3，20/40 目陶粒 8m3），有效支撑裂缝，提高支撑裂缝导流能力。考虑到该井无有效隔层，天然裂缝发育，施工过程中配合使用上浮转向剂技术控制缝高扩展；全程伴注液氮降低滤失和提高返排速率。

2.3 现场实施

本次施工按照设计顺利完成，施工排量6.0～6.5 m3/min，累计泵入前置液 161.8m3，携砂液 203.5m3，顶替液14.7m3，平均砂比30%，最高砂比50%，破裂压力56MPa，施工压力50～68MPa。注入携砂液时，先泵入20/40目陶粒8m3，再泵入16/30目陶粒34m3，有效支撑全部压裂层段的同时重点支撑上部储层，施工曲线见图5。从施工曲线可见，储层破裂后，在注入前置液阶段，排量不变的情况下，施工压力缓慢上升，表明有效控制住了裂缝在高度上的扩展。

图5 LW井压裂施工曲线

2.4 效果评价

LW井压后初期自喷产液15.4 t/d，产油14.3 t/d，产气0.6×104m3/d，邻井采用常规压裂工艺的LX井初期自喷产液7.3 t/d，产油6.7 t/d。生产2月LW井累计产量403 t，远高于LX井的179 t，说明采用本方法进行改造取得了良好效果。

3 结论

a）压裂改造是薄互层投产的重要手段，提出定点射孔、压裂技术实现薄互层的充分改造。

b）导流能力是影响薄互层压裂效果的重要因素，通过室内实验分析得出在压裂施工中尽可能采用高砂比和组合粒径支撑剂以保持支撑裂缝长期导流能力较高。

c）现场应用表明本套综合工艺在薄互层改造的造长缝、控缝高等关键方面具有理想效果，与邻井相比增产改造效果显著，值得在类似储层中推广使用。

［1］杨 华，金贵孝.低渗透油气田研究与实践［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［2］闵 琪，金贵孝，荣春龙，等.低渗透油气田研究与实践［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［3］李道轩.薄互层低渗透油藏开发技术［M］.山东：中国石油大学出版社，2007.

［4］熊 健，王 婷，郭 平，等.考虑非达西效应的低渗气藏压裂井产能分析［J］.天然气与石油，2012，30（1）：64-66.

［5］雍学善，刘全新，卫平生，等.砂泥岩薄互层储层预测的难点与对策［J］.天然气工业，2005，25（增）：96-100.

［6］王宗六，孟祥和，杜宝坛，等.低渗多层薄油层压裂技术［J］.油气采收率技术，1999，6（2）：61-66.

［7］辛 军，郭建春，赵金洲，等.砂泥岩交互储层支撑剂导流能力实验及应用［J］.西南石油大学学报 （自然科学版），2010，32（3）：80-84.

［8］白雪静，春 兰，杨兆中，等.龙女寺构造须家河组低效气藏压裂改造技术［J］.天然气与石油，2011，29（4）：50-53.

［9］Wang Yanlou，Zhang Chuanxu.The Refined-Control Vertical Fracturing Technology for Thin and Low Permeability Inter beded Reservoir［C］.SPE131494，2010.

［10］SY/T 6302-2009，压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法［S］.