油田低产低效井酸化增产酸液体系配方

2020-12-14王宝军董小刚

当代化工 2020年10期

王宝军董小刚

摘要：为解决低渗储层长水平段水平井分段压裂工艺技术问题，以鄂尔多斯盆地东缘某油田为实例，通过实验分析了山西组储层敏感性，基于岩石力学参数分析了储层闭合压力梯度。研究表明：山西组储层具有中等偏强水敏损害，闭合压力梯度为0.019 8 MPa·m-1。以M-1水平井为例设计了10段压裂工艺，采用套管射孔和可钻复合桥塞实现分段压裂，优化低浓度瓜胶压裂液体系，其具有悬砂能力强、耐温抗剪切性能好、储层保护性能好的优点。利用三维压裂软件模拟，人工裂缝缝长60.8 m、支撑缝长55.8 m，反映出压裂过程造缝能力较强、裂缝延伸距离较远，达到了水平井分段压裂设计目的。

关键词：低渗储层;储层改造;压裂液;支撑剂

中图分类号：TE357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）10-2251-05

Abstract： In order to solve the problem of staged fracturing technology for long horizontal wells in low permeability reservoirs， taking an oil field in the eastern edge of Ordos basin as an example， the reservoir sensitivity of Shanxi formation was analyzed through experiments， and the closed pressure gradient of the reservoir was also analyzed based on the rock mechanics parameters. The results showed that the reservoir of Shanxi formation had moderate to strong water sensitivity damage， and the closure pressure gradient was 0.019 8 MPa·m-1. Taking M-1 horizontal well as an example， a 10-section fracturing process was designed， in which casing perforation and drillable composite bridge plug were selected to realize staged fracturing， and low concentration guar gum fracturing fluid system was optimized， the optimized fracturing fluid system had the advantages of strong sand suspension capacity， good temperature and shear resistance， and good reservoir protection performance. The three-dimensional fracturing software simulation results showed that the length of artificial fracture was 60.8 m and the length of supporting fracture was 55.8 m， reflecting that the fracture making ability of the fracturing process was strong， and the fracture extension distance was far， which achieved the purpose of staged fracturing design of horizontal wells.

Key words： Low permeability reservoir; Reservoir reconstruction; Fracturing fluid; Proppant

鄂爾多斯盆地具有丰富的油气资源，其中上古生界致密砂岩油藏是近年来勘探开发的重点层位，但由于储层致密、物性较差，需要进行压裂后才能形成良好的工业油气流[1]。低渗砂岩储层压裂工艺技术经过了几十年来的发展和完善，已经成功应用于各大油气田的现场实践，取得了丰富的成果[2-5]。以鄂尔多斯盆地东缘某低渗油田为例，通过压裂工艺技术的优化实施，对水平井套管射孔完井，并实现分多段压裂，为提升低渗储层长水平段水平井分段压裂工艺技术的应用提供借鉴[6]。

1 储层敏感性及应力特征

1.1 储层敏感性

研究区块横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元[7]。上古生界地层与下古生界地层呈不整合接触，中间缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统地层[8]。上古生界地层内部沉积连续，均为整合接触，以海陆过渡相-陆相碎屑岩沉积为主，地层自下而上发育石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组[9]。岩石类型为石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙度平均7%，渗透率0.9 mD，为典型低孔低渗气藏，砂体多为孤立状或条带状[10-11]。储层敏感性统计结果，见表1所示。

取研究区现场W-27井山西组储层的岩心进行储层水敏性评价实验，实验流体矿化度与渗透率关系曲线如图1所示。从水敏性评价实验可知，随着实验流体矿化度不断降低，岩样渗透率不断下降，当流体矿化度20 000 mg·L-1时，岩样渗透率损害率均超过20%，当流体矿化度为零时，渗透率损害率在50%～70%，属于中等偏强水敏损害，因此入井液需要采用防膨液体系。

1.2 闭合压力梯度

研究岩石的变形与破坏是工程岩石力学的重要内容，只有知道了岩石的变形特征和破坏类型，才能正确地选择破坏准则，为地下结构的应力分析打好基础[12]。应力评价目的在于了解岩石所受净上覆压力改变时孔喉喉道变形、裂缝闭合后张开的过程，并导致岩石渗流能力变化的程度。根据研究区已压裂施工井闭合压力、闭合压力梯度统计（表2），本1段闭合压力梯度取0.019 8 MPa·m-1。

2 压裂设计及优化

2.1 压裂设计思路

根据M-1井水平段的长度及地质状况、测井解释结果和岩屑录井的解释结果，需要综合考虑以下内容：

1）压裂位置充分考虑致密砂岩砂体、物性、含气含水性等特征，在经济许可条件下，裂缝最大可能性增大覆盖砂岩体积，包括通过压裂可能沟通的上下层位的砂岩，达到产能、效益的最优化;

2）合理控制级间距，兼顾压裂效果与经济效益。M-1井本1水平段进尺1 020 m，储层钻遇率78.75%;

3）本井预测压后高产，现场应加强井控措施，保证井控设备良好性能，确保施工安全;

4）储层压力系数为常压地层，为减少压裂液滞留伤害，加快排液速度，采取液氮伴注助排;考虑到压裂工艺特点，最后一段施工适当加大液氮量，实现压后快速放喷返排。

2.2 管柱设计

2.2.1 射孔工具

M-1井采用电缆泵送桥塞射孔联作工艺，第一段采用连续油管传输射孔（测井公司与连续油管队配合施工），射孔工具串：Φ50.8 mm连续油管+外卡接头+Φ73 mm马达头+Φ73 mm水力振荡器+Φ79 mm变扣+Φ73 mm筛管+Φ73 mm起爆器+Φ 73 mm射孔槍。第2段-第10段电缆传输射孔（测井公司与压裂队配合施工），射孔工具串：电缆头+磁定位仪+点火头+射孔枪+转换接头+桥塞点火头+桥塞坐封工具+推筒+可钻桥塞。

2.2.2 可钻复合桥塞

高强度易钻复合金属材料桥塞是以镁基金属材料为主体材料的桥塞，该桥塞主体材料通过粉末冶金制成，材料通过等静压机1 000 MPa压缩制成，具有高抗拉强度、高抗压强度，制成的压裂易钻桥塞耐压达85 MPa，耐温达150 ℃，桥塞使用过程中耐压耐温性能可靠稳定，压后钻除时间较短，通过钻磨测试，每只桥塞的钻磨时间15～25 min，钻除过程中产生的碎屑易排除，只需清水即可将产生的钻屑洗出，若在黏稠清洗液的辅助下，更能将钻塞后的井筒清洗干净，确保后期油气水的排出。

桥塞采用密集的小颗粒增韧陶瓷作为卡瓦的主要部分，均匀地把咬合力分散到多个受力平面，对套管起到了一定的保护作用，且锚定咬合能力较强，适合各种钢级的套管，满足TP140套管使用，在易钻桥塞产品中属于性能优秀的。桥塞前端具有保径陶瓷，下入过程中保证了桥塞外径尺寸的完整性，有效地防止中途座封的风险。桥塞使用金属螺纹底部丢手，丢手性能可靠稳定，桥塞丢手力 10～11 t（图2）。

2.3 压裂液体系优选

1）采用致密气藏压裂常用的、应用成熟的低浓度瓜胶压裂液体系;

2）压裂液悬砂能力强，耐温抗剪切性能好;

3）储层保护性能好：采用无机盐+有机黏土稳定剂复合防膨技术，防膨率达到91.6%;

4）采用高性能助排剂和气井防水锁剂，有利于压裂液高效返排，解除流体水锁伤害;

5）低温破胶性能好：采用氧化破胶剂+低温活化剂+生物酶破胶剂复合破胶技术，满足1 h内压裂液破胶，提高破胶的长效性和彻底性。

优选压裂体系配方见表3所示。

通过室内实验分析优选压裂液体系各项性能指标见表4，反映出该低浓度瓜胶压裂液体系具有悬砂能力强、耐温抗剪切性能好、储层保护性能好的优点。

2.4 支撑剂优选

根据区块邻井资料预测M-1井本1段井底闭合压力37 MPa左右，为保证支撑剂在地层中长期不破碎，从而长期保持较高导流能力，同时为降低泵注施工风险，使用30/50目（0.550/0.270 mm）、 40/70目（0.380/0.212 mm）低密陶粒作为压裂支撑剂，段塞能够满足施工要求（表5）。

2.5 压裂施工参数优化

M-1井水平段长1 020 m，压裂设计共划分10段、19簇，最大限度开发储层、挖潜油气，达到对储层针对性改造的目的，该井10段压裂施工参数设计如表6所示。

一般而言井口最高限压值宜满足计算最大井口施工压力的1.25倍，井口试压值应达到设计最高施工压力的1.3倍，且不超过设备的额定工作压力。压裂井口额定工作压力70 MPa，油管四通下法兰及套管头上法兰额定工作压力70 MPa，设计套管泵注压裂下，考虑液氮影响，预测泵注施工管线最高试压为44.6 MPa，小于压裂井口装置额定工作压力。

3 压裂效果模拟

利用三维压裂评价软件FracproPT基于设计的压裂参数及施工过程来进行模拟，第一段模拟结果表明，压裂人工裂缝缝长60.8 m、支撑缝长55.8 m，反映出压裂过程造缝能力较强，裂缝延伸距离较远，达到了压裂设计目的（图3）。

支撑剂质量浓度分布从井筒上部到下部 4.5～0.5 kg·m-3，裂缝导流能力最大达到430 mD·m（图4）。软件模拟结果验证了针对M-1井设计的压裂液体系及压裂工艺参数，能有效实现储层改造，具有较强的应用潜力。

4 结束语

低渗储层压裂一直是近年来储层改造的重点工作，特别是针对长水平段水平井分段压裂工艺技术的实施，压裂措施效果对油气井产能具有直接的影响。本研究设计的M-1井长水平段分段压裂工艺在压裂模拟中反映出了较好的效果，对现场的应用具有重要指导意义。

参考文献：

[1]陈红飞，胡薇薇，刘倩，等.低渗、特低渗储层煤层气水平井分段压裂参数优化及应用[J].煤炭技术，2019，38（8）：115-118.

[2]张乾，向兆东，张朔，等.一种低渗储层薄互层压裂技术及其应用[J].石油化工应用，2019，38（11）：29-32.

[3]曾东初，陈超峰，毛新军，等.低渗储层改造低伤害压裂液体系研究[J].当代化工，2017，46（9）：1841-1844.

[4]程汉列，武博，郭旭，等.不同微观条件下的天然裂缝闭合特征对比分析[J].河南理工大学学报（自然科学版），2017，36（5）：29-34.

[5]李继强，贾洪亮，赵博，等.低孔特低渗储层压裂改造数值模拟[J].油气田地面工程，2009，28（9）：10-11

[6]刘玉伟，段爱民.低渗储层干法加砂压裂增黏剂的研发及压裂液体系优选[J].能源化工，2017，38（6）：67-70.