大港油田小10-16区块压裂技术研究与应用

赵广天，付大其，宋友贵，王 岚，杨卫华，杨 涛

（1.中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津大港 300280；2.中国石油大港油田公司石油工程研究院）

大港油田小10-16区块压裂技术研究与应用

赵广天1，付大其2，宋友贵1，王 岚1，杨卫华1，杨 涛1

（1.中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津大港 300280；2.中国石油大港油田公司石油工程研究院）

小10-16区块主要开采层位枣Ⅳ、枣Ⅴ属于低孔低渗油藏，储层物性较差，若直接投产则产量较低，与地质配产有一定的差距，必须通过压裂改造措施来实现高效经济开发的目的。但这些储层存在井深、温度高、压裂井段长、储层水敏性强等特点，给压裂工艺提出了新的挑战。为确保压裂井的有效改造及实施效果，优化了压裂工艺、压裂液体系，采取液氮助排、压采联作一次管柱等技术，实现了储层多层改造一次性投产，共投产的22口井初期平均日产液24.9 m3，日产油20.4 t，取得了良好增产效果。

大港油田；低渗油藏；压裂技术；小10-16区块

1 区块概况

1.1 油藏特征

大港油田小10-16断块位于河北省沧县刘家庙乡，南邻官161和官162断块，北部为官39断块，处在孔东构造和小集构造转换带上，叠合含油面积3.2 km2，合计地质储量820.80×104t。小10-16区块储层埋深3 400～3 700 m，物性为低孔、低渗，客观上存在压裂改造、改善油层物性、提高地层渗流能力的需要，见表1。

表1 小10-16区块储层物性统计

1.2 储层温度和压力

小10-16断块储层温度为在130℃ ，温度梯度为3.07～3.11℃／100 m，压力系数1.07～1.16，属正常温压系统。

1.3 储层流体性质

枣Ⅳ油组：原油密度0.883 6 g／cm3，原油黏度56.19 MPa·s，含蜡21.86%，胶质沥青25.77%，凝固点39.75°。

枣Ⅴ油组：原油密度0.879 2 g／cm3，原油黏度54.91 mPa·s，含蜡20.5%，胶质沥青25.68%，凝固点36℃。枣Ⅴ和枣Ⅳ原油物性相似，储层流体性质属于中质中黏高黏原油。

2 工艺优化研究［1-6］

2.1 优选压裂工艺，实现目标层段的有效改造

枣Ⅳ、Ⅴ油组的油层厚度100～150 m，油层跨度达200～400 m，造成下部油层与上部油层的破裂压力相差较大，将达5～10 MPa；另一方面，由于各小层间物性差异较大，非均质性较强，同一压力系统下，难以实现所有油层的改造动用。因此根据压裂井段长，油层跨度大，层多且薄，非均质性较强的特点，采用分层压裂工艺，保证所有目的层都能得到有效改造和动用。

2.2 压裂液体系优选

从储层岩性特征分析来看（表2），沙泥岩交互明显，枣Ⅳ油组尤为明显，泥质含量达7%～8%，黏土矿物以伊／蒙混层、高岭石为主，其中，伊／蒙混层平均含量为74.6%，从本区块储层敏感性实验结果看，储层水敏性为中强特征。为此需要合理优化改造工艺，强化油层配伍性措施和技术手段。

从压裂液性能指标对比来看（表3），无残渣和超级胍胶压裂液体系均好于普通胍胶压裂液体系。但由于无残渣压裂液费用高且不适用于高温地层，因此该区块优选超级胍胶压裂液体系。

2.3 采用液氮助排、压采联作技术，实现快速投产

压后及时排液，强制裂缝闭合。应用微胶囊延迟破胶剂，施工时尽可能拌注液氮，增能助排，加强分流和降滤作用，自喷排液，施工后依据压力控制油嘴，防止支撑剂回流，促使压裂液快速、彻底破胶，及时返排。应用压采联作技术，可以节省一次起下管柱施工，可提前投产1～2天。

表2 小10-16区块储层敏感性实验结果

2.4 支撑剂选择

为获得高的裂缝导流能力，保证压后长期、稳定的增产效果，选用中-高强度陶粒砂做为压裂支撑剂。考虑到油层井段跨度大，油层多且薄，形成的缝较窄，易造成加砂困难，因此借鉴前期施工成功经验，采用0.400～0.700 mm 和0.425～0.850 mm支撑剂粒径组合，降低施工风险，提高改造规模和改造程度，达到增大处理层泄油面积的目的（图1）。

表3 压裂液性能指标对比

图1 中密度支撑剂导流能力对比曲线

2.5 在既定井网的情况下优化油层改造缝网

小10-16区块是近年来油田内发现储量较大的低渗区块，地质开发部署要求同期注水和油层改造，提高单井产量。国内外低渗油田“注水＋油层改造”开发经验证实：合理的注采井网和油层有效的改造动用是提高采油速度、采出程度的基础。为此，如何优化注采井网或如何在即定井网上优化改造规模、是延长低含水采油期、提高采收率的关键；根据井段长度、层间差异，如何优选改造工艺，是实现全部潜力油层有效动用的前提。

小10-16区块通过裂缝方位测试结果显示（表4），裂缝方向为北东走向。

通过整体压裂软件，合理优化缝长、穿透比，结果表明（图2，图3），在裂缝有利位置上，优化穿透比为0.40～0.45，不利位置上穿透比为0.25～0.30。

表4 小10-16区块裂缝方位测试结果

图2 压裂裂缝方位不利

图3 压裂裂缝方位有利

3 实施效果

（1）应用分层压裂工艺，保证了储层的有效改造和动用。从小9-38井井温曲线的变化和产出剖面的解释结果可知：主要形成三条裂缝：第一条以131层为主；第二条142层～152层；第三条154～160层。159层和160层虽然未产液，但从井温曲线的变化可知已被压开，改造率90%以上。因此，应用分层压裂工艺能够适应长井段多层改造的需要，达到了改造油层的目的。

（2）采取压裂投产，实现了区块的高效开发。实施的压裂井初期平均产能达到20.4 t，增产2倍以上，保证了该区块的整体开发效果，实现了经济、高效开发的目的（表5）。

表5 小10-16区块压裂投产情况

4 结论及建议

（1）对于大港油田小10-16的低孔低渗区块，实施先期压裂措施，可以保证区块的高效开发。

（2）应用分层压裂改造工艺，可以实现对长井段多层改造一次投产的目的。

（3）采用超级胍胶压裂液体系、液氮助排、压采联作等低伤害改造技术，提高了压裂液的返排率，减轻了对储层的伤害。

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As the main producing layers of small 10-16 block，Zao IV and Zao V，belong to low porosity and low permeability reservoir，with poor physical properties.If directly put into production，there must be a certain gap between geological proration.Therefore，fracturing stimulation should be carried out to achieve the purpose of efficient economic development.However，the reservoirs have the characteristics of deep depth，high temperature，long fracturing well section and strong water sensitivity，which brings new challenges for fracturing technology.In order to ensure effective fracturing stimulation，fracturing technology and fracturing fluid system should be optimized；the liquid nitrogen cleanup technology and pressure mining group as a string technology

91 Research and application of fracturing technology in small 10-16 block of Dagang oilfield

Zhao Guangtian et al（Production Engineering Research Institute of Dagang Oilfield Comopany，PetroChina，Dagang，Tianjin 300280）

TE357

A

1673-8217（2012）06-0091-03

2012-05-30

赵广天，工程师，1985年生，2008年毕业于长江大学，现从事油田开发方面的研究工作。

李金华