南堡凹陷裂缝储层压裂技术研究

潘立

（西安石油大学，陕西西安710065）

南堡凹陷裂缝储层压裂技术研究

潘立

（西安石油大学，陕西西安710065）

南堡凹陷裂缝储层有天然裂缝发育、含油井段长、油层层数多、低孔低渗、非均质性强的特点，为了解决储层开采难度大、压裂改造效果差的难题，以“主缝+缝网”改造模式为主体思路，以增加裂缝储层的改造体积进而增加单井产量为目的，研发了抗高剪切压裂液、特效返排技术，采用了集成创新技术，确定了试验井压裂改造技术工艺，形成了适用于南堡凹陷裂缝储层压裂改造技术。经过现场应用，结果表明该技术有效提高了单井产量，改善了压裂效果。

南堡凹陷；裂缝储层；压裂；高抗剪切压裂液；水平井

南堡凹陷位于华北板块北部，是渤海湾盆地群北侧中新生界叠合的含油气凹陷［1］。南堡凹陷鲜明特点是：（1）储层以脆性砂岩为主，天然裂缝发育，微裂缝发达；（2）埋藏较深，受复杂的地应力和构造应力影响，开发难度大；（3）储油层薄，油层层数多，共含有5个油组36个砂组99个小层（单砂层）；（4）含油井段长，储层非均质性强；（5）低孔、低渗储层居多，孔隙度10%～20%，渗透率一般小于25×10-3μm2。为提高南堡凹陷裂缝储层压裂改造效果，增大单井产量，开展了裂缝储层压裂技术研究。

1　高抗剪切特效返排压裂液技术

1.1高抗剪切压裂液体系

针对南堡凹陷裂缝储层天然裂缝发育、滤失量大的难点，以有效控制滤失量、减小对储层的二次伤害为目的，研制了抗高剪切延迟交联压裂液体系［2］。该压裂液具有高温高黏、滤失量小、高效抗剪切、摩阻低等优点。

压裂液配方：改进型羧甲基胍胶+增强助排剂+复配高效防膨剂+交联促进剂+高效杀菌剂，基液pH值为10～11，1 min～2 min开始交联，可以有效降低压裂液在近井筒储层的滤失量。剪切速率为170 s-1，持续剪切至2 h，压裂液黏度大于156 mPa·s（见图1），可以降低在人工裂缝端滤失。

1.2特效返排技术

由于裂缝储层天然缝发育，压裂液与储层接触面积大，如果对储层改造后返排率低，会大幅影响改造措施效果。为了解决返排难的难题，研制了特效助排剂（TP-4），可以增大液滴与岩石表面接触角，降低孔喉间的毛管力，进而减少压裂液与储层之间的表面张力，达到高效防水锁效果、增强压裂液返排能力。同时，压裂后根据地层闭合压降，及时返排，使改造时加入的支撑剂最大限度支撑人工裂缝，从总体上增强改造效果。

图1　高抗剪切压裂液流变性能曲线

2　裂缝储层压裂集成优化创新技术

2.1裂缝储层压裂设计优化

根据目的层岩性特征，确定以“主缝+缝网”改造模式为主体思路［3］，制定压裂改造设计优化原则：（1）结合目的层地质特性，优化选择改造层簇、层段间隔和射孔参数；（2）优化施工注入排量，加强目的层间微裂缝剪切、移位，实现“主缝+缝网”改造模式，提升改造目的层体积；（3）采用高抗剪切压裂液体系、特效返排技术，降低对储层的伤害。使用高密度支持剂段塞加砂技术，扩大改造复杂裂缝系统，增加单井产能。

2.2改造层位优化

为了增加单井产能，采用数值模拟技术，在经济效益最大化的条件下，对目的层簇间距和段间距进行优化。模拟优化结果表明，改造层天然裂缝发达，极易形成复杂网络裂缝，簇间距为15 m～20 m，段间距为40 m～50 m较为适宜。

2.3大排量长缝压裂技术

根据前期研究结果，注入排量与裂缝高度、裂缝长度和施工压力正相关，当施工排量增加时，改造裂缝高度、裂缝长度增加，目的层改造体积增大，但压裂液与管柱、储层之间的摩擦阻力也增加，导致注入压力增大，压裂改造成功率下降。对南堡凹陷储层岩性、埋藏深度、压力梯度分析，注入排量为9 m3/min～12 m3/min时，满足目的层改造体积，同时摩阻最小，措施改造成功率高。

2.4电缆-桥塞分段压裂工艺优化

优化电缆传输定向射孔技术+可钻桥塞水力压裂带压联作技术，可以降低成本、提高改造成功率。第一段由油管传输射孔并进行压裂改造，从第二段开始，使用水力泵送方式将电缆传输定向射孔枪和可钻桥塞带压泵送到指定层位，先座封桥塞再射孔，起出电缆和射孔枪后，继续进行水力压裂改造。可以保证每个压裂层段完好密封，同时满足“主缝+缝网”改造技术大排量、高压力的要求。压裂结束后，采用连续油管冲砂钻塞工艺，速度快时间短，利于返排，减少目的层的二次污染。

表1　冀东油田现场施工参数

3　技术现场应用及效果

3.1现场应用

该技术在南堡凹陷冀东油田试验4口水平井共28段，水平段平均长度为897.5 m，施工压力78 MPa～94 MPa，施工排量9 m3/min～10 m3/min，各井施工参数（见表1）。

3.2改造效果

根据压裂改造前后效果对比，单井增产明显，效果显著，可以证明该套技术适用于南堡凹陷裂缝储层压裂增产改造（见表2）。

表2　裂缝储层压裂改造前后效果对比表

4　结论与认识

（1）南堡凹陷裂缝储层天然裂缝发育、非均质性强，具备改造成“主缝+缝网”模式的基础条件，是南堡凹陷获得高产的先决因素。

（2）针对南堡凹陷裂缝储层研发的高抗剪切压裂液体系、特效返排技术及裂缝储层压裂集成优化创新技术，有效解决裂缝储层改造难、效果差的难题，完全适用于南堡凹陷裂缝储层改造的要求。

（3）4口井28层裂缝储层压裂改造技术的成功应用，实现了南堡凹陷裂缝储层压裂改造的突破，为该区域油田开发探索出了有效的技术方法，为其他裂缝储层压裂改造提供借鉴经验。

［1］周海明，丛良滋.浅析断陷盆地多幕拉张与油气的关系［J］.中国地质大学学报，1999，24（6）：625-629.

［2］李军，刘伟，等.新型低温压裂液体系的实验研究及应用［J］.特种油气藏，2002，9（2）：16-19.

［3］刘利，秦刚，等.曹台古潜山油藏浅层高凝油开采工艺初探［J］.新疆石油地质，2006，13（5）：119-126.

Study of fracture technology of fractured reservoir in Nanpu sag

PAN Li
（Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

The fractured reservoir of the Nanpu sag is characterized by the development of natural fracture，long oil section，many oil layers，low porosity and low permeability，strong heterogeneity.In order to solve the problem of the difficult of oil exploitation and the poor effect of hydrofracture，and according to the construct of"complex fracture network+main fracture"，we selected high shear fracturing fluid and special effects flowback technology，adopted integrated innovation technologies，and aiming at enlarging the volume of fractured reservoir to increase the single well production.Finally，the technological process of fracturing for the test well is determined，and the fracturing technology of fractured reservoirs in Nanpu sag is formed.Through the field application，the results show that the technology can effectively improve the output of the single well and improve the fracturing effect.

Nanpu sag；fractured reservoir；hydrofracture；high shear fracturing fluid；horizontal well

TE357.12

A

1673-5285（2016）10-0041-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.010

2016－08-02

潘立，男（1984-），工程师，2008年毕业于大庆石油学院电气工程及其自动化专业，现从事油田压裂酸化增产方面的工作。