两井地区超低渗透油田整体压裂技术研究

龙增伟

(中国石油吉林油田公司采油工艺研究院，吉林松原 138000)

两井油田油藏埋藏深度为1737～1844m，主力油层为扶余油层，储层岩性主要为粗粉砂岩。储层孔隙度平均为10.58%(923块样品统计)，渗透率平均为0.4597mD，是典型的超低渗透油田［1，2］。如何立足现有井网充分发挥储层整体压裂改造的作用，建立适合此类储层的小单元整体压裂改造模式，是两井油田此类难采储量能否有效动用的关键。

针对两井油田的储层特点，开展了超低渗透储层水力裂缝扩展规律研究，并进行了有效导流、有效穿透和低伤害压裂液体系的试验［3～7］，取得了较好的效果，为建立有效的注采驱动压力体系奠定了基础，为难采储量的有效动用提供了技术支撑。

1 制约有效驱替的压裂问题分析

1.1 有效导流方面

两井地区储层多数是有泥岩隔层或夹层的20m以上的厚层砂岩，应力研究发现，目的层与隔层应力差值及裂缝扩展所需净压力基本相当。主力层段经压裂改造后能否被有效支撑是实现裂缝有效导流的关键。

常规全部射开井段的射孔方式及大排量压裂施工易造成裂缝纵向失控，导致水力裂缝支撑剖面下移、上部主力油层不被支撑，以及平面裂缝穿透比降低的问题。因此，提高厚层水力裂缝的有效支撑是建立有效注采驱动压力体系的关键因素之一。

1.2 有效穿透方面

由于超低渗透储层渗透性极差，压裂改造中支撑裂缝的长度对储层有效改造尤为重要。

两井油田目前开发特点表明:受超低渗透率和启动压力的制约，常规储层水力裂缝匹配关系不能满足超低渗透储层有效穿透的要求，没有建立有效的注采驱动压力体系。因此，基于不同断块井网类型，开展井网与裂缝方位、有效缝长与井距的匹配关系研究，对超低渗透油田的有效开发具有指导意义［8，9］。

1.3 低伤害压裂液方面

由11－7－7井泉四段岩心全岩及黏土X射线衍射定量分析结果表明，储层矿物组成以石英和长石为主，黏土矿物含量较高。黏土矿物中不含纯蒙皂石，但伊/蒙混层含量较高，混层比为30%。

两井地区特有的低孔、超低渗透储层的孔喉结构 (孔喉中值半径为0.16μm)，以及中等偏强水敏、中等偏强速敏、强酸敏、弱碱敏的敏感性特征［10～13］，导致对常规的羟丙基瓜尔胶 (简称瓜尔胶)压裂液不适应，非达西渗流特征明显，裂缝导流能力差，水锁伤害大，液体返排困难，具体表现如下。

1.3.1 压裂液滤液伤害储层

(1)表现在对毛细管力的影响，易产生水锁现象，增大液体的排驱压力，液体渗透率降低，返排能力降低。

(2)表现在储层存在水敏性，由于压裂液与地层水不配伍，导致黏土矿物水化膨胀和颗粒运移，使原本细小的喉道变得更狭窄，加剧水锁效应。

1.3.2 压裂液滤饼对储层的影响

在施工泵注过程中，压裂液在裂缝壁面存在一定厚度的滤饼，有利于造缝及后期的平稳携砂，但影响生产过程中流体的渗透。

由于瓜尔胶压裂液残渣、残胶通常会降低支撑裂缝的渗透率，阻碍流体由基质流向裂缝再到井筒。压裂液用量越多，对导流能力的伤害也越大。实验室测试表明，瓜尔胶含量由0.4%增加到0.5%，裂缝导流能力可下降11.3%。因此，针对两井油田泉四段超低渗透储层改造、压裂液优化研究的方向，应该研制低残渣、低表面张力、低界面张力及高防膨效果的压裂液。

2 整体压裂技术研究

2.1 两井地区有效穿透研究

在深化对两井地区天然裂缝与人工裂缝方位认识的基础上，结合井网情况，以注水井为中心，进行超低渗透储层油水井整体压裂改造设计研究。针对低渗透非达西流特征，基于水力裂缝模拟及动态评价认识，开展裂缝规模与油藏间的匹配模拟与试验对比研究［14］。

针对不受水层及油水边界限制的储层，通过有针对性地开展超低渗透非达西流增加裂缝穿透比试验，在两井地区23口井56层中有34层裂缝穿透比以往增加5%～7%，加砂强度 (按砂岩厚度)达到2.9～3.2m3/m以上，比两年前增加了0.6～0.7m3/m。

研究认为，现有的反九点井网，在有利裂缝方位条件下，优化的有效穿透比比常规做法增加6% ～8%(图1)。在图1中的支撑缝长 (简称半缝长)Lf为160～180m、裂缝穿透比为32% ～39%的条件下，相对于半缝长为120～140m、裂缝穿透比为26%～30%的裂缝规模;在此情况下，投产150天可获得稳产提高1.5m3/d。

通过对裂缝规模和施工参数的优化率 (表1)，试验区块的日产液量和日产油量都逐年增加，含水率下降，取得了较好的产量效果 (表2)。

图1 两井地区支撑缝长Lf对压后产量的影响图Fig.1 Impact on after－frac production by fracture length in Liangjing area

表1 两井地区3年压裂参数情况对比表Table 1 Fracture parameters comparison in Liangjing area during 3 years

表2 两井地区3年整体产量对比表Table 2 Overall production comparison in Liangjing area during 3 years

以26区块角井为例。由于角井与水井位于一条线上，且裂缝方位趋于一致，因此裂缝导流能力对其产量的影响次于支撑缝长。模拟储层渗透率为0.7mD，裂缝导流能力为28D·cm，在不考虑启动压力条件下，优选裂缝穿透比为32%，优选半缝长为140～150m;在考虑启动压力条件下，试验加大裂缝穿透比，优选裂缝穿透比为39%，优选半缝长为170～180m。

以现场试验井为例:在450m×120m井网内，在试验井 (井1)增加30m半缝长条件下，对半缝长为120m的对比井 (井2)进行增加裂缝穿透比试验。井1在以增加裂缝穿透比6%的技术条件下，较井2获得较高的平面穿透能力，实现较好的注采关系，见到较高的初产和增产幅度 (表3)。

表3 压裂规模试验情况对比表Table 3 Production comparison between different fracture scales

2.2 提高有效裂缝导流能力配套技术研究

两井地区已动用储层特点为层多、厚度大、低杨氏模量 (12780MPa)，针对此类塑性特征明显、较软纯砂岩地层，为了实现纵向上的有效支撑，必须考虑射孔方式及多层改造工艺参数优化的问题。

2.2.1 净压力研究

通过区块小型测试压裂研究，主压裂井底闭合压力为22.2MPa，施工中裂缝内净压力为3.8MPa。小型测试阶段可建立1.37MPa净压力。

2.2.2 应力剖面研究

利用全波列测井数据，建立了两井地区地应力拟合关系式，进行厚层岩石力学研究，分析储层纵向应力分布的情况。

研究表明，砂泥岩应力差值仅为2～4MPa，与主压裂时净压力相当，裂缝纵向易延伸。通过应力剖面研究，在非均质厚层段内找到应力相对高的储层作为隔层，确定两井地区厚层段内实施分层改造的应力基础，使上部主力层得到有效支撑。

2.2.3 优化射孔研究

两井地区目的层厚度大，平均厚度为20m，按照常规射孔方式全部射开，则影响水力裂缝长度，导致泄油半径小，并造成裂缝纵向过度扩展，因此采取厚层避射技术。即以应力剖面为基础，射开含油性好的部位，尽量避射中部和下部储层，射孔井段厚度满足施工排量下限要求，并使上部含油性好的层段得到有效支撑。通过优化射孔比例，最大限度阻止支撑剂沉积在泥岩段，试验井19个目的层的平均测井解释厚度为15.4m，平均射开厚度为8.2m，平均避射厚度为7.2m，避射厚度比例达50%～63%，累计节约射孔费用约为48.8万元。

从选取的试验井和可对比井的物性、长期效果及单井生产能力来看，有针对性地采取厚层避射技术，不但没有影响初产产能，而且对稳产效果也很明显 (表4)。

表4 不同射孔方式产量对比表Table 4 Production comparison between different types of perforation in Liangjing area

2.2.4 施工参数与裂缝高度关系研究

通过应力剖面与净压力分析，开展了裂缝高度的测试研究。两井地区低杨氏模量储层可以通过施工排量、压裂液黏度优化和有效施工工艺保障裂缝纵向上有效延伸。

压裂工艺研究经历了多个阶段的技术摸索与尝试，从初期尝试性的全射开井段的笼统改造，到实施暂堵剂细分层改造，再到工具分隔与多步前置液排量分层改造，并配合分步提前置液排量(固井质量是前提)，到目前避射井段达到测井解释井段的50%情况下在低排量2.5～2.8m3/min施工的压裂工艺。

现场实践证明，优选射孔井段、选择合理的排量下限，并结合低浓度压裂液的集成工艺压裂效果较好，裂缝缝高是砂体厚度的1.2～1.8倍，可以达到控制两井地区20m厚层水力裂缝纵向过度延伸的目的。

2.2.5 压后裂缝导流能力变化规律研究

为了准确认识现今工艺条件下的裂缝导流能力现状和提升方向与空间，开展了低杨氏模量、塑性地层压后裂缝导流能力变化规律，以及压后排液投产时机选择对提高超低渗油藏产能影响的研究。投产后对代表井的产量动态进行跟踪，发现压后0～20天产量下降速度最快，30天后趋缓，最后表现为接近恒定。裂缝导流能力越高，产量越高，但增加的幅度减少 (图2)。

在测试生产期间不同时期的裂缝导流能力，即在裂缝导流能力恒定下，与其在不同下降速度情况下，产量的对比结果如图2、图3所示。

2.3 两井地区低伤害压裂液体系研究

为降低压裂液对超低渗透储层的伤害，开展了5种压裂液储层伤害试验及综合性能评价(表5)。

图2 不同裂缝导流能力下产量动态图Fig.2 Output changing with different Flow capacity

图3 裂缝导流能力随时间下降趋势图Fig.3 Flow capacity decline with time

从表5可以看出，缔合压裂液综合性能 (除清洁压裂液外)较其他3种压裂液体系优势体现在:对储层基质动态伤害低、高防膨率、低表面张力、低界面张力、低残渣，能够满足施工携砂需求。

现场开展了2口井缔合压裂液试验，试验井压后返排率较对比井提高13.9%，在投产5个月内，产量均高于对比井，投产150天平均日产液增加2t，平均日产油增加1.3t，试验效果较好。

表5 5种压裂液伤害试验及综合性能评价表Table 5 Damage evaluation and comprehensive performance of five types of fracturing fluid

3 结论与认识

(1)由于超低渗透储层水力裂缝在平面上的有效穿透受非达西流及启动压力的影响，在特定井网条件下适当提高裂缝穿透比能够提高产能，但仍需考虑局部的水力裂缝方位的特殊性。

(2)基于油藏及储层应力剖面的认识，集成应用低伤害压裂液、优化射孔方式与压裂参数一体化技术，能够实现超低渗透厚层的有效改造。

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