压裂防砂技术在胜利油田低渗敏感稠油油藏的应用

王鹏，赵益忠，崔明月，武明鸣，蒋卫东，郭黎明

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东 东营 257000）

压裂防砂技术在胜利油田低渗敏感稠油油藏的应用

王鹏1，赵益忠2，崔明月1，武明鸣2，蒋卫东1，郭黎明2

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东 东营 257000）

为进一步提高低渗敏感稠油油藏开发效果，胜利油田引进了压裂防砂技术。利用有限元模拟方法定量分析了压裂防砂技术增产及防砂的内在机理，明确了该技术对低渗敏感稠油油藏具有较强适应性；开展了压裂防砂施工工艺优化，确定最优造缝长度为70 m，优选0.425～0.850 mm陶粒作为支撑剂，合成聚合物压裂液作为施工用液，前置液用量比为35%～45%。2013年压裂防砂技术在胜利油田草13区块现场试验15井次，油井投产初期平均单井日产油5.4 t，与挤压充填防砂井日产油相比，单井增产1.8倍，能够很好地满足现场要求。压裂防砂技术对于低渗敏感稠油油藏具有较强的针对性和适应性，可为该类油藏高效开发提供新的技术支持。

压裂防砂；低渗；敏感；稠油；防砂机理；工艺优化

0　引言

胜利油田低渗敏感性稠油油藏主要分布在草13、王152等区块的沙河街组、馆陶组，总体探明可动用储量达4 300多万吨，做好该类油藏高效开发工作对于胜利油田稳产具有重要的意义。但该类油藏开发动用难度大，主要体现在：油层物性差（油层薄、夹层多、渗透率低、非均质性强、泥质含量高、敏感性强），且开发过程中易出砂［1-3］；挤压充填等常规防砂工艺措施改造地层能力有限，防砂后普遍存在低产、低液等问题［4-7］，限制了该类油藏的高效开发。为此，胜利油田引进压裂防砂技术［8-15］，从增产及防砂内在机理出发分析了该技术对低渗敏感稠油油藏的适应性，优化了施工工艺，并在草13块开展了15井次的现场试验，应用效果良好，为该类油藏开发提供了强有力的技术支撑。

1　增产及防砂机理分析

1.1增产机理分析

采用有限元模拟的方法对压裂防砂井及未压裂井井周渗流形态进行定量分析，模拟采用的基础参数均取自胜利油田草13区块沙四段 （见表1）。以半缝长80 m为例，模拟未压裂井及压裂防砂井井周压力分布云图（见图1、图2）。

表1　模拟所需基础参数

对比图1、图2可明显看出：对于未压裂井来说，油藏压降绝大部分都消耗在了近井区域，生产压差影响区域有限，尤其是当近井地带存在污染时，更容易导致油井低产低液；而对于压裂防砂井来说，人工裂缝的存在明显改变了近井压力分布形态，井周低压区面积显著扩大，生产压差对储层的波及影响程度得到有效增强［11-15］，大幅提高了储层供液能力。

图1　未压裂井井周压力

图2　压裂防砂井井周压力

将井眼中心作为坐标原点，未压裂井及不同缝长压裂防砂井沿人工裂缝缝长方向、垂直缝长方向的压力分布情况见图3、图4。由图可知：对于未压裂井来说，井周存在显著的压降梯度，导致驱替能量大部分消耗在近井地带，而油藏广大区域并未建立起有效的驱替压力梯度，对稠油油藏渗流非常不利；对于压裂防砂井来说，井周压降梯度明显变缓，油藏广大区域内产生有效的驱替压力梯度，使得有效渗流区域显著扩大，进而起到良好的增产效果，尤其对于近井存在污染的油井，增产效果更加显著。

图3　沿缝长方向压力分布

图4　垂直缝长方向压力分布

1.2防砂机理分析

一方面，人工裂缝的存在可显著缓解生产对地层岩石的破坏作用。原因如下：开井生产后，近井孔隙压力梯度显著增加，由流固耦合理论可知，近井压力梯度的形成会导致储层岩石骨架有效应力的增加，当骨架承受应力超过其强度时，岩石破坏出砂，而对于压裂井来说，其近井压力梯度远小于未压裂井，使得其井周岩石受力状况得到一定改善，降低了岩石骨架受力破坏风险。

另一方面，人工裂缝的存在可显著降低近井流体渗流产生的冲刷携带作用。将未压裂井与压裂防砂井井周最大流速进行对比（见图5）可知：与未压裂井相比，压裂防砂井井周最大渗流速度最多可降低10倍以上，井周2 m以内区域渗流速度可降低5倍以上，从而大大降低了渗流对地层微粒及泥质的冲刷携带作用，显著降低地层出砂及泥质堵塞的风险。

图5　渗流速度降低倍数

在上述内在机理综合作用下，压裂防砂技术即可以实现油井增产，同时又可以显著降低油井出砂隐患，延长油井防砂有效期，对于低渗敏感稠油油藏具有较强的适应性。

2　压裂防砂工艺优化

2.1压裂裂缝规模优化

采用草13区块物性参数，对压裂裂缝规模进行了优化，压裂裂缝缝长与压裂后油井累计产油关系见图6。由图可知：随压裂缝长增加，压后累计产油逐渐增加，当裂缝长度超过70 m时，随裂缝长度的增加，累计产油增加趋势显著放缓，从投入产出的经济角度考虑，人工裂缝最优长度为70 m。

图6　累计产油量与压裂缝长的关系

2.2支撑剂优选

支撑剂选择需要综合考虑油藏闭合压力、支撑剂导流能力及粒径等因素。胜利油田草13区块埋深介于1 250～1 450 m，油藏闭合压力为21 MPa，由于石英砂在15～20 MPa下导流能力为陶粒的68%，为保证人工裂缝具有较高导流能力，支撑剂选用耐压52MPa的陶粒。

另外，压裂防砂支撑剂粒径选择依据为地层砂粒径中值的4～8倍。草13沙四块地层砂粒度中值为0.090 mm，且分选性较好，因此选择陶粒粒径为0.425～0.850 mm即可。

2.3携砂液优选

压裂液是影响压裂防砂施工成功率和压后油井生产效果的重要因素。压裂防砂施工用携砂液主要从胍胶压裂液、VES（黏弹性表面活性剂）压裂液、合成聚合物压裂液等3类中选择，其中能够满足低渗储层大排量、高砂比改造的主要是胍胶压裂液和合成聚合物压裂液。对上述2种携砂液从黏温性、敏感性方面开展评价，实验结果见图7、图8。从图可以看出，合成聚合物压裂液对于低渗敏感稠油油藏的保护性和适应性更强，故优选其作为压裂防砂施工用液。

图7　2种携砂液黏温性对比

图8　2种携砂液伤害率对比

2.4前置液用量比优化

采用Meyer压裂模拟软件对施工前置液用量比进行了优化（见图9）。由图可知，随前置液用量比增加，造缝长度逐渐增加，当前置液用量占总液量比达到35%～45%时，压裂缝长可达70～75 m，因此，优化前置液用量占总液量的35%～45%，即可确保造缝长度达到设计要求。

图9　缝长与前置液比的关系

3　现场应用效果

2013年，压裂防砂技术在胜利油田草13块实施15井次，施工排量平均为4.0 m3/min，前置液比平均为40.8%，平均砂比为27.2%，最高砂比为100%，平均单井加砂32.9 m3。压裂防砂施工后全部采用冷采生产，投产初期平均单井日产油5.4 t，与挤压充填防砂井日产油相比，单井增产1.8倍，取得了很好的开发效果。

4　结论

1）人工裂缝的存在明显改变了近井压力分布的形态，井周低压区面积得到显著扩大，生产压差对储层的波及影响程度得到有效增强，大幅提高了储层供液能力。

2）人工裂缝的存在可显著缓解生产对地层岩石的破坏作用，可显著降低近井流体渗流产生的冲刷携带作用，显著降低地层出砂及泥质堵塞的风险。

3）压裂防砂技术即可以实现油井增产，同时又可以显著降低油井出砂趋势，延长油井防砂有效期，对于低渗敏感稠油油藏具有较强的适应性。

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（编辑史晓贞）

Application of fracturing sand control technology in low permeability sensitive heavy oil reservoir of Shengli Oilfield

WANG Peng1，ZHAO Yizhong2，CUI Mingyue1，WU Mingming2，JIANG Weidong1，GUO Liming2
（1.Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Langfang 065007，China；2.Research Institute of Petroleum Engineering，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257000，China）

In order to improve the development effect of low permeability sensitive heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield，fracturing sand control technology is introduced.In this article，first，the increasing production effect of fracturing sand control technology and sand control inherent mechanism were analyzed by means of finite-element simulation.Second，fracturing sand control process was optimized.Optimization results are as follows：the optimum fracture length is 70 m，the best proppant is 0.425-0.850 mm ceramic，the optimized liquid is synthetic polymer fracturing fluid，and the optimized prepad fluid usage is 35%-45%.Third，field test of 15 wells in Cao-13 Block in Shengli Oilfield is carried out.The average oil output is 5.4 t/d per well，which is 1.8 times as much as squeeze packing sand control method，which meets field demand.The study shows that fracturing sand control technology is targeted and suitable for the low permeability sensitive heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield，which provides new technology support for this kind of reservoir.

fracturing sandcontroltechnology；lowpermeability；sensitivity；heavy oil；sandcontrolmechanism；processoptimization

山东省博士后创新项目“疏松砂岩储层应力及出砂界限研究”（201203017）

TE357

A

10.6056/dkyqt201602031

2015-09-01；改回日期：2016-01-12。

王鹏，男，1974年生，工程师，硕士，1997年本科毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，主要从事油气井完井设计及研究。E-mail：wangpeng69@petrochina.com.cn。

引用格式：王鹏，赵益忠，崔明月，等.压裂防砂技术在胜利油田低渗敏感稠油油藏的应用［J］.断块油气田，2016，23（2）：269-272. WANG Peng，ZHAO Yizhong，CUI Mingyue，et al.Application of fracturing sand control technology in low permeability sensitive heavy oil reservoir of Shengli Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：269-272.