一種低滲儲層薄互層壓裂技術及其應用

張 乾，向兆東，張 朔，楊 志，馬 超，汪 強

（中國石油集團渤海鉆探工程有限公司井下技術服務分公司，天津 300283）

YG1 井儲層為薄互層發育的低滲透儲層，具有非均質嚴重，厚度薄，低孔低滲，地層能量低等特點，因此，需要對該儲層進行壓裂改造。該油藏滲透率0.12×10-3μm2～5.86×10-3μm2，平均滲透率0.953×10-3μm2，孔隙度4.15 %～9.56 %，平均孔隙度7.96 %，為低孔特低滲儲層。該低滲儲層厚度一般為3 m～10 m，隔層厚度小于5 m，而且隔層巖石應力差小，常規的射孔方式和大排量壓裂可能會導致裂縫串層，小排量有可能導致儲層未充分壓開，而且該油藏為氣藏，還要注意儲層保護，以免造成產量減低。

在低滲儲層薄互層壓裂過程中，常規的壓裂方法不能很好的處理好每個油層，有的薄層不能被充分壓開或者壓裂過度導致串層[1-3]。因此，在充分考慮該井實際地質情況，采取了多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術，對各油層進行分段，多簇射孔，可以保證在壓裂過程中的裂縫充分擴張，并且有利于支撐劑在油層段的鋪置[4]。

1 支撐劑及加砂強度優化

不同濃度和不同粒徑組合的支撐劑對薄互層的裂縫導流能力產生較大的影響，使用FCES-100 型裂縫導流儀測試了不同情況下支撐劑在地層巖石中的導流能力[5]。所用支撐劑為陶粒，測試壓力60 MPa，測試時間30 h。采用單一粒徑的支撐劑，往往在裂縫輸送過程中不能到達裂縫的最深處，因此需要不同粒徑的支撐劑進行組合，來改善鋪置效果，提高裂縫導流能力。不同粒徑組合的支撐劑導流能力測試結果（見圖1）[6]。從圖1 中可以看出，50 %（40/70 目）+50 %（30/50 目）的支撐劑組合導流能力最強，在閉合壓力40 MPa 的情況下，導流能力達到265 μm2·cm，為推薦粒徑組合。

壓裂層的油層厚度小，該儲層巖石泊松比0.2，楊氏模量22 660 MPa，破裂梯度0.021 MPa/m，采用中密度支撐劑。根據該地層特性，做出如下施工方案：加砂強度1.54 m3/m～7.94 m3/m。壓裂目的層縫網指數為0.25～0.38，脆性一般，水力裂縫能夠形成一定程度的復雜裂縫形態，但需要從工藝上提高裂縫的復雜程度。

2 低傷害壓裂液配方優化

根據該區塊地質特征，選取了低傷害壓裂液體系，能夠極大的增大壓裂后的油氣產量。

2.1 稠化劑

植物性增稠劑具有低殘渣含量，可以有效提高壓裂液的清潔程度，常用的有：羥丙基瓜爾膠、壓裂用增黏劑高黏改性瓜爾膠、醇基瓜爾膠、低傷害瓜爾膠、羧甲基瓜爾膠等。在上述增稠劑中進行優選，實驗結果（見表1），結合YG1 井埋藏深度和地層溫度（172 ℃），選擇壓裂用高黏改性瓜爾膠。

2.2 防膨劑

該地區的泥質含量4.95 %～16.44 %，平均泥質含量9.1 %。進行了防膨劑防膨實驗，實驗結果（見表2）。從表2 可以看出，1.0 %FB-3+1.0 %KCl 防膨率為89.85 %，防膨效果最好，選為該體系的防膨劑。

2.3 助排劑

圖1 支撐劑粒徑組合對裂縫導流能力影響

表1 增稠劑性能評價結果數據表

表2 防膨劑實驗結果

表3 助排劑實驗結果

表4 助排劑表面張力測試結果

表5 壓裂液破膠實驗結果數據表

不同助排劑性能評價，依據實驗結果，0.3 %CA-1表面張力23.08 mN/m，界面張力1.56 mN/m，助排效果最佳，并根據濃度優選結果（見表3、表4），選取助排劑濃度為1.0 %。

根據上述實驗結果，并優選其他助劑，可以得到如下壓裂液體系：0.1 %增稠劑+0.01 %交聯劑+0.03 %交聯增效劑+0.1 %防膨劑+0.5 %助排劑+0.5 %防水鎖劑。該壓裂液在160 ℃條件下剪切120 min，壓裂液黏度達到55 mPa·s，完全滿足壓裂施工對壓裂液黏度的要求。

2.4 壓裂液破膠性能評價

壓裂液破膠實驗結果（見表5），壓裂液在160 ℃下破膠時間為6 h，破膠液黏度1.75 mPa·s，殘渣含量197.2 mg/L，表面張力25.2 mN/m，性能高于行標要求。

2.5 水鎖傷害實驗

水鎖傷害實驗（見表6），水鎖解堵率為83.07 %，能夠滿足壓裂儲層保護要求。

表6 水鎖傷害處理劑實驗結果

3 現場實施

該井壓裂目的層為53 m/7 層，跨度124.9 m，采用多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術。根據儲層分布情況及計算的儲層的縫網指數、地應力大小，將壓裂目的層分為四段進行壓裂，每段按照多簇射孔方式射孔，根據儲層厚度、射孔井段長度情況優化壓裂液用量、支撐劑用量情況（見表7）。

表7 YG1 井壓裂設計表

本次施工按照設計順利完成，通過多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術，不同的施工排量對裂縫影響顯著，采用大排量有利于攜砂和造縫，且層間距離一般小于5 m，排量6.0 m3/min～6.5 m3/min。為提高裂縫長期高導流能力，將平均砂比控制在25 %左右。

YG1 井壓裂后初期自噴產液25.7 t/d，產油21.8 t/d。鄰井采用常規壓裂工藝的YG2-1 井初期自噴產液17.85 t/d，產油14.63 t/d。生產1 個月YG1 井累計產油597.8 t，遠高于鄰井YG2-1 的415.8 t，說明多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術改造取得了良好效果。

4 結論

（1）多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術可以有效改善薄互層壓裂效果，實現薄互層的充分改造。

（2）通過優化支撐劑的配比和加量可以得到50 %（40/70 目）+50 %（30/50 目）的支撐劑組合導流能力最強，在閉合壓力為40 MPa 的情況下，導流能力達到265 μm2·cm。

（3）為提高裂縫長期高導流能力，將平均砂比控制在25 %左右，排量6.0 m3/min～6.5 m3/min。YG1 井壓裂后，月產油量597.8 t，遠高于鄰井YG2-1 的415.8 t，說明多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術改造取得了良好效果，值得在類似儲層中推廣使用。