遼河油田包14塊壓裂配套技術研究

姜振波

【摘要】本文在對包14塊油藏情況分析的基礎上，結合壓裂措施的效果，提出了包14塊在壓裂設計及現場實施中應考慮和注意的若干問題，對于提高薄互層油藏的壓裂效果具有一定的指導意義。

【關鍵詞】包14塊 水力壓裂 低溫 樹脂砂 速溶稠化劑

一、油藏基本情況

包14塊位于內蒙古自治區阿魯科爾沁旗五十家廟鄉西部，構造上位于陸家堡凹陷馬家鋪高壘帶向五十家子廟凹陷傾沒的斜坡上。主要含油層位為中生界侏羅系九佛堂組，油藏埋深-960～-1400米，為構造一巖性油藏。探明含油面積2.8km2，探明石油地質儲量252×104t。包14塊地層壓力梯度為1.06MPa/100m，該塊原始地層壓力12.3MPa，壓力系數0.96，飽和壓力4.95Mpa，地溫梯度為3.5oC/100m。

二、壓裂儲層評估與分析

（一）有利條件

①包14塊探明原油地質儲量252×104t，壓裂儲層有足夠的可采儲量；②包14塊大多數井采用壓裂投產方式，基本上仍保持原始地層壓力，儲層具有足夠的驅動能量；③壓裂儲層埋藏較淺，為-960～-1400m，破裂泵壓低，壓裂現場施工難度不大；④原油性質較好，屬稀油，壓裂后生產難度不大。

（二）不利條件

①儲層溫度低，壓裂液破膠困難，壓裂液返排效率低；②主力儲層九佛堂組上段，儲層跨度大，但單層層數多、單層厚度薄；③儲層平面上、縱向上非均質性均較強，各井之間連通性較差；④施工現場離油田駐地較遠，現場無完善的壓裂液配液站。

三、壓裂配套工藝技術

（一）新型低溫壓裂液體系

新型低溫壓裂液體系是在常規壓裂液體系的基礎上，在體系中加入一種叫做“低溫破膠劑助劑”的物質，其在低溫下可激發APS活性、并通過控制APS釋放過氧基的歷程，控制化學反應的關鍵步驟，如反應速度來控制壓裂液的破膠時間。

（1）APS破膠劑加量對壓裂液破膠時間的影響。常規壓裂液體系在低溫下加入APS破膠劑后沒有破膠顯示，而新型低溫壓裂液體系的破膠時間卻隨破膠劑APS加入量的增多而減少。

（2）pH值對新型低溫壓裂液破膠時間的影響。壓裂液體系的pH值也將對壓裂液凍膠的破膠情況起到一定的影響。當實驗溫度在35℃，而pH值不同條件下的一組實驗曲線。結論：新型低溫壓裂液體系，其凍膠的破膠時間與體系的pH值密切相關，具體表現為體系的pH值增加，壓裂液凍膠的破膠時間增加。

（3）環境溫度對壓裂液凍膠破膠時間的影響。環境溫度將對壓裂液凍膠破膠反應能否發生、并且以何種破膠反應速度發生起到影響。當新型低溫壓裂液體系pH值為9時，凍膠體系在不同溫度（52℃以下）時的破膠試驗結果。溫度對壓裂液的破膠速度影響很大，破膠速度隨體系溫度的上升而急劇加快。

（4）低溫破膠助劑用量對壓裂液凍膠破膠時間的影響。低溫破膠助劑是通過降低APS破膠反應的活化能，改變和加速壓裂液凍膠體系的破膠情況，表明了低溫破膠助劑用量對壓裂液凍膠破膠時間的影響。可以發現激活劑濃度在某一數值區間時，壓裂液凍膠破膠時間會有一個較大的變化。

（二）壓裂出砂的防治

隨著包14塊布井逐漸轉移到構造邊部，在油藏開發和壓裂改造中出現了新的問題。壓裂出砂就是一個比較突出的問題，大大影響了檢泵周期，并造成一些新井的停產。

我們先選取包10-02井進行壓裂測試，分析壓裂出砂的原因，使用G函數法計算閉合應力，該方法應用被認為是目前測試閉合應力的最好方法。分析得出了包10-02井瞬時井底停泵壓力ISIP為17MPa，1066.2-1097.2m的閉合壓力為16.45MPa，閉合應力梯度在0.0152MPa/m，地面閉合壓力為5.61MPa。

結論：該區塊不存在閉合應力過低的問題；降低施工排量，解決施工中由于凈壓力過高，縫長不夠充分，縫寬過寬，導致生產中返壓裂砂。

了解出砂原因后，我們使用了樹脂砂封口固砂技術。在加砂結束后尾隨4-5m3樹脂砂，現場使用情況表明，樹脂砂的使用確實起到防砂固砂的目的。

（三）壓裂液速溶稠化劑

科爾沁地區遠離配液現場、使用配液站配液是不可行的。現場使用胍膠等植物膠或相應粉劑配液存在用量大、“魚眼”多、抽吸難等諸多問題。

為解決該難題室內進行了大量的研究試驗工作、篩選出適合包14塊九佛堂組地層的壓裂液速溶稠化劑。該速溶稠化劑外觀為土黃色可流動粘稠液體，密度為1.1668/cm3，pH值為7。

（1）速溶稠化劑的優點：①溶脹迅速（3-5min溶液粘度達實驗室粘度的80%以上、10min粘度全部釋放）、結合井隊目前的設備裝置情況，實現半連續配液施工。如果設備允許可實現連續混配施工；②分散性好、只需稍加攪拌就會充分分散、材料充分利用、無魚眼現象；③壓裂液粘度穩定可調；④適應環境能力強；⑤摩阻低。

（2）與改性胍膠干粉性能對比。水不溶物比較。用速溶稠化劑破膠代替改性胍膠后，發現速溶稠化劑對壓裂液破膠時間、破膠液粘度并沒有多大的影響。破膠性能良好、同改性胍膠壓裂液體系比較、破膠液有微量油出現，但不乳化，可以隨壓裂液排出。

四、礦場試驗

包14塊累計實施水力壓裂措施68井次，取得了明顯的增產效果，部分壓裂井效果較好。包8-6井施工日期2004.3.18，壓裂井段1035.7-1076.4m，射開25.9m/10層，施工中加入支撐劑34m3，施工液量196.6m3，施工排量4.0m3/min，平均砂比24.4%，施工壓力29-27-26-27Mpa。本井是壓裂投產，壓后日產液40.2m3，日產油30.1t。

7-5井施工日期2004.5.26，壓裂井段1024.8-1079.9m，射開24.7m/17層，施工中加入支撐劑45m3，施工液量239.6m3，施工排量4.6m3/min，平均砂比27.2%，施工壓力35-31-30-27Mpa。本井是壓裂投產，壓后日產液32.5m3，日產油26.3t。

五、結論

（1）由于包14塊地層滲透率較低，原油物性也較差，常規投產產能很低，達不到工業性開采的目的，必須經過壓裂投產，才能使這類油田的開發在經濟合理的基礎上生產。

（2）實踐表明：新型低溫壓裂液體系適合包14塊低溫井的壓裂施工要求及壓后返排，對同類井具有借鑒作用。

（3）包14塊壓裂出砂是由于裂縫內凈壓力過高，縫長不夠充分，縫寬過寬，壓裂中尾隨樹脂砂是切實可行的方法。

（4）壓裂液速溶稠化劑的研制，解決了現場無法配液的難題，同時也為外圍井采取壓裂措施提供了保證。