新疆油田车67区块注水井降压增注工艺优化设计

邓庄，杨兆中，梁爱国，姚团军，何睿，黄玲

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依834000）

新疆油田车67区块注水井降压增注工艺优化设计

邓庄1，杨兆中1，梁爱国2，姚团军2，何睿1，黄玲2

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依834000）

车67区块于2002年注水开发至今，注水井堵塞严重，日注水量低于配注量，且注水压力高，需进行降压增注。在对该区块进行注水现状分析、注水井伤害机理分析和以往改造措施分析的基础上，提出了交联酸加砂压裂工艺技术，优选了配套的工作液体系及支撑剂，并进行工艺参数优化设计。研究认为，注水井堵塞的主要原因是注入水结垢与固相颗粒超标，在多重介质—复杂岩性储层改造中，交联酸加砂压裂工艺与常规水基压裂工艺相比优势明显。

新疆油田；优化设计；交联酸；压裂液；支撑剂

车67区块注水开发至今，注水井堵塞严重，前期针对区块内3口注水井的多次酸化解堵效果不佳。采用一般的水力加砂压裂技术，仅能造一条裂缝，而裂缝周围的堵塞物（如碳酸钙垢、注入水中的固相颗粒等）得不到解除。与常规压裂液相比，在多重介质—复杂岩性储层改造中，交联酸压裂液具有较大潜力。通过增注工艺比选、室内试验等手段，优选出了一套有较好耐温抗剪切性、携砂性，具有低滤失、易返排等特点的交联酸压裂液体系。优选了相配套的支撑剂材料，进行了工艺参数优化设计，为现场施工提供了参考。

1 储层损害机理分析

1）根据黏土矿物分析[1-2]及敏感性实验结果，车67区块储层水敏感性中等，伤害率平均54.25%；流速敏感性中等偏弱，渗透率损失率平均45.85%，临界流速1～1.5 mL/min；储层盐度敏感性中等，上临界盐度13 000 mg/L，下临界盐度约为6 297 mg/L；储层体积流量敏感性弱—中等，渗透率损失率平均19.5%。

2）车67区块在钻井中采用的水基泥浆体系对储层伤害比较大，平均伤害达76.9%；而所用的压裂液的平均伤害率为30.1%。

3）车67区块的注入水悬浮固相颗粒含量超标较严重，进入地层将严重堵塞水的渗流通道，可能是造成注水井区注水量迅速减少、注水压力高的重要因素之一[3]；平均腐蚀率和溶解氧严重超标容易造成管线腐蚀，同时，腐蚀产物进入地层，造成堵塞伤害。且注入水和地层水的结垢趋势预测显示，注入水具有轻微碳酸钙结垢，而地层水具有较严重碳酸钙结垢和轻微硫酸钡结垢。

目前注水井注水压力高，注水量少是上述伤害因素的综合结果，其主要原因是地层结垢和悬浮颗粒所造成的堵塞损害，再加上注水层段的渗透率低（平均为8.174×10-3μm2），即任何细微的伤害都会引起储层渗流能力的降低，从而降低注水井的注水量。

2 增注技术需求与增注工艺比选

表1可以看出，交联酸加砂压裂工艺技术，结合了酸化和水利压裂的优点，既能压裂造长缝，又能溶解裂缝周围的无机垢、泥质及酸溶成分，在储层增产改造上获得很好的效果。与前置酸加砂压裂相比，其施工简单、安全。

表1 几种增注技术适应性分析Table 1 Adaptability analysis of some stimulation technologies

选择增注技术一般根据岩性、岩心矿物成分及储层伤害情况，同时考虑油气井条件及工艺施工难度进行。由表2可知，车67区块注水井的固井质量评价结果为优，油管钢级为N80，抗内压强度为72.9MPa，抗外挤强度76.9 MPa，能够满足交联酸加砂压裂施工的要求。

表2 注水井井筒特征分析Table 2 Wellbore characteristic analysis of water injection wells

3 交联酸压裂液配方体系的优选

3.1 主要添加剂的优选

由于车67地层碳酸钙垢严重，所以使用盐酸作为主体酸来配制该酸液体系。经过前期大量实验[4]，提出了新的交联酸体系YL-1，配方见表3。

3.2 配方体系性能评价

3.2.1 流变性

使用耐酸流变仪，测试YL-1交联酸体系在170 s-1剪切、60℃条件下的黏温变化情况（图1）。当温度上升到60℃进入恒温阶段，交联黏度一直缓慢下降，在4 000 s处黏度仍然保持在70 mPa·s以上，表现出良好的耐温抗剪切性能。

表3 新交联酸体系的基本配方Table 3 Base recipe of new crosslinked acid system

图1 交联酸体系流变曲线Fig.1 Rheological curves of crosslinked acid system

3.2.2 悬砂性能

在100 mL交联酸压裂液中加入25 g的20/40目支撑剂，在60℃下静置3 h，支撑剂几乎不下沉（图2），该交联酸表现出较好的携砂性能。

图2 交联酸体系的静态悬砂性Fig.2 Static suspended sandiness of crosslinked acid system

3.2.3 缓蚀能力

参照SY/T 5405-1996酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标，采用挂片失量法，评价交联酸体系的缓蚀性能（表4）。

表4 交联酸体系和其他酸液体系缓蚀效果的对比Table 4 Corrosion inhibition effect comparison of crosslinked acid system and other acid fluid system

从表4中可知，稠化酸和交联酸体系本身就具有较强的缓蚀能力，其中交联酸体系缓蚀能力最强，缓蚀率达到99.55%。同时，这也表明该交联酸本身也具有较强的缓速能力，能够增加酸液作用距离，实现酸液的深穿透[5]。

3.2.4 破胶性能

为了不影响施工效果，压后交联酸破胶液黏度应大幅度降低，以满足压后返排要求[6]。破胶实验证明，加入1%～5%破胶剂GZ-PJ-7就能取得很好的破胶效果。破胶液透明均匀，没有出现沉淀或分层现象（图3），说明破胶后不形成残渣，伤害小，而且破胶液的黏度、表面张力低，分别为6 mPa·s、18 mN/m，有利于压后返排，防止酸后二次沉淀损害储层[7]。

图3 交联酸体系破胶液Fig.3 Gel breaker of crosslinked acid system

3.2.5 交联酸压裂液效果评价

使用破胶液对车67区块所取岩心进行驱替流动实验，评价其对岩心的伤害程度，实验评价曲线见图4。从图中可以看出滤液使平均渗透率增加41.2%，这主要是由于破胶液中残酸对岩心的溶蚀，同时能解除破胶液造成的伤害，提高岩心的渗流能力。

图4 破胶液效果评价Fig.4 Gel breaker effect evaluation

4 支撑剂的优选

4.1 支撑剂类型选择

车67区块属于层状构造油藏，储层闭合压力约为40 MPa，选择支撑剂类型主要是考虑闭合压力大小[8]。国外一般以40 MPa作为选用石英砂或陶粒的分界线。考虑到国内石英砂资源丰富，产地众多，但质量上与国外石英砂有较大差距，以30 MPa为石英砂应用上限。考虑支撑剂的耐酸性[9]，选择20/40目或30/50目中强度陶粒支撑剂。

4.2 支撑剂导流能力评价

现将20/40目GZ-ZC-3、GZ-ZC-4、GZ-ZC-5、GZ-ZC-6四种陶粒支撑剂进行渗透率和导流能力的实验，测试条件及结果见表5和图5、图6。

从不同支撑剂类型渗透率和导流能力变化曲线中可以看出：1）支撑剂的渗透率和导流能力随着闭合压力的增加而降低；2）支撑剂的渗透率和导流能力从大到小的顺序为：GZ-ZC-4＞GZ-ZC-3＞GZ-ZC-5＞GZ-ZC-6。

综上所述，根据现有条件以及压裂工艺水平，应尽可能采用20/40目支撑剂，这样可以在降低砂比的条件下获得尽可能高的裂缝导流能力，所以选择GZ-ZC-4（20/40目）作为压裂支撑剂。

表5 20/40目导流能力测试条件Table 5 Flow conductivity test condition of 20/40 mesh

图5 不同支撑剂渗透率变化曲线Fig.5 Permeability variation curves of different proppant

图6 不同支撑剂导流能力变化曲线Fig.6 Flow conductivity variation curves of different proppant

5 工艺参数的优化设计

合理的压裂施工参数是压裂设计的重点和难点，也是决定压裂成败的关键[10]。而影响施工效果的主要因素包括地质因素、钻井及完井质量、压裂设计、施工质量等。根据车67区块储层地质特征及前期压裂施工参数，对注水井设计出关于排量、总液量、砂比和前置液比的4水平正交实验（表6）。

表6 压裂施工参数因素/水平优化正交Table 6 Fracturing parameters and horizontal optimization perpendicularity

利用FracproPT，根据注水井的井筒结构（表2）、储层参数以及优选出的压裂液和支撑剂，对上述的压裂施工参数优化正交实验表给出的模拟组合进行模拟计算。以CH8131井为例，采用直观分析法分析正交实验方案模拟结果汇总表中的数据。

计算结果总液量、砂比、前置液比和排量的极差计算结果分别为960.25、534.75、438、212.25，即总液量的极差最大，其次是砂比，再次是前置液比，最后是排量，得出对累积产量影响程度从大到小依次为：总液量＞砂比＞前置液比＞排量。

根据正交实验直观分析和方差分析法的原理，主要因素应取最好的水平，而次要因素则可根据施工实际和现场情况选取适当的水平。在模拟实验中出现优化出的最优水平组合的支撑半缝长94.3 m，支撑缝高38.6 m，支撑缝宽1.698 cm，无因次导流能力为5.497，累计注水量为5 985 m3。模拟结果见表7。

6 结论与建议

1）车67区块目前注水井注水压力高，注水量少是各种伤害因素的综合结果，其主要原因是地层结垢和悬浮颗粒所造成的堵塞损害。

表7 CH8131井最优水平组合模拟结果Table 7 Simulated results of best horizontal combination of well CH8131

2）通过室内实验，提出一种新的交联酸压裂液体系，其基本配方为：12%HCl+0.4%GZ-CH-11+ 2%GZ-HS-7+0.5%GZ-NT-13+1%GZ-TW-4+ 0.5%GZ-ZP-8+1%GZ-PR-5+0.2%GZ-JL-15+ 10%GZ-F-1+2%GZ-PJ-7。该体系性能可满足车67区块增注施工要求，此外，还可以根据具体需要，调整其他配套的添加剂用量，如黏土稳定、破乳剂、助排剂等，从而满足各种复杂岩性油气藏增产改造的需求。

3）根据现有条件，采用20/40目支撑剂可以在降低砂比的条件下获得尽可能高的裂缝导流能力，故选择GZ-ZC-4（20/40目）作为压裂支撑剂。

4）模拟实验最优水平组合的累计注水量为5 985 m3，可根据施工实际和现场情况选取适当的水平。

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（编辑：尹淑容）

Process optimization of pressure release and augmented injection of block Che 67 in Xinjiang oilfield

Deng Zhuang1,Yang Zhaozhong1,Liang Aiguo2,Yao Tuanjun2,He Rui1and Huang Ling2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.No.1 Oil Production Plant of Xinjiang Oilfield Branch,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Since 2002,waterflood has been developing in block Che 67.Due to the serious plugging of injection wells,daily water in⁃jection rate lower than injection allocation rate and high water injection pressure,it needs pressure release and augmented injection. Based on the analysis of water injection situation,damage mechanism of injection wells and previous reform measures in this block, this paper proposes crosslinked acid sand adding fracturing technology,selects matching working fluid system and proppant,and carries out process parameter optimization design.Researches show that,due to injected water scaling and solid particle exceeding, the injection wells plug.During the transformation of multiple media—complex lithologic reservoir,compared with conventional wa⁃ter base fracturing technology,crosslinked acid sand adding fracturing technology has obvious advantages.

Xinjiang oilfield,optimization design,crosslinked acid,fracturing fluid,proppant

TE323

A

2015-07-22。

邓庄（1990—），男，在读硕士研究生，油气田开发。

国家自然科学基金项目（51204138）。