渭北油田浅层致密砂岩储层多缝驱油压裂技术应用

2022-06-10冯兴武

石油地质与工程 2022年3期

冯兴武

（中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132）

渭北油田位于鄂尔多斯盆地南部的旬邑-宜君油气勘查区块南部，构造位置横跨伊陕斜坡及渭北隆起两个构造单元。主力油层长3储层埋藏浅，物性差，低温低压，孔喉细小（表1）。岩心渗透率小于0.300×10-3μm2的样品数占总样品数的68.1%，属浅层低压特低渗致密油藏。含油层段多，纵向上分7个单砂层（长、长、长、长、长、长、长），平均厚度7～14 m。岩心观察结果表明，储层具有水平层理缝，尤其是泥质含量高和存在炭屑纹层处的水平层理缝发育，压裂时需要规避。地应力测试结果表明，垂向应力为7.20～17.60 MPa，水平最小主应力为9.02～16.70 MPa，水平最大主应力为10.26～19.51 MPa；垂向应力最小，压裂易形成水平缝。地应力剖面表明，最小主应力随埋深的增加由垂向应力逐渐过渡为水平最小主应力，垂向应力与水平最小主应力的差值较小，最大与最小主应力差值为2.00～3.00 MPa。在此种地应力组合下，压裂形成的人工裂缝比较复杂［1-4］。人工裂缝形态停泵压力测试结果［4］表明，渭北油田当储层埋深小于470 m时，形成水平缝；埋深大于600 m时，形成垂直缝；在470～600 m时，形成复杂缝。当压裂形成以水平缝为主导的裂缝时，改造体积及导流能力远远不及深层或超深层油藏，压后产量也难以达到工业开采价值。

注：渭北油田6口井455块岩心样品测试分析数据

渭北油田开发初期，长3储层直井和定向井采用多层同时射孔，投产压裂采用笼统压裂或机械分层（受隔层厚度限制，分层数有限），油层纵向改造程度低。据140口直井和定向井统计，压后初期平均日产油1.3 t，3个月后日产油量递减到0.9 t以下，开发效果差。受低油价影响，2016年8月区块整体关停。2017年11月开始复产，为提高产量，研究应用了浅层特低渗致密储层多缝驱油压裂技术。针对以往多层合压无法保证各层均起裂的问题，采用水力喷射定点分层压裂、投球分层压裂工艺，一次压裂施工，形成多条裂缝，提高储层纵向改造程度；针对常规压裂形成单一裂缝，改造体积有限的问题，采用体积压裂形成复杂缝网，扩大泄油面积；针对地层压力低，孔喉细小，以往压裂见油时间长（平均26.6 d），见油返排率低（平均47.9%）的问题，采用低伤害驱油压裂液，通过关井闷井，渗吸置换基质中的剩余油［5］，提高油井产量。

1 清洁聚合物驱油压裂液

清洁聚合物压裂液是目前国内外压裂液研究领域的热点之一。杜涛等［6-8］以SRFP型疏水缔合水溶性聚合物为增稠剂，阴离子表面活性剂为交联剂，分子之间通过静电、氢键或范德华力结合形成三维网状结构，使压裂液黏度大幅度增加，具有较好的耐温耐剪切性能，以过硫酸胺为破胶剂，适应于60.0℃以上油藏。何坤忆等［9］以HAPAM-18疏水缔合水溶性聚合物为增稠剂，SDBS表面活性剂为交联剂，以过硫酸胺为破胶剂，耐温性能达到101.0℃。以上体系适应温度均在60.0℃以上，但不具备驱油功能，不能满足渭北油田长3储层压裂需要。针对渭北油田低温低压超低渗油藏特点，选择SRFP-1增稠剂，优化了氧化还原低温破胶体系和渗吸驱油剂，形成低温快速破胶、低伤害、能驱油的多功能清洁聚合物低温压裂液体系。

采用德国HAAKE RS6000流变仪（相对误差±5%）在30.0℃、170 s-1下实验考察不同质量浓度SRFP-1疏水缔合水溶性聚合物压裂液的黏度变化规律（图1）和不同质量浓度SRFC-1交联剂的压裂液黏度变化规律（图2）。

由图1可以看出，随着SRFP-1质量浓度的升高其黏度也升高，这是由于SRFP-1聚合物溶液分子增多，自身结构黏度和交联形成的网状大分子结构增大；SRFP-1质量浓度大于0.20%，恒温剪切60 min黏度保持在50 mPa·s以上。由图2可以看出，随着交联剂SRFC-1质量浓度的升高，其黏度先升后降，这是由于交联过度造成交联形成的网状大分子卷曲收缩造成的，最佳质量浓度为0.15% ～0.20%，恒温剪切60 min黏度保持在80 mPa·s以上，可以满足携砂需要。为此，优选适合渭北油田的压裂液体系典型配方为：0.20%SRFP-1增稠剂+1.00%KCL防膨剂+0.16%SRFC-1交联剂+0.20%DL助排剂+0.50%FN渗吸驱油剂+0.20%DJ低温激活剂+0.06%APS破胶剂。

图1 不同质量浓度SRFP-1压裂液黏度变化曲线

图2 不同质量浓度SRFC-1压裂液黏度变化曲线

室内性能评价实验结果（表2）表明，该压裂液具有良好的携砂性能、对储层伤害小、渗吸驱油率高。30.0℃下4 h破胶，黏度小于5 mPa·s，残渣含量46 mg／L，岩心伤害率仅14.6%；30.0℃、30 d静态实验渗吸驱油率比地层水提高14.3%，实验结果如图3所示。

图3 不同质量浓度FN静态渗吸驱油实验结果对比

表2 岩心伤害室内实验数据

2 水平缝多缝压裂工艺

针对渭北油田长3储层特点，采用水平缝多缝压裂工艺技术，提高多层油藏纵向和平面改造程度。一是在纵向上分层压裂形成多条人工裂缝，提高储层纵向动用程度；二是在形成水平缝的基础上，力争形成垂直缝或T型复杂缝，增加整体裂缝的复杂程度，提高储层平面动用程度，从而提高单井产量。为此，配套了水平缝水力喷射定点压裂、水平缝投球分层压裂和水平缝体积压裂等三种工艺。

2.1 水平缝水力喷射定点分层压裂工艺

针对厚层储层层内存在水平层理缝的地质特点，压裂时需要避开层理缝，精准定位压开含油富集段。同时，水平缝缝高小，可以在纵向上设计多条压裂裂缝，提高纵向上改造程度。为此，配套了水力喷射定点分层压裂工艺。该工艺比较成熟［10］，包括水力喷砂射孔和水力喷射压裂两个过程。水力喷砂射孔是将混砂压裂液通过喷射工具，将高压能量转换成动能，产生高速射流切割套管和岩石形成一定直径和深度的射孔孔眼。水力喷砂射孔完成后，顶替出环空砂子，关闭环空放喷闸门并增压，在井底压力低于破裂压力的情况下使孔内压力高于地层破裂压力，从而沿孔道压开地层。同时，由于井底压力低于裂缝延伸压力，需要从另外一个环空闸门补液，补液压力应低于上部已射孔层段的破裂压力，保证上部层段不被压开。

采用多级滑套式喷射管柱，通过磁定位校深，实现对多个潜力层段定点分层压裂。主要作业步骤如下：①下入喷射压裂管柱，用基液替满井筒；投球封堵底部，对第1层段喷砂射孔和压裂；②投球，球到位后油管加压推动第2层段喷枪的滑套芯下移，露出喷嘴，同时封堵下部油管，对第2层段喷砂射孔和压裂；③重复上一步骤，直至压裂完所有层段；④所有层段压裂完成后开井一起排液，排液时可以将压裂球带出井筒，自喷井可以直接用压裂管柱进行后期生产。水力喷射定点分层压裂不受卡封层段、裂缝形态的限制，灵活性较高，一次施工可以压开多条裂缝。结合渭北油田长3储层条件，优选喷嘴参数为：喷嘴个数6个，喷嘴孔径6 mm，施工排量2.5～3.0 m3／min，节流压差20.0 MPa，环空补液排量0.8 m3／min。

2.2 水平缝投球分层压裂工艺

针对纵向上油层多，存在一定的非均质性，隔层较薄，多个射孔层段合压无法保证全部压开的问题，配套了水平缝投球（炮眼球）分层压裂工艺，尽量多造缝，提高纵向动用程度。该工艺原理是利用层间非均质性差异，渗透率高的层段优先被压开，加砂完成后，从井口投一定数量的炮眼球暂时封堵该层射孔孔眼，憋起高压，迫使压裂液进入相对低渗透层段，从而使破裂压力更高的目的层被压开。如此反复进行，直到设计的目的层段都被压开，达到一次施工压开多个产层的目的［11-12］。选用炮眼球直径一般比射孔孔眼直径至少大4～6 mm，设计炮眼球数量为射孔孔眼数的1.1～1.2倍。

2.3 水平缝体积压裂工艺

针对储层物性差、应力差小、水平缝改造程度低的问题，借鉴体积压裂模式，采用变黏度压裂液、变排量、缝内暂堵等措施［13-14］，首先利用低黏度前置液造长缝，在水平缝充分延伸的基础上通过提高压裂液黏度、排量、缝内暂堵，提高缝内净压力，当净压力超过最大与最小应力差（2.00～3.00 MPa）时，强制开启分支缝，促使裂缝转向，形成复杂缝网。通过变黏度压裂液、变粒径支撑剂及加入模式，中低黏度压裂液携带中小粒径石英砂充填微缝和小缝，高黏度压裂液携带大粒径石英砂充填主缝，使不同尺度的裂缝得到饱和填砂，提高整体缝网的有效支撑，达到高效连通，从而提高有效改造体积。

该工艺采用前置原胶液（低黏度）造缝，交联压裂液（高黏度）扩缝及携砂；1～2个70-140目小粒径石英砂段塞打磨降滤，2～3个40-70目中粒径石英砂+水溶性暂堵剂段塞缝端封堵，原胶液中顶充分开启分支缝，2～3个以1∶1混合的70-140目与40-70目粒径石英砂阶梯递增加砂段塞充填分支缝，3～5个20-40目石英砂阶梯递增加砂段塞充填主缝。通过压裂软件优化，压裂设计参数如表3所示。