大港南部难采油田整体压裂技术研究与应用

2013-12-23付大其程运甫郝桂宪

天然气与石油 2013年1期

付大其程运甫郝桂宪石瑾

中国石油大港油田石油工程研究院，天津 300280

0 前言

大港南部难采油田Y21 区块储层具有物性差、泥岩含量高、自然产能低等特点，需要通过压裂改造才能获得工业油流。针对该类储层，为提高储层改造规模和施工成功率，开展了整体压裂技术研究。油藏整体压裂的工作对象（工作单元）是从全油藏出发，将压裂缝长、缝宽、导流能力与一定延伸方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和注采井网之中，然后反馈到油藏工程和油田开发方案中，从而优化井网、井距、井数及布井方位，以取得较好的开发效果和经济效益［1］。从该意义上来讲，水力压裂已从单纯提高单井产量的战术手段，发展成为经济有效地开采低渗透油藏不可或缺的战略措施。制定低渗透油藏整体压裂方案不仅是编制采油工程方案的需要［2-3］，也是油田开发（或开发调整）方案的重要组成部分［4-5］。

1 整体压裂改造方案优化

Y21 区块储层具有物性差、泥岩含量高、自然产能低等特点，需要压裂才能投产，生产后产量递减很快。提高单井产能，减缓油井产量的自然递减速率，切实有效的方法是压裂注水开发。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。通过对单井产能历史拟合调整，以整体压裂注水开发的采收率为主要目标，确定该油藏实施压裂注水开发的压裂裂缝参数［6-7］。裂缝半径对油井日产油量和累计产油量的影响见图1，裂缝半径对油井含水率的影响见图2。

从图1 可看出，随着裂缝半径的增加，油井的日产油量、累计产油量逐渐增加。从图2 可知，随着裂缝半径增加，见水时间变早，含水上升快，这是因为在生产初期，油井产量主要受井底附近地层的渗流条件所控制，生产一段时间后，油井产量同时受裂缝和注水井等影响，产量增加幅度变小。综合考虑，取裂缝半径90～95 m 为最佳。

图1 裂缝半径对油井日产油量和累计产油量的影响

图2 裂缝半径对油井含水率的影响

图3 为含水90%的年平均采油程度与裂缝穿透比关系。从油田压裂成本的回收时间来考虑，应保持油田一定的采油速度。要获得较高的采油速度，必须达到一定的压裂规模。分析图3 穿透比为0.4 时出现明显拐点，导流能力由25 μm2·cm 增加到70 μm2·cm，采出程度变化不大，对于该区块的低渗透油田，导流能力不是影响油井产量的主要因素。因此综合考虑裂缝导流能力取25μm2·cm，裂缝穿透比取0.4 左右。

图3 含水90%时采出程度与裂缝穿透比关系曲线

2 压裂材料的评价优选

2.1 压裂液体系优选

根据Y21 区块的储层特征、流体性质和整体压裂技术要求，采用胍胶压裂液体系，性能要求如下：体系必须为中高温配方，耐温120 ℃以上；液体造缝性能良好，基液黏度大于60 mPa·s；交联后冻胶具有良好的抗温、抗剪切性能，能适应长时间（120 min）高砂比、大粒径支撑剂压裂施工的要求，120 ℃、170 s-1条件下剪切120 min压裂液体系黏度不低于100 mPa·s；储层低孔、低渗，要求压裂液体系低伤害、易返排，常温破胶液表面张力低于30 mN/m；原油胶质、沥青质质量分数高，压裂工作液体与原油配伍性差，容易形成高黏W/O 型乳状液导致乳化堵塞，需优选破乳助排剂。

通过单剂优选、配方体系性能评价，选出1 套低伤害配方体系：0.5%HPG+1%KCl+0.25%ZCY-15+1.0%DGZCY-07+0.06%DG-ZCY-11+1%ZCY-02+0.04%ZCY-04。

2.2 支撑剂优选

实验采用铺砂浓度为10 kg/m2的16/30 目和20/40目组合陶粒进行导流能力测试。测试结果表明，在闭合压力较小时组合粒径支撑剂导流能力明显高于20/40 目支撑剂导流能力；当中粒径组分比例增加到一定值以后，导流能力有一定程度的降低；大粒径支撑剂和小粒径的导流能力差距逐渐缩小，但在一定闭合压力下组合粒径支撑剂仍然大于中等粒径支撑剂导的导流能力。

在同等铺砂浓度下，组合粒径支撑剂能够提供高于普通中等粒径支撑剂的导流能力，与单一大粒径支撑剂导流能力相差极小，施工过程中易进一步提高砂比。并且组合粒径支撑剂有利于优化铺砂剖面，能提供裂缝最佳导流能力。

3 水力裂缝测试诊断和压裂后评价

水力裂缝测试诊断旨在使用多种测试技术确认方案实施后，实际产生的裂缝几何尺寸、导流能力和裂缝延伸方位与设计方案的符合程度。目的是评价压裂效益，为完善方案设计提供依据。需要注意的是，裂缝测试诊断技术虽有多种，但没有一个是被公认为最准确可靠的技术。因此，需在同一井层上，为同一目的进行不同方法的测试，经比较分析，确认其一致性与可信度。通过对Y24-36 和Y22-34L 井的压裂前后井温测试表明，储层所有射开井段全部压开，优选的压裂工艺满足区块开发的需要。

由于使用了16/30 目大陶粒，并将加砂强度提高到2.0 m3/m 以上，有效地提高了裂缝导流能力。特别是Y20-40 和Y20-38 井通过采用大陶粒和组合陶粒压裂工艺及性能良好的压裂液体系，在未使用粉砂降滤的情况下成功地进行了压裂施工，进一步提高了裂缝导流能力，减小了对地层的伤害，这2 口井的平均压裂后产量达到了37 t/d，增产效果显著。

另外，Y21 区块储层岩石表现为弱-中等偏弱水敏、地层温度120 ℃，采用推荐的胍胶压裂液体系可满足加砂要求，但胍胶浓度应根据实际井的渗透性和加砂规模进行微调。Y21 区块存在一定的支撑剂嵌入，采用大粒径或组合粒径支撑剂可有效提高裂缝导流能力。为提高该区块压裂效果，应采取不加粉砂降滤剂、在前置液之前加降黏液、强化压裂后返排等技术措施。