区块整体压裂改造技术先导性试验

刘 宁 宁晓颖 郝桂宪 付大其 张润泽

中国石油大港油田石油工程研究院，天津 300280

0 前言

滨深8区块含有储集层为沙二段 （滨Ⅲ+滨Ⅳ），该层位为干旱气候条件下的沉积，蒸发量大，因此地层水矿化度高，灰色、深灰色泥岩与厚度较薄的砂岩互层。针对滨深8区块储层特征，从工艺、液体体系等方面进行了有针对性的优化，应用压裂软件开展了裂缝穿透比、导流能力、岩石力学及地应力测试分析，同时采用微地震裂缝方位监测技术，为多层裂缝几何尺寸的数值模拟、压裂裂缝参数和工艺参数的优化、注采井网的匹配关系提供科学准确的依据，形成了成功的低渗透油藏整体压裂模式。采用常规井一趟管柱封隔器分层压裂、水平井套管固井滑套分段压裂工艺技术，应用防水锁低伤害压裂液体系，取得了较好的改造效果，提高了压裂目的层改造有效率。

1 滨深8区块储层特征

1.1 岩性特征

区域研究表明，在歧口凹陷沉积体系中，沉积物来自于西部的沧县隆起和南部的埕宁隆起两大盆外物源区（远端物源），而歧北斜坡主要物源是孔店凸起和港西凸起两个盆内物源区（近端物源），受不同物源及沉积古背景影响，形成多种类型的沉积砂体，有河道砂、滩坝沙和浊积砂体等类型，歧北斜坡沙二、三段主要是河道砂和滩坝沙。滨深8区块含有储集层为沙二段（滨Ⅲ+滨Ⅳ），该层位为干旱气候条件下的沉积，蒸发量大，导致地层水矿化度高，灰色、深灰色泥岩与厚度较薄的砂岩互层。

1.2 物性特征

根据该区岩心物性资料分析统计，各主要含油层组物性为：滨Ⅲ孔隙度范围为5.9%～18.6%，平均孔隙度为10.03%，渗透率范围为0.18～34.1mD，平均渗透率为8.69mD；滨Ⅳ孔隙度范围为2.7%～16.5%，平均孔隙度为11.4%，渗透率范围为0.06～0.72mD，平均渗透率为0.26mD。可见该区含油储集层属低孔、低渗、特低渗型。

1.3 储层敏感性

借鉴邻井滨深6井水敏实验可知，水敏指数0.913 6，说明地层存在极强水敏，水敏曲线见图1。

1.4 流体性质

1.4.1 地面原油性质

统计分析滨深8区块新井的试油、试采资料，沙二油组的平均原油密度0.8 522 g/cm3（20℃），原油黏度10.9mPa·s（50℃），凝固点 27℃，含蜡 13.6%，胶质沥青17.3%。

图1 滨深6井22号岩心水敏曲线

1.4.2 地层水性质

滨深8区块井沙三油组化验地层水为NaHCO3水型，矿化度为17 712mg/L。沙二油组试油资料中没有水分析资料，借用邻块周G1断块房2井水分析资料，地层水为 NaHCO3，总矿化度为 10 573mg/L，Cl-为4 254mg/L。

1.5 温度、压力系统

根据滨深8区块测试资料可知，沙二油组温度113～140℃，压力系数1.30～1.32，目的层地层压力偏高。

1.6 试油情况

从滨深8区块5口常规井试油情况可以看出，油井基本无自然产能，其中最高试油产量为测液面求产出油0.45m3，说明该区块地层与井筒没有形成良好的油流通道，近井地带受污染，需经压裂改造才能投产。

2 整体压裂方案优化

整体压裂技术是低渗透油藏开发的重要技术手段［1］，它以整个油藏为研究对象，将采油工程的水力压裂技术与油藏工程的数值模拟技术相结合，通过油藏整体压裂数值模拟，预测整体压裂开发的生产指标，确定最佳的裂缝穿透比和裂缝导流能力，为单井压裂优化设计提供依据［2］。

2.1 压裂裂缝参数优化

滨深8区块储层渗透率较低，油井自然产能低，需要压裂才能投产，生产后产量递减很快。为提高单井产能，减缓油井产量的自然递减速率，采用压裂注水开发是切实有效的方法［3］。为此，采用整体压裂优化设计软件，进行了整体压裂方案的优化设计。在对单井产能历史拟合调整并确认油藏的基本物性参数的基础上，以整体压裂注水开发的采收率为主要目标，确定滨深8区块在压裂裂缝方位有利时，裂缝穿透比控制在0.45左右；当压裂裂缝方位不利时，裂缝穿透比控制在0.25～0.3之间。

2.2 支撑缝长优化

依据滨深8区块地质方案最大主应力对应关系，应力方向为北偏东70°，为了形成较好的注采井网系统，根据裂缝是否处于有利方位，对支撑缝长进行了模拟优化，其中5口常规井裂缝均处于有利方位，优化其支撑缝长为85～120m；水平井共5条裂缝，3条裂缝处于有利方位，支撑缝长为110～120m，2条裂缝处于不利方位，支撑缝长为80m。

3 压裂工艺优化

3.1 压裂工艺及配套管柱优化

根据滨深8区块常规井井段长（最长井段84m）、层多 （最大层数12层）、非均质性强等特点，通过XMAC测井数据，应用全三维压裂软件开展岩石力学和地应力测试分析，为多层裂缝几何尺寸的数值模拟提供依据，优选出适合于滨深8区块的多层压裂工艺及配套管柱。其中常规井采用Y341封隔器分层压裂工艺技术，依据具体井况分压2～3段，使压裂目的层改造的针对性更强，提高储层动用程度。滨16-86H水平井优选了套管固井+滑套分段压裂工艺技术［4］，对水平段分5段进行压裂改造。

3.2 压裂液体系的优化

针对滨深8区块储层井深、低孔、特低渗、温度高、敏感性强等特点，通过钻井取心，室内进行了压裂液配伍性等相关实验，优选出与该区块储层配伍性较好的低伤害压裂液体系［5］。

3.2.1 压裂液损害实验

针对储层敏感性强、入井液体易对地层造成伤害等问题，室内进行了压裂液损害实验，实验结果见表1。从表1可看出，压裂液对岩心损害率为21.8%，低于行业标准，说明优选出的压裂液具备低伤害的特点。

表1 压裂液损害实验评价结果

3.2.2 压裂液黏温性能实验

针对压裂目的层井深、温度高等特点，室内进行了压裂液黏温性能实验，实验结果见图2。从图2可看出，优选的压裂液体系，在140℃实验温度下，经过170 s-1、120min剪切，压裂液黏度≥100mPa·s，说明该体系具备耐温、耐剪切的特点。

图2 140℃压裂液黏温曲线

3.2.3 破胶水化液性能实验

针对储层低孔、低渗、特低渗、易产生水锁伤害等特点，室内进行了压裂液破胶实验，压裂液破胶彻底，破胶液黏度仅为1.85mPa·s，表面张力低，表明优选出的压裂液体系具有低残渣、易返排的特点［6］。

3.2.4 防膨性能实验

储层黏土含量较高，黏土易发生膨胀并堵塞流体流动通道，降低通道导流能力。针对该问题，室内通过岩屑防膨实验，优选出最佳复合防膨配比1.5%防膨剂+1%KCl，防膨率达到91.47%。

3.2.5 压裂液滤失性能实验

对优选的压裂液体系进行了室内滤失实验，结果见表2。从表2可看出，该压裂液体系滤失系数小，满足高温深井压裂改造的需要。

表2 压裂液静态滤失系数实验结果

3.3 岩石力学参数计算及工艺参数优化

依据滨深8区块储层物性特征和测井数据，对岩石力学参数和压裂工艺参数进行了针对性的优化设计，进一步提高了设计参数的科学性。

依据压裂目的层XMAC测井数据，采用全三维压裂设计软件，计算出压裂目的层岩石力学参数，油层杨氏模量为2.3×104MPa，应力63MPa；隔层杨氏模量为2.6×104MPa，应力69MPa，为压裂工艺设计提供可靠依据。计算结果见图3。

4 现场实施情况

图3 岩石力学参数计算结果

在滨深8区块共压裂6口井，其中4口直井、1口大斜度井、1口水平井，平均单井加砂量76.55m3，最大单井加砂量达到128.8m3，水平井实现了5段压裂，加砂量达到123.8m3，施工成功率100%。目前6口井仍是3mm油嘴自喷，累计日产液134 m3，日产油34.1 t，日产气6839m3。截止目前，累计产油1370.8 t，累计产气122 945m3，均取得了良好的改造效果，达到了区块整体投入开发的目的。

5 结论

针对滨深8区块储层特征及改造难点，从工艺、液体体系等方面进行了有针对性的优化，通过现场应用，取得了较好的改造效果，得到以下结论：

a）应用防水锁低伤害压裂液体系，降低了压裂液对地层的伤害，满足了滨深8区块油层的改造需要。

b）借鉴XMAC测井数据，确定了开发试验区块的储层特征及应力方向，应用压裂软件开展了裂缝穿透比、导流能力、岩石力学及地应力测试分析，同时采用微地震裂缝方位监测技术，为多层裂缝几何尺寸的数值模拟、压裂裂缝参数和工艺参数的优化、注采井网的匹配关系提供科学准确的依据，形成了成功的低渗透油藏整体压裂模式。

c）采用常规井一趟管柱封隔器分层压裂、水平井套管固井滑套分段压裂工艺技术，提高了对压裂目的层改造的有效率。

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