奈曼低压低渗油藏压裂设计优化与应用

荆琪

摘 要：辽兴油气开发公司奈曼油田，储层渗透率低，油井自然产能低，其中奈曼油田平均渗透率11.4×10-3μm2，天然能量开采平均单井日产油仅0.72t/d，需通过储层压裂改造来提高单井产量。根据奈曼油田的储层特点和开发现状，围绕该区块“三低”油藏特点，以区块整体压裂投产和提高单井产能为目的，针对该区块改造难点，积极开展压裂工艺技术攻关和现场试验应用，以优化压裂设计和压后效果跟踪评估为手段，形成了适于该区块油藏特点的压裂工艺技术体系，包括压裂设计工艺参数的优化技术、压裂液配方优化与支撑剂优选技术、现场配液及质量控制技术、提高返排率技术、压裂井复合解堵技术。奈曼油田的压裂改造技术体系得到了不断的完善，工艺实施水平不断提高，为该区块的经济有效开发，提供了有力的技术保障。多项技术的综合运用，形成了奈曼油田压裂改造配套工艺技术。自2012至2014年在奈曼油田已成功实施77井次，为奈曼低渗透油田持续稳产提供强有力的技术支持。

关键词：奈曼油田；工艺参数；压裂改造配套工艺技术

中图分类号： TE3 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）10-144-2

1 概述

奈曼油区是奈曼旗凹陷的开发试验区块，奈曼旗凹陷位于内蒙古自治区奈曼旗境内，是开鲁坳陷西南侧的一个次级负向构造单元。西北以乌兰格尔—东三义凸起与张三园子—新庙凹陷相望，东以章古台凸起与八仙筒凹陷为邻。开发区有发育的地层，自下而上为九佛堂组、沙海组、阜新组、白垩系上统和新生界第三、第四系地层。开发目的层为九佛堂组，九佛堂组为含砾砂岩、砾砂岩、凝灰质砂岩与深灰色泥岩，为区内主要含油气层段。九佛堂组上段为灰色、浅灰色砂砾岩，岩屑砂岩及灰色、灰绿色粉砂质泥岩，分选差—中等，次棱—次园状，岩屑成分为中、酸性喷出岩、浅成岩为主，泥岩以粘土矿物为主。九下段储层以凝灰质细砂岩、粉砂岩为主。奈曼油区有效储层主要有两段：九上段和九下段。针对储层低孔低渗，物性较差，井网布局对裂缝要求高。同时储层中粘土矿物中伊蒙混层含量相对较高，储层为强水敏。对外来流体的低伤害要求高。储层压力系数低（0.9-1.0），应力敏感性强，已开发区域地层压力下降快，能量补充不足。杨氏模量低，有塑性特征，易产生支撑剂的嵌入裂缝不易形成宽缝，同时有一定的塑性特征，施工过程造缝要克服塑性变形力，同时由于部分岩性反应胶结程度不高，易产生扭曲缝，增加了施工风险。储层跨度相对较大且多薄层分布，一般层间比41%-71%。层间物性差异大，储盖层的纵向发育岩性遮挡差，纵向上应力差小，在3MPa左右。容易出现部分层得不到有效改造的情况和近井裂缝扭曲以及人工裂缝复杂的情况。既要确保产层的纵向压开程度，保证纵向铺置剖面合理，又要控制合理缝高。储层孔隙结构类型为中低孔特低渗特细喉道不均匀型。主要孔喉分布区间的排驱压力值较高，岩石孔喉连通差，孔隙分布不均匀。对压裂液伤害表现的更加敏感。针对这些问题，我们综合研究压裂效果配套工艺技术，以此探寻奈曼油田压裂实施效果最优化。

2 主要研究内容

2.1 压裂设计各项工艺参数的优化技术研究

结合奈曼油田的开发方案、储层物性等，在精细地质分析的基础上，应用压裂软件模拟优化水力裂缝系统（支撑缝长和裂缝导流能力），然后进行优化各项压裂施工工艺参数研究，最后通过压裂后跟踪分析与评估来改进、完善压裂工艺技术参数。为此，首先应用压裂设计软件和对缝长、导流能力、施工规模、排量、前置液比例、砂比、施工参数、加砂程序等进行了模拟优化。再根据压裂施工及压裂后效果的跟踪分析与评估，深化对奈曼油田压裂储层的认识，为压裂施工和区块开发提供了有力的理论指导。

裂缝方向：结合储层物性、开发井网和地应力状况优化施工规模和裂缝形态。奈曼油田的开发井网为270×90m的菱形反九点井网，根据岩心测试结果表明奈1块主应力方位为（裂缝方位）NE68～70°，裂缝沿长轴方向。

2.2 施工工艺参数优化设计

2.2.1 前置液百分数

前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。一旦前置液耗尽，裂缝可能在宽度窄的裂缝区內桥塞。这样，泵注充分的前置液量是关键，才能造出预期的缝长。另一方面，太多的前置液在某些情况下甚至可能引起更多的伤害，特别是对于要求高裂缝导流能力的情况。泵注停止后，裂缝继续延伸，在裂缝的端部附近遗留下较大的未支撑区。压后裂缝的残余塑性流动在裂缝中可能发生，支撑剂将携带至端部，并最终形成较差的支撑剂分布。因此，合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个：一是造出足够的逢长，另一方面是造出足够宽度的裂缝，保证支撑剂能够进入，并保证足够的支撑宽度，满足地层对导流能力的需求。目前奈曼设计考虑动态比85%-90%，对于九上段优化前置液比例为35%-40%，对九下段考虑凝灰质储层特点，优化前置液比例为40%-45%。

2.2.2 排量优化

排量的优化既满足施工要求，又可很好地控制裂缝高度，对压裂设计至关重要。如排量过小，在同样的储层条件下虽然缝高控制有利但滤失将较大，使造缝效率低下，容易诱发早期砂堵。反之，如排量过大，虽然能保证施工顺利，但缝高可能失控，造成有效支撑率低。因此，通过排量的优化，可在获得优化缝长的前提下，最大限度地控制缝高的过度延伸。奈曼区块纵向应力差较小，应力差在3MPa左右，应力遮挡条件较差，对裂缝高度的控制较难。在排量优化方面，既要考虑纵向上应力条件对缝高的控制问题，又要结合射孔方案、储层和夹层发育情况，保证处理层段的压开程度。

2.2.3 平均砂液比的优化

砂液比的优化主要受地层渗透率（滤失系数）的影响，下面以20m厚度储层条件为例，分别优化对比了平均砂液比为16%、18%、20%、22%、25%、28%和30%七种情况，研究表明，裂缝平均导流能力随砂比的增加而增加，在实际施工中，允许的情况下尽可能提高砂比，尤其是施工后期，一方面保证支撑剖面合理，另一方面保证裂缝的有效期。需要说明的是，这里用的是支撑剂的气测导流并考虑伤害率50%得到的计算结果。目前奈曼区块设计砂比和导流能力设计，考虑储层渗透率差异性和油品产出对裂缝的导流需求。九上段优化砂比28%-30%，九下段优化砂比22%-26%。

3 技术创新点

①针对奈曼油田油藏特征，在精细地质研究的基础上，通过对储层特点，隔层地应力剖面分析，利用压裂软件优化施工参数、控制裂缝的几何尺寸，采用单层Y511、双级K344或三级以上封隔器的多级组合、实现“一井一策，一层一法”的压裂方式。

②围绕提高压后返排率，开展了分段破胶技术、生物酶破胶技术、氮气助排技术、放喷制度优化四方面研究，通过现场应用措施效果显著。

4 现场试验及应用效果

自2012至2014年，我们已在奈曼油田成功实施压裂改造77井次，其中单层压裂40井次，双层压裂25井次，三层压裂3井次，生物酶破胶3井次，液氮助排3井次，复合解堵3井次，现场施工成功率达到100%，累计共产油82044.48吨，实现增油60089.48吨。通过压裂设计工艺参数的优化技术、压裂液配方优化与支撑剂优选技术、现场配液及质量控制技术、不动管柱分层压裂技术、提高返排率技术、压裂井复合解堵技术配套应用，提高了储层的改造效果，实现三低油藏的高效开发，为奈曼油田稳产提供了有力的技术支撑。

5 结论和建议

①通过压裂设计参数优化，实现了压裂裂缝与注采井网的优化匹配，为奈曼油田的经济有效开发提供了有力的技术保障。

②压裂液体系优化及支撑剂的优选，为提高压裂措施效果，奠定了坚实的物质基础。

③现场配液及质量控制技术的完善，确保奈曼油田压裂施工现场配液质量符合压裂方案要求，促进了施工质量和改造效果的持续完善与提高。

④2012至2014年，通过设计工艺参数的优化技术、压裂液配方优化与支撑剂优选技术、现场配液及质量控制技术、提高返排率技术等配套应用，累计增油60089.48吨，实现奈曼油田高效开发。

参 考 文 献

[1] 李根生，沈忠厚.高压水射流理论及其在石油工程中应用研究进展[J].石油勘探与开发，2005，32（1）：96-99.