大型水力压裂技术在欧利坨油田的应用

张 军

（中国石油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）

欧利坨油田2000年投入开采，2002年开始注水，大部分油井由于自然产能低，需要进行压裂改造。根据前期改造情况分析，存在压后初期产量高，有效期短的问题，部分压裂井有效期小于60 d。在对欧利坨油田储层研究的基础上，我们实施了大型水力压裂改造技术，取得了较好的应用效果。

1 储层概况

欧利坨油田位于辽宁省台安县境内，构造上位于辽河盆地东部凹陷的中段。油层埋深2 200～2 640 m，储层岩性为砂砾岩—细砂岩，砂岩储层孔隙度平均为16.5%，渗透率平均为83.2 md，属于中低孔、中低渗储层。粘土矿物以伊蒙混层为主，相对含量为51.6%，其次为高岭石，平均相对含量为29.7%，伊利石、绿泥石相对含量较少，分别为9.5%和6.2%。由图像分析结果统计，本区S3砂岩储集岩，平均面孔率为 6.37%，平均孔隙直径 113.0 μm，平均孔面积为5 640.4 μm2，配位数0.48，平均喉道宽度17.9 μm，说明储层孔隙形态不规则、喉道具较大曲折度、连通性较差。本区原油性质较好，为稀油。原油密度为0.832 2～0.866 6 g/cm3，平均为0.845 7 g/cm3，地面原油粘度(50 ℃)平均为 8.22 mPa·s，凝固点平均为34 ℃，含蜡量平均为16.51%，胶质沥青含量平均为 14.26%【1,2】。

2 压裂液体系的优选

压裂液作为压裂改造的重要材料，其性能不仅直接影响水力压裂施工的成功率，而且对压后效果会产生很大的影响，大型水力压裂施工对压裂液性能的要求更加严格。

2.1 储层及压裂工艺对压裂液的要求

（1）大型水力压裂施工时间长，需要压裂液具有在高速剪切下保持良好的携砂能力；

（2）大量压裂液进入，使地层迅速冷却，后期进入的压裂液在短时间内破胶困难，因而选用中温+低温压裂液体系组合方式；

（3）粘土矿物以伊蒙混层为主，相对含量为51.6%，容易造成粘土膨胀，应注意防膨；

（4）原油含蜡和胶质沥青总量约 30%，压裂液应具有防乳破乳功能。

2.2 压裂液的综合性能

2.2.1 耐温抗剪切性能

压裂液在80 ℃下剪切140 min时的粘度为218 mPa·s，完全满足大型水力压裂施工长时间耐温耐剪切的要求（压裂液粘温曲线见图1）。

图1 压裂液粘温曲线Fig.1 Fracturing fluid viscosity-temperature curve

2.2.2 破胶性能

压裂液的破胶性能将直接影响压裂液的压后返排，是压裂液对储层造成伤害的重要因素。破胶剂的使用，有利于实现压裂液冻胶在短时间内破胶水化，加快返排速度。在满足压裂液携砂性能的同时，通过实施尾追破胶剂用量，使破胶时间缩短，破胶更彻底，有利于破胶液的快速返排，减小对储层的损害【3】（压裂液在50 ℃的破胶性能见表1）。

2.2.3 破胶性能

通过降低破胶液的表面张力和油水界面张力以及增大与岩石表面的接触角，来降低破胶液在地层流动中的毛管阻力。同时应当考虑由于乳化造成的堵塞对储层的伤害，因此评价压裂液的破乳性能也是非常重要的【4，5】。

测试了压裂破胶液的表面张力为25.78 mN/m，界面张力为0.86 mN/m。

2.2.4 配伍性能

该压裂液中各种添加剂配伍性能良好，无沉淀产生。

表1 压裂液的破胶性能（50 ℃）Table 1 Fracturing fluid gel breaking performance (50 ℃)

3 压裂设计优化研究

3.1 压裂方式的选择

大型水力压裂一般需要较大的施工排量，在压裂管柱配置上要求尽量简单，以减少管柱摩阻，一般采用套管注入的方式。由于考虑到本区待压裂井固井时水泥返高都没到地面，经过计算，套管抗内压达不到施工的要求，所以下封隔器保护上部套管，采用油管注入的方式。

3.2 泵注排量的优选

一般在井口限压允许的条件下，应尽可能提高施工排量，但由于增加排量裂缝垂向延伸将增加，所以应当通过裂缝模拟，确保提高排量时裂缝不过度垂向延伸。

应用三维裂缝延伸模型，模拟了不同排量下的缝长与缝高的关系（见图2），可见，排量7.0 m3/min超过以后，缝长的增长很小，缝高延伸加快。考虑到管柱摩阻及压裂液剪切等因素，确定施工排量在6.0 m3/min左右。

3.3 前置液量的优化

前置液用量考虑两个因素：一是对地层起到冷却的作用；二是保证施工的安全，避免出现砂堵。根据本区压裂液滤失情况，确定前置液用量体积分数为30%～40%之间。

图2 不同排量下缝长与缝高的变化Fig.2 Different emission slit length and slit high change

4 现场应用

截止 2011年底，欧利坨油田累计实施大型水力压裂5井次，其中2口井加砂规模达到100 m3，施工成功率 100%，普遍取得良好的压裂效果，压裂有效期明显增加，其中欧 31-25-33井有效期长达410 d，累计增油超过4 000 t，是同区块普通规模压裂井的4～5倍。

图3 不同滤失系数下前置液体积分数优化Fig.3 Preflush volume percentage of optimization under different filtration coefficient

欧31-25-33井大型水力压裂实例：

欧 31-25-33井是本区块的一口开发井，油藏厚度较大，周围无注水井，适合大规模压裂改造。压裂井段2 390.9～2 447.9 m，油藏中深2 419.4 m，射开37.8 m/7层，岩性为砂砾岩，设计加砂100 m3。

（1）测试压裂情况

测试压裂设计五级降排量方式，使用压裂液51.8 m3，并测压2 h。

解释的闭合应力为 41 MPa，近井筒摩阻 4.5 MPa，拟合后的地层渗透率为2.1×10-3μm2，综合滤失系数2×10-3m/min。根据测试压裂情况分析，静压力偏低，现场决定主压裂时提高施工排量，由设计的6.0 m3/min提高到6.2 m3/min，同时增加前置液用量20 m3。

（2）主压裂情况

主压裂施工中共加入0.425～0.85 mm的中密陶粒100 m3，在不同阶段使用中、低温两种压裂液，施工中排量6.2 m3/min，前置液220 m3，携砂液436 m3，顶替液 12 m3，平均砂比 22.9%，压力54-51-70-51-58 MPa。

（3）压后效果

本井压前日产油6 t，压后自喷生产，最高日产油35 t，自喷生产151 d，有效期410 d，累计增油4023 t，取得了理想的效果。

5 结论及认识

（1）欧利坨油田储层特征为中低孔、中低渗，自然产能低，压裂作为一项重要的增产措施，在区块开发中占有重要的地位。然而常规规模压裂存在有效期较短的问题，因此进行了大型水力压裂的研究。实践表明，大型水力压裂在欧利坨油田取得很好的应用效果，值得在本区推广。

（2）根据大型水力压裂施工工艺对压裂液的要求，以及粘土矿物、原油物性等特点，优化了适合欧利坨油田大型水力压裂的压裂液体系。现场应用表明，压裂液的耐温、耐剪切、破胶等性能完全满足本区大型水力压裂的要求。

（3）通过大型水力压裂优化设计的研究，对压裂方式、施工排量、前置液百分数等关键参数进行优化，保证了大型水力压裂的顺利实施。

（4）在欧利坨油田推广大型水力压裂的同时，还应注重压前储层综合评估研究，包括地应力方位、岩石力学参数、油藏综合评价等，提高大型水力压裂措施对整个区块的开发效果。

［1］ 白新宇．微生物与生物表活剂在辽河油田油井清防蜡中的应用研究[D].东营：中国石油大学（华东）硕士论文，2009．

［2］ 邵本东．微生物与生物表活剂在欧 31块油井清防蜡中的应用研究[D].大庆：大庆石油学院硕士论文，2009．

［3］ 张涛．潜山裂缝性变质岩储层大型水力压裂技术研究[D]. 大庆：大庆石油学院硕士论文，2008．

［4］ 刘圣战. 松辽盆地腰英台油田整体压裂方案研究及实施效果评价[D]. 东营：中国石油大学（华东）硕士论文，2007．

［5］ 谢佃和,蒋红玲,樊时华. 生物酶技术在的鄯善油田应用[J]. 新疆石油天然气，2007(3):44-47.