渭北超浅层致密油藏压裂工艺技术

王　越

(中石化华北分公司工程技术研究院， 郑州 450006)



渭北超浅层致密油藏压裂工艺技术

王越

(中石化华北分公司工程技术研究院， 郑州 450006)

摘要：渭北油田埋藏浅，存在压裂液难破胶、裂缝形态难识别、压后返排困难等压裂施工难点，前期压裂改造效果较差。为渭北油田规模化开发做准备，通过低温破胶、调整稠化剂浓度、预判裂缝形态、优化设计参数、优选分压工艺等一系列整体压裂优化，形成了超浅层致密油藏压裂工艺技术体系。现场试验69口井136层次，一次施工成功率达91.1%，施工有效率为93.5%，压后试油初期平均日产油2.6 t，取得了良好的改造效果。

关键词：超浅层； 致密油藏； 压裂； 渭北油田

1储层改造难点

渭北超浅层致密油藏储层改造的难点主要有4点：

(1)储层温度低，压裂液破胶困难。渭北油田埋藏浅，储层温度一般在30～35 ℃。中高温储层使用过硫酸铵或胶囊就可以使压裂液破胶，而过硫酸铵的作用温度为53.7 ℃，低于该温度时过硫酸盐热分解缓慢，难以实现快速破胶[1]。部分井压后放喷24 h黏度仍在6 mPa·s以上，破胶水化效果差。

(2)储层垂直、水平缝辨别困难，压裂设计针对性差。一般认为储层埋深小于400 m形成水平缝，大于600 m形成垂直缝，400～600 m裂缝形态辨别难度大[2-3]。渭北油田位于丘陵山区，大斜度井井底实际埋深差异大，人工裂缝形态判别困难，压裂设计的针对性有待进一步加强。

(3)砂体厚度大，笼统合压效果较差。长3储层纵向上发育多套砂体，平均厚度约为10 m，前期采用的多射孔段合压技术在纵向上对厚砂体改造不充分，改造效果差。

(4)地层压力低，压裂液返排率低。长3储层地层压力一般为2.2 MPa左右，压力系数为0.65，地层能量差，压后见油返排率仅为33.5%，压裂液滞留地层时间长，对储层伤害较大。

2超浅层致密油藏压裂工艺技术

2.1超浅层致密油藏压裂液技术

2.1.1低温破胶优化技术

渭北油田地层温度介于30～35 ℃，单独应用过硫酸铵破胶困难，需添加低温激活剂。对低温激活剂及生物酶破胶剂、过硫酸铵等不同配方进行评价。在地层温度为25～30 ℃时，采用0.050%APS和0.020%～0.050%BJ生物酶复配，或0.080%APS和0.010%～0.050%BJ生物酶复配；地层温度为 30～35 ℃ 时，破胶剂及低温激活剂的平均组合方式为0.300%低温激活剂+0.035%～0.050%APS，APS现场施工时以逐渐增加的楔形方式实时加入，低温激活剂在基液中加入。现场应用69口井，63口井在8 h内黏度降至6 mPa·s以下，总体合格率为91.3%。

2.1.2稠化剂浓度优化技术

通过实验室优化及现场试验，将HPG浓度由0.30%降至0.28%，并进一步降低至0.25%，最终优化压裂液体系为0.25%HPG+1.00%KCl+0.30%CX-307(破乳助排剂) +0.30%CQY-5(低温激活剂)+0.10%HCHO。在170 rs、40 ℃条件下剪切90 min，冻胶的表观黏度均能保持在100 mPa·s以上。0 ℃ 条件下的初滤失量为 0.456×10-2m3m2，滤失速度为1.14×10-4mmin，滤失系数为0.68×10-3mmin0.5。用0.10%APS破胶后残渣含量为239 mgL。通过不断降低稠化剂浓度，进一步降低了压裂液残渣对储层的伤害程度并加快了破胶。

2.2超浅层致密油藏压裂设计优化及工艺技术

2.2.1人工裂缝形态识别技术

根据人工裂缝形态与储层三向应力关系，当σh>σv时，人工裂缝形态为水平缝；当σv>σh时，人工裂缝形态为垂直缝。由渭北油田密度测井资料知储层平均上覆岩层压力梯度为0.024 MPam。从65口井实测停泵压力数据分析：当储层埋深小于470 m时，停泵压力梯度大于0.024 MPam，形成水平缝；当储层埋深大于600 m时，停泵压力梯度小于0.024 MPam，形成垂直缝；当储层埋深在470～600 m 时，形成复杂混合缝(图1)。设计时对大斜度井井底实际埋深进行校正。若井底埋深为470～600 m时，设计水平、垂直2套泵注程序。压前进行停泵压力测试，泵入前置液待排量、压力稳定后停泵，测压降30 min，根据井口套压计算停泵压力梯度，如大于0.024 MPam，按水平缝泵注程序表执行；否则压裂施工泵注程序按垂直缝泵注程序表执行。

图1　储层埋深与停泵压力梯度统计

2.2.2压裂设计优化技术

在改善油藏渗流条件，提高油井产能方面，垂直裂缝和水平裂缝的作用机理差异显著，为此采取不同的设计原则：针对垂直缝，适当降低排量控制缝高，提高砂比增加裂缝导流能力；针对水平缝，加大前置液比例，提高排量，增加裂缝复杂性，适当控制砂比，防止砂堵[4]。目前渭北油田采用420 m×120 m矩形反五点注采井网，水平最大主应力方向为北东42°～81°。结合储层砂体展布特征、微裂缝发育情况，当铺砂浓度为5 kgm2，闭合压力为10 MPa时，石英砂的导流能力为8.0×10-13m3；考虑压裂液伤害，导流能力仍能达到4.0×10-13m3左右。结合井组不同裂缝形态导流能力与累计产油量的关系，整体优化垂直裂缝缝长为120～160 m，穿透比为0.67，导流能力为(3.0～4.0)×10-13m3，加砂量依次为10%、20%、30%、35%、40%；水平缝缝长为 60 m，导流能力为(2.0～3.0)×10-13m3，加砂量依次为10%、20%、25%、30%、35%。依据裂缝形态，设计不同的施工参数，施工参数优化结果见表1。

表1　施工参数优化结果

2.2.3分压工艺优化技术

由缝高控制机理，净压力与储隔层应力差比值法知：裂缝净压力pnet与储层应力差Δδ的比值决定裂缝纵向延伸。若0.65

2.2.4射孔优化技术

根据储层地质及工程特征，优化射孔。采用102型射孔枪，127型射孔弹，垂直缝孔密为20发m，相位为60°。当上下砂体夹有3 m以内的薄层泥岩时，对靠近泥岩段的上下砂体进行射孔，适当加大射孔长度，大排量合压压开隔层；当上下砂体夹有 5～10 m泥岩时，对上砂体射孔段靠上，下砂体射孔段偏下，减小射孔程度(40%～50%)，控制施工规模和排量，避免压窜层造成封隔器卡封失效。对水平缝，采用102型射孔枪，127型射孔弹，孔密32发m，相位45°。针对有效厚度在10 m以内的砂体，挑选物性好、含油级别高的地方，采取集中高密度射孔，加大射孔长度适当提高排量、加大规模的方式，增加水平缝的复杂性；针对砂体有效厚度在15 m以上，发育多个油层的储层，根据含油性进行层内多簇射孔，簇间距为5～8 m。

表2　K344YL114X55-7070 FXⅡ压裂封隔器参数表

表2　K344YL114X55-7070 FXⅡ压裂封隔器参数表

适用套管外径∕mm最大钢体外径∕mm最小内通径∕mm长度∕mm座封启动压力∕MPa工作压力∕MPa工作温度∕℃连接扣型118～126114556680.5～3.070≤7027∕8UPTBG

2.3裂缝监测技术

通过裂缝监测技术对压裂后储层裂缝长度、高度、方位等进行监测，以便进一步调整施工设计并评价增产措施的有效性。目前渭北油田主要应用大地电位法、井温测试、地面微地震、井下微地震4种裂缝监测技术，其中井温测井成本低廉，对裂缝高度监测有较高的准确性，但不适用于下入封隔器的井中[5]。井下微地震对缝长、缝高、方位均有较为准确的监测结果，缺点是需要在600 m内有可以在同一层位下入检波器的监测井且费用昂贵。

2.3.1井温测试技术

WB2-32-4井应用了井温测试裂缝监测技术。该井厚约9.7 m，包括3个油水同层砂体，中间发育薄泥质隔层，储层上下均为砂质泥岩，遮挡性较好。储层改造采用多射孔段合压的方式，加大排量(3.0～3.5 m3min)，保证储层纵向上均匀改造。从监测结果来看，井段663.0 — 669.3 m、671.1 — 677.2 m、681.3 — 690.0 m压后井温曲线有明显负异常显示，表明裂缝上界面在663.0 m，下界面在690.0 m，裂缝高度为27.0 m，目的层砂体得到了均匀改造。

2.3.2井下微地震监测技术

WB2-33-2井采用机械分压工艺分2层压裂，开展了井下微地震裂缝监测。监测结果表明：裂缝走向为北偏东75°，第一级裂缝网格长265 m，纵向延伸了50 m；第二级裂缝网格长350 m，纵向延伸60 m。从微地震事件在井筒剖面上的响应点来看：压裂第一级时，裂缝主要在封隔器下方发育，缝高控制好，机械封隔实现了良好的封隔效果(图2)。

图2　WB2-33-2井下微地震监测结果

2.4.1变排量缝高控制技术

渭北油田埋藏浅，储隔层应力差值小，缝高控制困难。对纵向上隔层条件差或发育水层的储层，采用小排量起裂、变排量施工技术，控制裂缝纵向延伸。对砂体较薄储层变排量依次为1.5、1.8、2.0 m3min，对砂体较厚储层变排量依次为1.8、2.2、2.5 m3min。

2.4.2前置段塞技术

设计砂比为5%的前置段塞，对炮眼和裂缝壁面进行打磨，降低前期施工压力。另针对现场施工实时状况，若前置液施工压力过高，加砂风险大，则分多级多段打入，充分降低缝内摩阻，待压力恢复正常后施工。

2.4.3压后控制放喷 — 强制裂缝闭合技术

渭北油田为典型的低孔、低渗油藏，储层孔喉半径小，压裂液长期滞留在地层，易造成水锁伤害，因此压裂结束后必须快速返排，减小压裂液在地层中的滞留时间。采用裂缝强制闭合技术，根据返排液黏度及井口油压。在裂缝未闭合前利用油嘴控制放喷，使裂缝强制闭合。在裂缝闭合后，更换大油嘴快速排液。当放喷出一个油管容积的液体后取样观察是否出砂。若有出砂，立即更换为小油嘴。排液过程中每隔2 h取样观察出砂和压裂液破胶情况。

3现场应用效果分析

通过超浅层致密油藏压裂工艺优化，渭北油田在2013年8月至10月共实施大斜度井69口计136层次，其中采用多射孔段合压17口，2层机械分压37口，3层机械分压15口。其中，2层滑套未正常打开，2层封隔器未座封，3口井砂卡，施工一次成功率为91.1%，单层入地净液量为157.3 m3，单层加砂量为33.9 m3，压裂措施有效率为93.5%。平均试油初期日产油2.6 t，取得了良好的改造效果。

4结语

(1)通过低温激活剂和破胶剂优化技术，降低稠化剂浓度及压后快速放喷技术，解决了超浅层低温储层破胶困难、压裂液伤害大的问题。

(2)利用压前小压测试判断裂缝形态。通过对垂直、水平缝的缝长、导流能力、改造规模、前置液比例等参数的优化，提高了储层改造的针对性。

(3)根据储层砂体厚度及隔层发育情况，采用多射孔段合压和机械分压2种工艺，可实现纵向砂体的充分改造。

参考文献

[1] 段玉秀,林景禹,丁建锁,等.新型低伤害压裂液的研究与应用[J].精细石油化工进展，2003,4(4):12-14.

[2] 蒋廷学,王欣.由瞬时停泵压力估算裂缝闭合压力的现场方法研究[J].大庆石油地质与开发，1999,18(3):42-45.

[3] 陈凤,罗美娥,张维平,等.大庆外围地应力特征及人工裂缝形态分析[J].断块油气田，2006,13(3):13-16.

[4] 苏玉亮,穆立俊,范文敏,等.特低渗透油藏油井压裂裂缝参数优化[J].石油钻探技术，2011,39(6):69-72.

[5] 黎昌华,白璐.井温测井在油气田开发中的应用[J].钻采工艺,2001,25(5):35-37.

Fracturing Technology of Ultra Shallow Tight Oil Reservoir in Weibei Oilfield

WANGYue

(Engineering Technology Research Institute, North China Branch of Sinopec, Zhengzhou 450006, China)

Abstract:As an ultra-low permeability reservoir, there exist fracturing treatment difficulties in gel breaking, fracture morphology identification and fluid flowing back, so the fracturing effect was bad in the early days. In preparation for the large-scale development of Weibei oilfield, fracturing technology of ultra shallow tight oil reservoir was obtained through integral fracturing optimization, such as low temperature gel breaking, thickener concentration, prediction of fracture morphology identification, optimized design parameters and optimal partial pressure process, etc. Field test was carried out in 69 wells and 136 layers, the primary success rate was 91.1% and treatment efficiency was 93.5%. The average production per well was 2.6 t in formation testing period and achieved favorable stimulation results.

Key words:ultra shallow layers; tight oil reservoir; fracturing; Weibei oilfield

收稿日期：2015-09-29

基金项目：“十三五”国家重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)

作者简介：王越(1986 — )，男，硕士，工程师，研究方向为储层增产改造及现场应用。

中图分类号：TE357

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0070-04