坪北油田薄油層壓裂工藝技術探討

莫云亮

（中國石化集團江漢油田分公司坪北經理部，陜西 安塞717408）

1 坪北薄油層概況

坪北油田位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡中部坪橋鼻褶帶，含油層位為三迭系延長組，主要含油小層為長4＋52、長61和長62，次為長21、長63。目前動用儲量面積為64km2，動用儲量3 745萬噸，總體來說，工區面積已經圈定，主力層已經動用。隨著開發的不斷進行，現有儲量動用程度逐年加大。

同時，坪北油田近年擴邊效果逐年變差，內部加密調整潛力有限，目前750口油井鉆遇油層尚有49.1%未動用，其中有效厚度大于4m、小于10m的層共892層、5 439m，占未動用層的54.3%，單井平均有效厚度僅為4.7m，如何將薄層有效動用，將是坪北今后穩產的重點。

長63為近年發現油層，目前有80% 以上的儲量未動用，其中有效厚度小于7m的薄層所占比例為81.2%。目前通過開發方式的評價，發現該層超前注水開發有平均1.0～2.0t的穩定產量，可作為油田“十三五”的接替儲層。

2 儲層潛在傷害機理分析

2.1 儲層物性分析

長63滲透率 （0.26～0.84）×10－3μm2，平均0.5×10－3μm2，最大孔隙度11.3%，最小孔隙度8.4%，平均9.1%。孔隙結構以狀喉道和彎片狀喉道為主，屬小孔細喉型，平均孔喉半徑0.382μm，中值壓力1.99MPa，排驅壓力0.43MPa。整體屬于低孔、特低滲儲層。

潛在傷害分析：坪北儲層整體物性較差，微觀孔隙結構以細小、微細喉道為主，孔隙小，喉道細窄而彎長，孔喉比中等，易造成毛管吸附力很大，油氣運移阻力較大，導致生產過程中流體流動困難，造成較大的滲流阻力，滲流特征一般表現為束縛水飽和度較高，油水兩相滲流區間小，隨含水飽和度的增加，油相滲透率將大幅降低。

對于此類低滲透、特低滲透儲層的壓裂改造來說，人工裂縫能夠有效改善滲流環境，但大量液體進入地層，若滯留時間較長，改變原有的儲層環境，一定程度上將影響措施效果；外來壓裂液入侵到基質中，對儲層造成污染，將會影響壓裂縫面附近的基質的滲流能力；同時破膠液中殘渣的存在，可能堵塞部分孔喉，傷害儲層滲流能力，因此，確保壓裂液的低傷害、盡快返排將是減少儲層傷害的重要技術手段，也是工作的重點方向之一。

2.2 巖石礦物組分及敏感性分析

石英含量29.1%～35.0%，平均為32.4%；鉀長石含量35.8%～40.0%；斜長石平均含量7.0%～10.4%。長石普遍發生伊利石化、綠泥石化。粘土礦物中綠泥石占總量的80% 以上。其次為伊蒙混層，平均占粘土礦物總量的7.27%，伊利石平均占粘土礦物總量的6.36%（表1）。

表1 長63儲層礦物組分表

長63速敏以無速敏為主，次之弱速敏。水敏以弱水敏為主，其次為中等偏弱，損害率在12.79%～36.77% 之間。鹽敏臨界礦化度在15 228～30 457mg／L之間。堿敏以中等偏弱為主，次為弱堿敏，損害率在23.4%～44.68% 之間，堿敏臨界pH值在7～8.5之間。酸敏以強酸敏為主，其次為中等偏強，損害率在20.49%～84.2%。

潛在傷害分析：坪北儲層中綠泥石含量較高，盡量避免酸性液體進入地層，產生酸敏傷害；粘土含量及伊蒙混層含量相對較高，與水基壓裂液接觸立即膨脹，易使儲、滲空間減少，松散粘附于孔道壁面的粘土顆粒與壓裂液接觸時分散、剝落，隨壓裂濾液進入油氣層或沿裂縫運動，在孔喉處被卡住，形成橋堵，引起傷害，壓裂液體系中相應添加劑的優化較為重要。

3 壓裂工藝技術探討

3.1 巖石力學參數模擬

對于薄油層的壓裂改造而言，需要確保人工裂縫在儲層中的有效延伸，控制縫高是關鍵，各類巖石力學參數的分析尤為重要。

2.3 適時播種。依土壤肥力和地塊分布確定播種順序，一般當地溫度5cm深土壤穩定通過8℃即可播種。原則上要先播土壤肥力好的高燥陽坡地和平肥壤質土地，再播土壤肥力中等的沙壤土或沙土地，后播背陰坡、低洼易澇或地力較差的地塊。

利用GOHFER軟件對測井曲線進行處理，以獲取儲層泊松比、楊氏模量、儲隔層應力等相關數據。

以P29－100井為例，從測井曲線分析，油層GR值較低，平均為58APi，儲層上、下部均發育一定隔層，但不連續，厚度5～8m。上隔層GR值平均為88APi，下隔層GR值平均為88APi，隔層GR值多呈鋸齒狀，表明巖性不純，壓裂施工中對裂縫縱向上延伸的控制不利（圖1）。

圖1 P29－100井長63測井曲線

根據軟件模擬結果，上隔層應力平均值19.1MPa，下隔層應力平均值為18.7MPa，油層與下隔層應力差平均值為0.2MPa，油層與上隔層應力差平均值為0.6 MPa（表2）。

表2 P29－100井長63巖石力學參數表

根據理論研究成果，隔層應力對裂縫高度產生影響（圖2）：當油層與上、下隔層的應力差≥6.5MPa時，裂縫的延伸能夠較好控制在儲層內。而坪北薄油層的上下隔層應力差較小，裂縫形態難以得到有效控制。

圖2 應力差的變化對裂縫形態的影響

3.2 施工參數對裂縫形態的影響

3.2.1 射孔參數對裂縫形態影響

根據地質解釋和前期開發認識，坪北薄油層通常打開顯示較好的4～6m，在此基礎上，以P29－100井為例，通過軟件模擬不同射孔條件下的裂縫形態（規模、排量、泵注等參數恒定），分別為頂部射孔、中部射孔、底部射孔，結果如下：P29－100井長63儲層顯示較好段：1 342～1 352m，設定前置液10m3，排量1.0m3／min，砂量10m3，平均砂比30%（表3）。

表3 P29－100井長63層不同射孔井段壓裂模擬結果

分析發現，不同的射孔對裂縫形態影響不同，在儲、隔層應力差值較小的情況下，其中靠近油層中部射孔對裂縫高度的控制有著一定的效果。

3.2.2 施工規模對裂縫形態的影響

模擬不同規模下的人工裂縫形態，具體參數如下（表4）。

表4 不同規模下裂縫形態參數表

模擬結果表明，較高施工規模下的人工裂縫具有較高的導流能力，但在儲、隔層應力差值較小的情況下，規模對裂縫的形態影響較大，尤其是隨規模的增加，裂縫高度失控較為嚴重。根據薄油層的儲層特點，要確保人工裂縫在主要在儲層中延伸，應采用合適的施工規模。

3.2.3 施工排量對裂縫形態的影響

在控制施工規模的前提下，改變施工排量進行模擬，形態如下（圖3）。

圖3 相同施工規模、不同排量下裂縫形態圖

施工排量影響縫內凈壓，對裂縫形態影響較大，ΔPnet／Δσ，兩者差值決定縫高擴展程度，從模擬結果看，在儲、隔層應力差值較小的情況下，隨著施工排量的增加，裂縫的高度隨之增加。針對坪北薄油層而言，控制縫高、增加縫長有利于確保措施效果，在缺少較好的隔層環境下，需要嚴格控制施工排量。

3.3 壓裂液體系

坪北薄油層具有低孔、低滲特點，前文分析壓裂液體系應盡量避免對儲層造成較大的傷害而影響措施效果，同時結合控縫壓裂工藝技術，液體需要具有一定的低粘度、高攜砂性能，擬采用目前較為成熟的增效壓裂液體系，并開展了相關試驗。評價增效壓裂液體系性能主要有兩大優點，一是確保攜砂能力的同時，降低原體系粘度，二是降低原有配方的殘渣含量對儲層的傷害（圖4，5）。

坪北現用液體配方為：0.45%HPG＋0.2%SD－113＋0.2%JT－1021＋0.2%D60＋0.2%COP－2＋0.1%1227＋0.01%NaOH；增效壓裂液的配方如下：0.3%HPG＋0.5%LT－3＋0.2%SD－113＋0.2%JT－1021＋0.2%D60＋0.2%COP－2＋0.1%1227＋0.01%NaOH。

圖4 液基液粘度對比圖

圖5 凍膠粘度對比圖

另外，通過降低稠化劑使用濃度，可使壓裂液成本降低27元／m3（表5），按單井施工平均液量100m3計算，單井節約成本2 700元。

表5 坪北配方及增效壓裂液配方成本表

4 結論及認識

1）從分布及開發情況看，坪北薄油層長63具有增產潛力，但儲層物性較差，壓裂改造是確保產量的主體措施工藝。

2）坪北儲層中綠泥石含量較高，盡量避免酸性液體進入地層，產生酸敏傷害；粘土含量及伊蒙混層含量相對較高，與水基壓裂液接觸立即膨脹，易使儲、滲空間減少，松散粘附于孔道壁面的粘土顆粒與壓裂液接觸時分散、剝落、隨壓裂濾液進入油氣層或沿裂縫運動，在孔喉處被卡住，形成橋堵，引起傷害，壓裂液體系中相應添加劑的優化較為重要。

3）薄油層的壓裂工藝優化較為重要，軟件模擬儲、隔層的應力差值較小，不利于人工裂縫高度的控制；通過射孔參數、施工參數的優化，一定程度上能夠控制裂縫形態，確保薄油層段得到較好的改造。但需要獲取地層巖心，開展巖石力學試驗，以真實的參數指導控縫壓裂工藝的實施。

4）增效壓裂液具有較低粘度、低傷害的特點，一定程度上能夠滿足控縫壓裂工藝需求，同時能夠降低成本，通過完善、優化后具有一定的現場推廣應用潛力。

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