大港南部難采油田整體壓裂技術研究與應用

付大其 程運甫 郝桂憲 石 瑾

中國石油大港油田石油工程研究院，天津 300280

0 前言

大港南部難采油田Y21 區塊儲層具有物性差、泥巖含量高、自然產能低等特點，需要通過壓裂改造才能獲得工業油流。 針對該類儲層，為提高儲層改造規模和施工成功率，開展了整體壓裂技術研究。 油藏整體壓裂的工作對象（工作單元）是從全油藏出發，將壓裂縫長、縫寬、導流能力與一定延伸方位的水力裂縫置于給定的油藏地質條件和注采井網之中，然后反饋到油藏工程和油田開發方案中，從而優化井網、井距、井數及布井方位，以取得較好的開發效果和經濟效益［1］。從該意義上來講，水力壓裂已從單純提高單井產量的戰術手段，發展成為經濟有效地開采低滲透油藏不可或缺的戰略措施。制定低滲透油藏整體壓裂方案不僅是編制采油工程方案的需要［2-3］，也是油田開發（或開發調整）方案的重要組成部分［4-5］。

1 整體壓裂改造方案優化

Y21 區塊儲層具有物性差、泥巖含量高、自然產能低等特點，需要壓裂才能投產，生產后產量遞減很快。 提高單井產能，減緩油井產量的自然遞減速率，切實有效的方法是壓裂注水開發。 為此，采用整體壓裂優化設計軟件，進行了整體壓裂方案的優化設計。 通過對單井產能歷史擬合調整，以整體壓裂注水開發的采收率為主要目標，確定該油藏實施壓裂注水開發的壓裂裂縫參數［6-7］。裂縫半徑對油井日產油量和累計產油量的影響見圖1，裂縫半徑對油井含水率的影響見圖2。

從圖1 可看出，隨著裂縫半徑的增加，油井的日產油量、累計產油量逐漸增加。 從圖2 可知，隨著裂縫半徑增加，見水時間變早，含水上升快，這是因為在生產初期，油井產量主要受井底附近地層的滲流條件所控制， 生產一段時間后，油井產量同時受裂縫和注水井等影響，產量增加幅度變小。 綜合考慮，取裂縫半徑90～95 m 為最佳。

圖1 裂縫半徑對油井日產油量和累計產油量的影響

圖2 裂縫半徑對油井含水率的影響

圖3 為含水90%的年平均采油程度與裂縫穿透比關系。 從油田壓裂成本的回收時間來考慮，應保持油田一定的采油速度。 要獲得較高的采油速度，必須達到一定的壓裂規模。 分析圖3 穿透比為0.4 時出現明顯拐點，導流能力由25 μm2·cm 增加到70 μm2·cm， 采出程度變化不大，對于該區塊的低滲透油田，導流能力不是影響油井產量的主要因素。 因此綜合考慮裂縫導流能力取25μm2·cm，裂縫穿透比取0.4 左右。

圖3 含水90%時采出程度與裂縫穿透比關系曲線

2 壓裂材料的評價優選

2.1 壓裂液體系優選

根據Y21 區塊的儲層特征、流體性質和整體壓裂技術要求，采用胍膠壓裂液體系，性能要求如下：體系必須為中高溫配方，耐溫120 ℃以上；液體造縫性能良好，基液黏度大于60 mPa·s； 交聯后凍膠具有良好的抗溫、抗剪切性能，能適應長時間（120 min）高砂比、大粒徑支撐劑壓裂施工的要求，120 ℃、170 s-1條件下剪切120 min壓裂液體系黏度不低于100 mPa·s；儲層低孔、低滲，要求壓裂液體系低傷害、易返排，常溫破膠液表面張力低于30 mN/m；原油膠質、瀝青質質量分數高，壓裂工作液體與原油配伍性差，容易形成高黏W/O 型乳狀液導致乳化堵塞，需優選破乳助排劑。

通過單劑優選、配方體系性能評價，選出1 套低傷害配方體系：0.5%HPG+1%KCl+0.25%ZCY-15+1.0%DGZCY-07+0.06%DG-ZCY-11+1%ZCY-02+0.04%ZCY-04。

2.2 支撐劑優選

實驗采用鋪砂濃度為10 kg/m2的16/30 目和20/40目組合陶粒進行導流能力測試。 測試結果表明，在閉合壓力較小時組合粒徑支撐劑導流能力明顯高于20/40 目支撐劑導流能力； 當中粒徑組分比例增加到一定值以后，導流能力有一定程度的降低；大粒徑支撐劑和小粒徑的導流能力差距逐漸縮小，但在一定閉合壓力下組合粒徑支撐劑仍然大于中等粒徑支撐劑導的導流能力。

在同等鋪砂濃度下，組合粒徑支撐劑能夠提供高于普通中等粒徑支撐劑的導流能力，與單一大粒徑支撐劑導流能力相差極小，施工過程中易進一步提高砂比。 并且組合粒徑支撐劑有利于優化鋪砂剖面，能提供裂縫最佳導流能力。

3 水力裂縫測試診斷和壓裂后評價

水力裂縫測試診斷旨在使用多種測試技術確認方案實施后，實際產生的裂縫幾何尺寸、導流能力和裂縫延伸方位與設計方案的符合程度。 目的是評價壓裂效益，為完善方案設計提供依據。 需要注意的是，裂縫測試診斷技術雖有多種，但沒有一個是被公認為最準確可靠的技術。 因此，需在同一井層上，為同一目的進行不同方法的測試，經比較分析，確認其一致性與可信度。 通過對Y24-36 和Y22-34L 井的壓裂前后井溫測試表明， 儲層所有射開井段全部壓開，優選的壓裂工藝滿足區塊開發的需要。

由于使用了16/30 目大陶粒， 并將加砂強度提高到2.0 m3/m 以上， 有效地提高了裂縫導流能力。 特別是Y20-40 和Y20-38 井通過采用大陶粒和組合陶粒壓裂工藝及性能良好的壓裂液體系，在未使用粉砂降濾的情況下成功地進行了壓裂施工，進一步提高了裂縫導流能力，減小了對地層的傷害，這2 口井的平均壓裂后產量達到了37 t/d，增產效果顯著。

另外，Y21 區塊儲層巖石表現為弱-中等偏弱水敏、地層溫度120 ℃， 采用推薦的胍膠壓裂液體系可滿足加砂要求，但胍膠濃度應根據實際井的滲透性和加砂規模進行微調。Y21 區塊存在一定的支撐劑嵌入，采用大粒徑或組合粒徑支撐劑可有效提高裂縫導流能力。 為提高該區塊壓裂效果，應采取不加粉砂降濾劑、在前置液之前加降黏液、強化壓裂后返排等技術措施。

4 壓裂后效果

2012 年6～8 月，Y21 區塊完成壓裂設計7 井次，現場施工7 井次，全部按設計施工，施工成功率100%，最大單井加砂量157.7 m3，平均單井加砂量88.2 m3，壓裂后試油平均單井日產油26.3 t，投產后平均單井日產油11.9 t，壓裂效果顯著。

5 結論

a）油藏整體壓裂經十余年的發展應用，至今已經形成了一套較為完善的技術體系。 即：壓裂前油藏綜合評價、壓裂材料評價優選、整體壓裂方案優化設計、水力裂縫測試診斷、壓裂后效益評價。

b）整體壓裂技術結合油藏地質條件和開發井網，借助水力裂縫、油藏和經濟模型，使它們達到最佳優化組合，以保證油藏經整體壓裂后能夠獲得最大的開發效果和經濟效益。

c） 前期綜合評價、整體壓裂設計、壓裂后效果評價應該是一個循環往復、不斷優化的過程，在這些環節的不斷循環深化過程中，油藏整體壓裂技術也在不斷地提高完善。

［1］ 羅英俊. 采油技術手冊（第3 版）［M］. 北京：石油工業出版社，2005.64-75.

［2］ 萬仁溥. 采油技術手冊（第9 分冊）壓裂酸化工藝技術［M］.北京：石油工業出版社，1998.131-147.

［3］ 閻光燦， 王曉霞. 地下儲氣庫建設技術［J］. 天然氣與石油，2004，22（2）：8-14.

［4］ 廖曉蓉，孟慶華，楊 宇，等. 新場氣田運用高低壓分輸技術提高氣田采收率［J］. 天然氣與石油，2003，21（2）：18-19.

［5］ 邊云燕，向 波，彭 磊，等. 高含硫氣田開發現狀及面臨的挑戰［J］. 天然氣與石油，2007，25（5）：3-7.

［6］ 史慶軒，楊民瑜，高文嶺. 低滲透油田整體壓裂方案研究［J］.長江大學學報，2010，7（2）：61-63.

［7］ 陳曉源， 任 茂. 特低滲透油田整體壓裂工藝技術研究［J］.鉆采工藝，2006，29（5）：41-44.