多级加砂压裂在子北油田开发中的应用

胡生龙

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716000)

多级加砂压裂在子北油田开发中的应用

胡生龙

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716000)

延长油田低渗/特低渗透油藏高效开发的一项关键技术是水力压裂技术，尤其针对含油水层、边底水油藏，水力压裂可以有效沟通渗流通道增大泄油半径、抑制边底水降低含水率。本文以子北油田为例，通过分析储层特征(油层厚度、水层位置、隔夹层位置及厚度、储层物性)与压裂施工参数、压裂后投产效果，不断优选施工参数、有效控制压裂裂缝延伸方向、缝长，建立适合延长油田油藏特征的压裂模式。

延长组；薄差油层；多级加砂压裂；压裂参数优化

子北油田位于鄂尔多斯盆地东部子长县内，区域整体为西倾大单斜构造，局部发育小鼻状构造。油区内主力开发层系是长2、长4+5、长6油层，油藏埋深500～1100 m。储层平均孔隙度10.5%，渗透率1.2×10-3μm2，属于典型低孔低渗油藏。油藏长2～长6不同深度存在大量的差油层、薄互层、底水油帽油层、油水层，油层品位较差。

针对这类低品位、含水油层，通过模拟计算优化设计压裂参数(小砂量，低排量，高砂比)和采用多级加砂技术，堵水压裂等新工艺技术，有效地抑制油井含水率高的问题[1]。

1 地质因素对压裂后出水的影响

1.1 油层厚度

在相同施工条件下，油层厚度小的油藏较厚的油藏压裂以后裂缝纵向延伸高度大，且破裂压裂较大[2]。一般情况下，对于无隔夹层储层，有效厚度大于15 m的底水油藏，控制好施工排量和进液量即可控制底水追进；对于有效厚度大于5 m小于15 m的储层，在距水层近的油层建议采用小规模压裂，控制裂缝延伸方向，避免边底水锥进；油层有效厚度小于5 m的底水油藏，不可避免的底水可采用堵水措施。

1.2 水层位置

子北油田油藏大多数属于底水油帽子油藏，或者上下层位油藏，中间由于储层物性差导致油气在运移过程中驱替不彻底存在束缚水。由于在一个压力系统内，束缚水在压裂外力作用导致油井出水。针对以上问题提出相对应的压裂措施：(1)对于物性、分选性差的储层，上部有束缚水的顶水油层，为防止压裂后裂缝沟通使束缚水变可动水，一般优选油层中下部压裂防止出水。(2)对于上油下水的油层，且中间无隔夹层储层，压裂油层中上部，避开水层。(3)对于两层油之间有水层储层且隔夹层条件较差时，上下油层的裂缝延伸均会对水层造成威胁，裂缝更容易突破水层，造成压后出水。

1.3 钙质夹层

在生油过程中当钙质或者钙离子通过大的孔道向下运移遇孔隙小沉淀下来，形成的致密层叫钙质夹层。当油向上运移时，有时会形成钙层为隔层的底水油层。由于钙质层为脆性刚性岩层，所以在压裂中很容易突破钙质隔层而出水[3]。

压裂施工时需控制好破裂压力和施工压力，采用慢“磨”，如果突然提高排量会导致压力增大而突破水层。

1.4 泥质隔层

泥质隔夹层一般为泥岩、砂质泥岩、致密粉砂岩。泥质岩层为塑性岩层，容易发生弹性形变。对于底水油藏，厚的泥质隔层不会造成出水；薄的泥质隔层一般容易突破，压裂时需控制施工压力，尽可能的保护隔层。

2 压裂施工参数对压裂后出水的影响

在总注入量不变的情况下，施工排量越大，裂缝在纵向上延伸高度越大，裂缝越容易穿透水层。美国棉花谷地区压后测井温曲线得到以下规律：

H=7.32e1.03Q

式中H——裂缝高度，m；

Q——注入排量，m3/min；

e——自然对数的低。

应用假定分析，并对子北油井裂缝延伸进行修订得出以下结果(表1)。

表1 施工排量与缝高的关系

可以看出，随着施工排量的增加，裂缝纵向逢高增大，裂缝越容易穿透水层。根据以往压裂经验排量不变情况下，随着注入总量的增加，缝高也会增大。由于压力传导受岩性、地层应力、压裂液浓度、施工排量以及砂比等因素影响，一般以低排量破压(如果工作压力超出本区平均压力，及时降低砂比和排量；工作压力低于本区压力，提高砂比)，在施工中应注意破裂压力和施工压力的变化，及时进行参数调整。

3 多级加砂压裂

多级加砂压裂即排量呈阶梯式，加砂分阶段式。此方式主要目的是控制缝高，保护隔层。

(1)对于油层厚度大(10 m～15 m)、含油级别低、有隔夹层、油水层分异明显油帽子储层，主要控制好施工排量、进液量和加砂量。

由于施工压力随着砂子的充填而呈阶梯式增大，为了获得更大的裂缝导流能力而不致突破隔层，施工排量控制在1.0 m3/min，采用0.6-0.8-1.0 m3/min阶梯式增加。砂量控制在15 m3以下，并尽量提高砂比，以减少用液量，达到控制缝高的目的。

(2)对于油层厚度较小(5～10 m)、无隔层、油水分异明显的油层，主要采用二次加砂，砂量排量都加以控制。

它应用了支撑剂在裂缝中脉冲式推进的原理，让第一次加入的少量砂(3～5 m3)充分沉积在底部缝隙中，以加大上部油层和底水层的应力差，然后再进行第二次加砂(5～10 m3)。在第一次加砂的一定阻挡作用下，使得二次加砂在油层内产生有效支撑，不至于支撑剂全部充填在油层底部或油层以下，产生裂缝不下延而是向前延伸，进而能在油层内形成一条高效导流能力通道，降低油井含水率，提高压裂效果。二次加砂技术有高砂比工艺技术和控制裂缝增长工艺技术的一些特点，可增加裂缝中的铺砂浓度和限制裂缝高度。第一次加砂砂比较低，携砂液浓度较低，使砂易于沉淀，尽量控制裂缝延伸，第二次加砂砂比较高，主要增加裂缝导流能力。排量可采用0.4-0.6-0.8 m3/min或者0.6-0.8-1.0 m3/min，视油层有效厚度和油层位置而定。在压裂施工中，压裂开始可采用较大排量使封隔器坐封，然后用小排量递增加砂。

图1 第一次压裂监测曲线(子北206)

图2 第二次压裂监测曲线(子北206)

图1、图2分别为子北206井第一次和第二次加砂压裂施工曲线，其设计加砂4+8 m3，设计施工排量0.6-0.8-1.0 m3/min，从图2可以看出，停泵30 min，第二次加砂，工作压力明显提高，起到了沉砂控缝的目的，产后跟踪显示，该井取得了预期的效果。

4 多级式压裂效果分析

2005年开始进行控制压裂规模改造，共控制压裂施工1000余井次，产能建设取得了理想的效果，使大片不能动用储量得以开发。从压裂、试排及生产情况数据统计分析，在涧峪岔油层的改造排量、加砂规模逐年摸索，针对不同油层情况，使用不同压裂规模，生产井单井产量情况效果明显改善(表2)。

表2 施工参数及投产产量数据表

5 结论

底水油藏、油层间的夹层水都会对压裂后出水带来很大风险，为了防止压裂后油井出水问题，通过对子北油田现场压裂参数优化与跟踪，得到以下主要结论：

(1)对于油层厚度<15 m的底水油藏，射开厚度一般控制在5 m以内且避开水层，施工参数(即加砂量、施工排量、液体注入量、破裂压力、工作压力)应尽可能的加以控制，施工排量<1.2 m3/min，尽可能的提高砂比。

(2)对于油层厚度较小(5～10 m)、无隔层、油水分异明显的油层，主要采用二次加砂，砂量排量都加以控制。

(3)对于油层厚度<5 m、有底水，隔层较差的油藏，必要时应用小规模的堵水压裂工艺。

[1]王群嶷，张有才，姚海静.油层压裂规模与见水时间的关系[J].大庆石油地质与开发，1994(4)：64-66.

[2]朱新佳.苏里格气田多级压裂水平井产能预测方法[J].中国石油大学胜利学院学报，2010(4)：5-7.

[3]陈守民，刘宏涛，刘自军，等.鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长6油层压裂改造技术及效果[J].石油天然气学报，2006(6)：144-145.

[责任编辑 李晓霞]

2015-04-10

胡生龙(1977—)，男，陕西延安人，延长油田股份有限公司助理工程师。

TE357

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1004-602X(2015)02-0036-03