南泥湾油田九龙泉区差薄油层压裂改造工艺优化

蒋司淋，杨晋荣

延长油田股份有限公司南泥湾采油厂，陕西延安，716000

0 引言

南泥湾九龙泉开发区域位于南泥湾镇西南部，2008年在该区域发现长62主力油层后进行滚动勘探开发，现有开发面积约4km2，总井数118口，其中注水井23口，采油井95口。经过多年的持续开发，该区域长62主力油层的剩余储量逐渐减少，油井生产递减较快，含水逐步增加，油田挖潜增产形势严峻。为了寻找九龙泉区接替产层及提高可采储量，长61、长63差薄油层开发已经成为后续工作重点方向，当务之急是如何合理开发长61、长63差薄油层。因此，基于差薄油层压裂改造存在的技术难点，对差薄油层压裂改造工艺进行了优化分析，并形成了该区域的压裂改造技术方案，不仅提升了该区域差薄油层的开发效果，同时也提高了该区域的可采储量。

1 九龙泉区差薄油层压裂改造难点

九龙泉区差薄油层相对常规油层砂体厚度小、物性差，人工压裂时面临的问题更为复杂，归纳总结后主要存在如下四个难点：（1）差薄油层储层砂体厚度较薄，压裂时容易压穿砂体上下部的泥岩层段，缝高不容易控制。（2）薄层砂泥岩互层具有砂岩发育较薄、连续性差、物性差的特点，人工压裂裂缝遇到砂体上下泥岩层段时，由于泥岩段的应力梯度较大，在压裂改造时会引起工作压力和破裂压力的升高。（3）差薄油层压裂的启动压力较常规油层高，施工前期为了达到设计要求，需要大量泵注压裂液才能实现提高排量，因此降低了前置液的使用效率。（4）差薄油层在压裂过程中，即使采用低砂比的压裂液，压裂液进入地层后施工压力也会快速上升，这会引起不可预见的施工中断，甚至引起砂堵问题。

2 九龙泉区差薄油层压裂改造工艺优化

差薄油层压裂裂缝的缝高较难控制，压裂过程中极容易发生砂堵。因此，差薄油层压裂的关键点是如何有效控制裂缝的高度，使压裂支撑剂均匀地分布在储层裂缝中，尽量提高压裂支撑剂的有效支撑。

2.1 射孔参数优化

差薄油层压裂最好采用负压射孔方式，选用适合于储层的优质射孔液，使用大孔密、大孔径聚能弹，高射开程度射开施工油层段为好，同时采用避射技术和扩射技术对射孔方位进行优化。

2.2 压裂方式优化

九龙泉区部分井差薄油层层数较多且非均质性强，如果压裂目的层间泥岩隔层明显，可以使用分层压裂方式，实现下井一趟压裂管柱压裂多层的目的，不仅提高了储层的压开程度，也节省了压裂施工费用。

2.3 压裂液优化

九龙泉区差薄油层压裂液采用羟丙基胍尔胶+交联剂水基冻胶配方（表1），成分主要包括羟丙基胍尔胶CJ2-6、无机硼砂（延迟交联作用）、破胶激活剂BJ-I（使压裂液中的冻胶发生化学降解，有利于压后返排，减少对地层的伤害）、助排剂CF-5D（易产生泡沫，帮助压液施工后的反排液体）、复合活性剂（防止浮状液体的形成）、黏土稳定剂COP-1（防止黏土膨胀）、KCl（可作防止膨胀的稳定剂，还能改变基质对水溶液的吸附润湿特性，从而提高返排效率，减少对储层的伤害）[1]、过硫酸铵APS（对羟丙基胍尔胶有破胶和降解作用）、杀菌剂CJSJ-2（防止基液变质，清洁施工用水）。该配方因具有安全、清洁、价廉且性质易于控制等特点而得到广泛应用。

表1 压裂液配方组成及适用范围

根据九龙泉区差薄油层地质特点，设定模拟条件为：储层有效厚度为2m、地应力差为2MPa、压裂施工排量为2m3/min，经模拟得到九龙泉区差薄油层压裂液黏度与压裂人工裂缝缝宽的关系。模拟结果显示，压裂液黏度为80mPa·s。

2.4 支撑剂优选

压裂支撑剂首先要在地应力场作用下能满足优化裂缝系统的导流能力要求，通常情况下应具备高强度、低密度、经济适用等特点。本文对比了树脂包衣石英砂和普通石英砂及普通陶粒砂三种材质的支撑剂的性能（表2）。树脂包衣石英砂支撑剂具有裂缝导流能力高、可降低施工压力、缓解人工压裂后支撑剂回流、预防油井吐砂的优点，可满足该区差薄油层的压裂需求。

表2 树脂包衣石英砂与普通石英砂、陶粒砂性能对比表

2.5 施工参数优化

模拟施工排量对缝高的影响程度，当排量增加时，造缝高度大幅扩大，而支撑缝高变化不大，缝高的扩展导致缝窄，稍高砂比混砂液进地层时即发生砂堵。低渗透地层一般要求深的穿透裂缝，并且某些裂缝可以允许有低导流能力。考虑砂体展布、砂体厚度、注采井网及井距情况、裂缝方位，分析地应力，在整体压裂思路基础上，确定合理的压裂裂缝穿透比为0.3～0.4，缝长为75～100m，优化施工排量为1.5～2.0m3/min，加砂量为20m3、施工砂比为20%～35%。

2.6 施工工艺优化

2.6.1 泵注程序优化

①为了增加压裂缝宽，可适当提高前置液的用量；②降低施工初期砂比和砂比的提升幅度。初期起步砂比由9%～11%降至7%～8%，砂比提升幅度由8%～10%降至6%～7%。根据不同砂比混砂液的泵注压力变化，及时调整混砂液砂比。最高砂比＜35%，平均砂比在20%左右。根据上述原则，得出适用于差薄油层压裂改造的泵注程序。

2.6.2 前置酸液处理技术

采用前置酸液处理技术，针对因钻井液、修井压井液、注水等产生地层污染堵塞而引起的施工压力异常高的这部分井，可在压裂前采取酸化预处理。

前置酸液作用机理：①净化射孔孔眼；②消除钻井及作业过程中的泥浆污染。

酸化预处理液配方根据污染类型、储层类型、矿物组成等因素确定。组成包括：复合黏土稳定剂、高活性表面活性剂、防乳破乳剂。防止压裂液进入地层引起贾敏、水锁、黏土膨胀等敏感性反应，造成地层堵塞。

前置酸液技术指标：①80℃，2.5h，破乳率≥98%；②表面张力18.5～22.0mN/m；③界面张力0.05～0.1mN/m；④黏土防膨率≥90%；⑤地层岩心伤害率≤5.0%。

经前置酸液处理后，支撑裂缝渗透率有较大提高，渗透率提高率30%。

2.6.3 支撑剂段塞优化技术

支撑剂经过泵注进入储层裂缝时，附加斜井弯曲摩阻、孔眼摩阻、多裂缝产生的摩阻等，这里负面因素经常导致压裂液提前脱砂或端部脱砂，使人工压裂裂缝在裂缝宽度及长度、裂缝走向、裂缝渗流等方面的参数达不到预期技术指标。而支撑剂段塞优化技术对于降低摩阻效果明显。

裂缝要扩展，进入裂缝的压裂液供给速度必须大于缝内液体向地层的渗流速度。当存在大量的小裂缝来竞争裂缝宽度时，前置液前期泵入的支撑剂段塞在小裂缝内形成桥塞，阻止了小裂缝的扩展[2]，后续的压裂液将主要用于主裂缝扩展，所以可以有效增加裂缝长度和宽度。

依据弯曲摩阻的大小决定所采用段塞用支撑剂的粒径、数量和浓度。储层微裂缝发育较低的区域，选择中粒段塞（粒径425～850μm）；储层微裂缝发育较多的区域，选择粉粒段塞（粒径106～212μm），可降低压裂液滤失；井斜较大井采用2～3个段塞，措施效果显著。

2.6.4 强制裂缝闭合技术

与自然裂缝闭合速度相比，采用强制裂缝闭合技术，人工裂缝闭合的速度更快，防止支撑剂沉淀到裂缝下部，使压裂目的层得到有效的支撑，提升支撑剂在裂缝中的支撑效率。

该项技术的重点在于压裂施工结束后的人工强制反排压裂液。一般压后使用的方法是双翼排液管线、针型阀控制放喷。

技术优点：①降低排液时间，排液快；②减少压裂液对地层的伤害；③有效阻止支撑剂的回流；④产层内得到较大的填充。

2.6.5 裂缝缝高控制技术

除优化射孔、避射技术，优化压裂液黏度，优化施工排量等控制裂缝高度的措施外，还应用了人工隔层控制裂缝高度的技术，使支撑剂尽可能地铺置在目的层中[3]。压裂过程中利用重质沉降剂控制裂缝向下延伸，利用浮式转向剂控制裂缝向上延伸，即利用上述两种转向剂控制人工压裂裂缝的向上下延伸[4-5]。

3 九龙泉区差薄油层压裂改造技术方案

根据低渗透油田差薄油层压裂的理论试验和模拟研究的成果，结合前人针对差薄油层的压裂经验，制定了符合九龙泉区低渗透差薄油层特点的压裂技术方案，具体如下。

射孔参数：优选负压射孔方式，射孔时使用大孔径、大孔密及上下部避射及扩射技术；

压裂方式：根据工区差薄油层特点，可以使用分层压裂技术；

压裂液：压裂液黏度为80mPa·s，配方为羟丙基胍尔胶+交联剂水基冻胶；

支撑剂：树脂包衣石英砂；

施工参数：加砂量＜20m3，砂比20%～35%，施工排量为1.5～2.0m3/min，压裂裂缝穿透比为0.3～0.4；

施工工艺：根据不同砂比混砂液的泵注压力变化，及时调整混砂液砂比以及前置酸液处理技术、支撑剂段塞优化技术、强制裂缝闭合技术以及裂缝缝高控制技术的使用。

4 结语

南泥湾九龙泉区域差薄油层虽然油气潜能较好，但具有“多层发育、层间变化较大”的特点，目前该区域差薄油层动用开发层段较少。为了实现该区域差薄油层规模开发，提高可采储量、降低投资风险，本文根据九龙泉区差薄油层开发特点，主要从射孔参数优化、压裂方式优化、压裂液优化、支撑剂优选、施工参数优化、施工工艺优化六个方面进行了阐述，针对九龙泉区差薄油层压裂改造存在的技术难点，总结了适用于九龙泉区差薄油层的压裂改造技术方案，提升了研究区差薄油层的开发水平。