蔣司淋，楊晉榮

延長(zhǎng)油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西延安，716000

0 引言

南泥灣九龍泉開發(fā)區(qū)域位于南泥灣鎮(zhèn)西南部，2008年在該區(qū)域發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)62主力油層后進(jìn)行滾動(dòng)勘探開發(fā)，現(xiàn)有開發(fā)面積約4km2，總井?dāng)?shù)118口，其中注水井23口，采油井95口。經(jīng)過(guò)多年的持續(xù)開發(fā)，該區(qū)域長(zhǎng)62主力油層的剩余儲(chǔ)量逐漸減少，油井生產(chǎn)遞減較快，含水逐步增加，油田挖潛增產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。為了尋找九龍泉區(qū)接替產(chǎn)層及提高可采儲(chǔ)量，長(zhǎng)61、長(zhǎng)63差薄油層開發(fā)已經(jīng)成為后續(xù)工作重點(diǎn)方向，當(dāng)務(wù)之急是如何合理開發(fā)長(zhǎng)61、長(zhǎng)63差薄油層。因此，基于差薄油層壓裂改造存在的技術(shù)難點(diǎn)，對(duì)差薄油層壓裂改造工藝進(jìn)行了優(yōu)化分析，并形成了該區(qū)域的壓裂改造技術(shù)方案，不僅提升了該區(qū)域差薄油層的開發(fā)效果，同時(shí)也提高了該區(qū)域的可采儲(chǔ)量。

1 九龍泉區(qū)差薄油層壓裂改造難點(diǎn)

九龍泉區(qū)差薄油層相對(duì)常規(guī)油層砂體厚度小、物性差，人工壓裂時(shí)面臨的問(wèn)題更為復(fù)雜，歸納總結(jié)后主要存在如下四個(gè)難點(diǎn)：（1）差薄油層儲(chǔ)層砂體厚度較薄，壓裂時(shí)容易壓穿砂體上下部的泥巖層段，縫高不容易控制。（2）薄層砂泥巖互層具有砂巖發(fā)育較薄、連續(xù)性差、物性差的特點(diǎn)，人工壓裂裂縫遇到砂體上下泥巖層段時(shí)，由于泥巖段的應(yīng)力梯度較大，在壓裂改造時(shí)會(huì)引起工作壓力和破裂壓力的升高。（3）差薄油層壓裂的啟動(dòng)壓力較常規(guī)油層高，施工前期為了達(dá)到設(shè)計(jì)要求，需要大量泵注壓裂液才能實(shí)現(xiàn)提高排量，因此降低了前置液的使用效率。（4）差薄油層在壓裂過(guò)程中，即使采用低砂比的壓裂液，壓裂液進(jìn)入地層后施工壓力也會(huì)快速上升，這會(huì)引起不可預(yù)見(jiàn)的施工中斷，甚至引起砂堵問(wèn)題。

2 九龍泉區(qū)差薄油層壓裂改造工藝優(yōu)化

差薄油層壓裂裂縫的縫高較難控制，壓裂過(guò)程中極容易發(fā)生砂堵。因此，差薄油層壓裂的關(guān)鍵點(diǎn)是如何有效控制裂縫的高度，使壓裂支撐劑均勻地分布在儲(chǔ)層裂縫中，盡量提高壓裂支撐劑的有效支撐。

2.1 射孔參數(shù)優(yōu)化

差薄油層壓裂最好采用負(fù)壓射孔方式，選用適合于儲(chǔ)層的優(yōu)質(zhì)射孔液，使用大孔密、大孔徑聚能彈，高射開程度射開施工油層段為好，同時(shí)采用避射技術(shù)和擴(kuò)射技術(shù)對(duì)射孔方位進(jìn)行優(yōu)化。

2.2 壓裂方式優(yōu)化

九龍泉區(qū)部分井差薄油層層數(shù)較多且非均質(zhì)性強(qiáng)，如果壓裂目的層間泥巖隔層明顯，可以使用分層壓裂方式，實(shí)現(xiàn)下井一趟壓裂管柱壓裂多層的目的，不僅提高了儲(chǔ)層的壓開程度，也節(jié)省了壓裂施工費(fèi)用。

2.3 壓裂液優(yōu)化

九龍泉區(qū)差薄油層壓裂液采用羥丙基胍爾膠+交聯(lián)劑水基凍膠配方（表1），成分主要包括羥丙基胍爾膠CJ2-6、無(wú)機(jī)硼砂（延遲交聯(lián)作用）、破膠激活劑BJ-I（使壓裂液中的凍膠發(fā)生化學(xué)降解，有利于壓后返排，減少對(duì)地層的傷害）、助排劑CF-5D（易產(chǎn)生泡沫，幫助壓液施工后的反排液體）、復(fù)合活性劑（防止浮狀液體的形成）、黏土穩(wěn)定劑COP-1（防止黏土膨脹）、KCl（可作防止膨脹的穩(wěn)定劑，還能改變基質(zhì)對(duì)水溶液的吸附潤(rùn)濕特性，從而提高返排效率，減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害）[1]、過(guò)硫酸銨APS（對(duì)羥丙基胍爾膠有破膠和降解作用）、殺菌劑CJSJ-2（防止基液變質(zhì)，清潔施工用水）。該配方因具有安全、清潔、價(jià)廉且性質(zhì)易于控制等特點(diǎn)而得到廣泛應(yīng)用。

表1 壓裂液配方組成及適用范圍

根據(jù)九龍泉區(qū)差薄油層地質(zhì)特點(diǎn)，設(shè)定模擬條件為：儲(chǔ)層有效厚度為2m、地應(yīng)力差為2MPa、壓裂施工排量為2m3/min，經(jīng)模擬得到九龍泉區(qū)差薄油層壓裂液黏度與壓裂人工裂縫縫寬的關(guān)系。模擬結(jié)果顯示，壓裂液黏度為80mPa·s。

2.4 支撐劑優(yōu)選

壓裂支撐劑首先要在地應(yīng)力場(chǎng)作用下能滿足優(yōu)化裂縫系統(tǒng)的導(dǎo)流能力要求，通常情況下應(yīng)具備高強(qiáng)度、低密度、經(jīng)濟(jì)適用等特點(diǎn)。本文對(duì)比了樹脂包衣石英砂和普通石英砂及普通陶粒砂三種材質(zhì)的支撐劑的性能（表2）。樹脂包衣石英砂支撐劑具有裂縫導(dǎo)流能力高、可降低施工壓力、緩解人工壓裂后支撐劑回流、預(yù)防油井吐砂的優(yōu)點(diǎn)，可滿足該區(qū)差薄油層的壓裂需求。

表2 樹脂包衣石英砂與普通石英砂、陶粒砂性能對(duì)比表

2.5 施工參數(shù)優(yōu)化

模擬施工排量對(duì)縫高的影響程度，當(dāng)排量增加時(shí)，造縫高度大幅擴(kuò)大，而支撐縫高變化不大，縫高的擴(kuò)展導(dǎo)致縫窄，稍高砂比混砂液進(jìn)地層時(shí)即發(fā)生砂堵。低滲透地層一般要求深的穿透裂縫，并且某些裂縫可以允許有低導(dǎo)流能力。考慮砂體展布、砂體厚度、注采井網(wǎng)及井距情況、裂縫方位，分析地應(yīng)力，在整體壓裂思路基礎(chǔ)上，確定合理的壓裂裂縫穿透比為0.3～0.4，縫長(zhǎng)為75～100m，優(yōu)化施工排量為1.5～2.0m3/min，加砂量為20m3、施工砂比為20%～35%。

2.6 施工工藝優(yōu)化

2.6.1 泵注程序優(yōu)化

①為了增加壓裂縫寬，可適當(dāng)提高前置液的用量；②降低施工初期砂比和砂比的提升幅度。初期起步砂比由9%～11%降至7%～8%，砂比提升幅度由8%～10%降至6%～7%。根據(jù)不同砂比混砂液的泵注壓力變化，及時(shí)調(diào)整混砂液砂比。最高砂比＜35%，平均砂比在20%左右。根據(jù)上述原則，得出適用于差薄油層壓裂改造的泵注程序。

2.6.2 前置酸液處理技術(shù)

采用前置酸液處理技術(shù)，針對(duì)因鉆井液、修井壓井液、注水等產(chǎn)生地層污染堵塞而引起的施工壓力異常高的這部分井，可在壓裂前采取酸化預(yù)處理。

前置酸液作用機(jī)理：①凈化射孔孔眼；②消除鉆井及作業(yè)過(guò)程中的泥漿污染。

酸化預(yù)處理液配方根據(jù)污染類型、儲(chǔ)層類型、礦物組成等因素確定。組成包括：復(fù)合黏土穩(wěn)定劑、高活性表面活性劑、防乳破乳劑。防止壓裂液進(jìn)入地層引起賈敏、水鎖、黏土膨脹等敏感性反應(yīng)，造成地層堵塞。

前置酸液技術(shù)指標(biāo)：①80℃，2.5h，破乳率≥98%；②表面張力18.5～22.0mN/m；③界面張力0.05～0.1mN/m；④黏土防膨率≥90%；⑤地層巖心傷害率≤5.0%。

經(jīng)前置酸液處理后，支撐裂縫滲透率有較大提高，滲透率提高率30%。

2.6.3 支撐劑段塞優(yōu)化技術(shù)

支撐劑經(jīng)過(guò)泵注進(jìn)入儲(chǔ)層裂縫時(shí)，附加斜井彎曲摩阻、孔眼摩阻、多裂縫產(chǎn)生的摩阻等，這里負(fù)面因素經(jīng)常導(dǎo)致壓裂液提前脫砂或端部脫砂，使人工壓裂裂縫在裂縫寬度及長(zhǎng)度、裂縫走向、裂縫滲流等方面的參數(shù)達(dá)不到預(yù)期技術(shù)指標(biāo)。而支撐劑段塞優(yōu)化技術(shù)對(duì)于降低摩阻效果明顯。

裂縫要擴(kuò)展，進(jìn)入裂縫的壓裂液供給速度必須大于縫內(nèi)液體向地層的滲流速度。當(dāng)存在大量的小裂縫來(lái)競(jìng)爭(zhēng)裂縫寬度時(shí)，前置液前期泵入的支撐劑段塞在小裂縫內(nèi)形成橋塞，阻止了小裂縫的擴(kuò)展[2]，后續(xù)的壓裂液將主要用于主裂縫擴(kuò)展，所以可以有效增加裂縫長(zhǎng)度和寬度。

依據(jù)彎曲摩阻的大小決定所采用段塞用支撐劑的粒徑、數(shù)量和濃度。儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育較低的區(qū)域，選擇中粒段塞（粒徑425～850μm）；儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育較多的區(qū)域，選擇粉粒段塞（粒徑106～212μm），可降低壓裂液濾失；井斜較大井采用2～3個(gè)段塞，措施效果顯著。

2.6.4 強(qiáng)制裂縫閉合技術(shù)

與自然裂縫閉合速度相比，采用強(qiáng)制裂縫閉合技術(shù)，人工裂縫閉合的速度更快，防止支撐劑沉淀到裂縫下部，使壓裂目的層得到有效的支撐，提升支撐劑在裂縫中的支撐效率。

該項(xiàng)技術(shù)的重點(diǎn)在于壓裂施工結(jié)束后的人工強(qiáng)制反排壓裂液。一般壓后使用的方法是雙翼排液管線、針型閥控制放噴。

技術(shù)優(yōu)點(diǎn)：①降低排液時(shí)間，排液快；②減少壓裂液對(duì)地層的傷害；③有效阻止支撐劑的回流；④產(chǎn)層內(nèi)得到較大的填充。

2.6.5 裂縫縫高控制技術(shù)

除優(yōu)化射孔、避射技術(shù)，優(yōu)化壓裂液黏度，優(yōu)化施工排量等控制裂縫高度的措施外，還應(yīng)用了人工隔層控制裂縫高度的技術(shù)，使支撐劑盡可能地鋪置在目的層中[3]。壓裂過(guò)程中利用重質(zhì)沉降劑控制裂縫向下延伸，利用浮式轉(zhuǎn)向劑控制裂縫向上延伸，即利用上述兩種轉(zhuǎn)向劑控制人工壓裂裂縫的向上下延伸[4-5]。

3 九龍泉區(qū)差薄油層壓裂改造技術(shù)方案

根據(jù)低滲透油田差薄油層壓裂的理論試驗(yàn)和模擬研究的成果，結(jié)合前人針對(duì)差薄油層的壓裂經(jīng)驗(yàn)，制定了符合九龍泉區(qū)低滲透差薄油層特點(diǎn)的壓裂技術(shù)方案，具體如下。

射孔參數(shù)：優(yōu)選負(fù)壓射孔方式，射孔時(shí)使用大孔徑、大孔密及上下部避射及擴(kuò)射技術(shù)；

壓裂方式：根據(jù)工區(qū)差薄油層特點(diǎn)，可以使用分層壓裂技術(shù)；

壓裂液：壓裂液黏度為80mPa·s，配方為羥丙基胍爾膠+交聯(lián)劑水基凍膠；

支撐劑：樹脂包衣石英砂；

施工參數(shù)：加砂量＜20m3，砂比20%～35%，施工排量為1.5～2.0m3/min，壓裂裂縫穿透比為0.3～0.4；

施工工藝：根據(jù)不同砂比混砂液的泵注壓力變化，及時(shí)調(diào)整混砂液砂比以及前置酸液處理技術(shù)、支撐劑段塞優(yōu)化技術(shù)、強(qiáng)制裂縫閉合技術(shù)以及裂縫縫高控制技術(shù)的使用。

4 結(jié)語(yǔ)

南泥灣九龍泉區(qū)域差薄油層雖然油氣潛能較好，但具有“多層發(fā)育、層間變化較大”的特點(diǎn)，目前該區(qū)域差薄油層動(dòng)用開發(fā)層段較少。為了實(shí)現(xiàn)該區(qū)域差薄油層規(guī)模開發(fā)，提高可采儲(chǔ)量、降低投資風(fēng)險(xiǎn)，本文根據(jù)九龍泉區(qū)差薄油層開發(fā)特點(diǎn)，主要從射孔參數(shù)優(yōu)化、壓裂方式優(yōu)化、壓裂液優(yōu)化、支撐劑優(yōu)選、施工參數(shù)優(yōu)化、施工工藝優(yōu)化六個(gè)方面進(jìn)行了闡述，針對(duì)九龍泉區(qū)差薄油層壓裂改造存在的技術(shù)難點(diǎn)，總結(jié)了適用于九龍泉區(qū)差薄油層的壓裂改造技術(shù)方案，提升了研究區(qū)差薄油層的開發(fā)水平。