大港油田深層低滲油氣藏壓裂工藝技術研究與應用

趙玉東（大港油田公司石油工程研究院,天津300280）

大港油田深層低滲油氣藏壓裂工藝技術研究與應用

趙玉東（大港油田公司石油工程研究院,天津300280）

本文根據大港油田深層儲層壓裂改造的難點，開展了深層儲層改造工藝技術研究，通過研發了高溫深層壓裂液體系，應用前置液段塞技術、線性加砂技術及二次加砂縫網壓裂加砂技術，形成了一套適合于大港油田深層的儲層改造技術。

高溫;深層;壓裂;加砂;縫網;二次加砂

1 深層壓裂改造技點術難點

港深78斷塊、房35-22斷塊和張1504斷塊儲層埋藏深、物性差，為低滲、特低滲儲層，必須通過壓裂改造才能實現有效開發。深層油氣藏由于埋藏深、地層溫度高，要求壓裂液具有良好的耐高溫性能及降阻性能，具備在高溫及高剪切下的良好的粘度恢復性，從而確保造縫和攜砂能力；由于埋藏深，受上覆壓實作用等影響，油層膠結致密，地層破裂壓力高，加之管路沿程摩阻高，造成井口施工壓力高，施工排量受限，水力壓裂時裂縫起裂寬度窄，支撐劑在縫中的運移困難，難以提高砂比，并且很容易造成砂堵，導致施工失敗，因此也難以形成高導流能力的寬縫，影響壓裂效果。

2 高溫壓裂液體系研究

增稠劑優選：目前壓裂液采用的增稠劑主要分為兩類：一類是天然植物膠及其衍生物，如：瓜膠及其衍生物、田青膠及其衍生物、纖維素衍生物、香豆子膠、皂仁膠、魔芋膠等；另一種是人工合成類聚合物。人工合成類聚合物在耐溫性、水不溶物低和對細菌不敏感方面具有一定的優勢，但交聯后的壓裂液存在剪切敏感、破膠不徹底的缺陷未能推廣應用。天然植物膠和人工聚合物相比，不僅具有粘度高、抗鹽、抗剪切、摩阻低的優點，還具有原料易得、破膠徹底的優勢。因此我們確定天然植物膠作為低濃度低傷害壓裂液增稠劑優選的主要方向。

高溫壓裂液性能測試：140℃-160℃超低濃度低傷害壓裂液配方確定，根據正交實驗結果，調整壓裂液的各種添加劑濃度進行耐溫耐剪切性能測試。

綜合性能測試：依據行業標準SY/T5107-2005水基壓裂液性能評價方法，對壓裂液進行綜合性能評價。結果見圖2-1。

圖2-1 160℃低傷害壓裂液粘時曲線

3 壓裂工藝參數優化

3.1 支撐劑前置段塞技術

支撐劑段塞技術已經成功的應用于處理彎曲摩阻、多裂縫壓裂施工中。深層儲層改造時由于埋藏深，受上覆壓實作用等影響，油層膠結致密，地層破裂壓力高，水力壓裂時裂縫起裂寬度窄，支撐劑在縫中的運移困難，難以提高砂比，并且很容易造成砂堵，導致施工失敗，依據物性不同，優化支撐劑前置段塞技術，既能降低近井摩阻，也起到了支撐遠端微裂縫，保持近井裂縫高導流能力的作用。

3.2 線性加砂技術

加砂程序一般采取的是臺階式加砂程序，即支撐劑按幾個不同的砂液比臺階式加入。由于層薄、滲透率低加之井斜，加砂比較困難，為保持加砂順暢，施工順利，在設計中采用了低步長的加砂程序，砂比階梯步長為3-5%，縮小了每級砂液比的上升幅度，在整個加砂程序中砂液比連續升高，呈線性加砂，這樣就在地層中形成更為合理的支撐剖面，有利于提高增產效果。

4 二次加砂縫網壓裂加砂技術

二次加砂壓裂技術為提高裂縫的復雜程度，先泵注低粘度線性膠壓裂液+粉陶造縫，大排量施工，形成縫網；為形成主裂縫，提高裂縫導流能力，采用交聯壓裂液造縫、攜砂。二次加砂壓裂工藝，通過前次壓裂形成裂縫對地應力的干擾，降低水平地應力差異系數，板深37井采用二次加砂壓裂工藝，地應力差異系數從0.31下降至0.25，縫網指數從0.37提高到0.42。

模擬計算板深37相同液量、相同砂量一次加砂與二次加砂壓后改造體積,結果顯示與一次加砂相比，二次加砂DFN體積提高了31.5%，主裂縫導流能力提高了42.8%，裂縫寬度提高了29.8%。

5 結語

（1）超低濃度低傷害壓裂液能夠滿足140℃-160℃壓裂需要，壓裂液綜合性能評價達到行業標準。

（2）支撐劑前置段塞技術既能降低近井摩阻，也起到了支撐遠端微裂縫，保持近井裂縫高導流能力的作用。

（3）通過二次加砂壓裂工藝，形成人工裂縫對地應力的干擾，降低水平地應力差異系數，提高形成縫網的程度。

[1]付大其,程運甫,郝桂憲,等.大港南部難采油田整體壓裂技術研究與應用[J].天然氣與石油，2013,31(1):66-68

趙玉東（1987-），男，2011年畢業于東北石油大學油氣田開發工程專業，碩士，現在大港油田石油工程研究院工作，工程師，主要從事儲層改造技術研究。