尤元菊

(中油吉林油田公司吉林松原138000)

莫里青油田儲層具有低孔、低滲、水敏性強、巖石分選差、天然裂縫不發(fā)育的特征，常規(guī)壓裂工藝技術(shù)難以滿足提高產(chǎn)能的要求。針對儲層水敏性強的問題，應用了低傷害柴油乳化壓裂液體系，使伊59井獲得了116 t/d的高產(chǎn)油流，為下一步規(guī)模性的開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。隨著開發(fā)規(guī)模不斷擴大，為降低壓裂成本，成功研發(fā)了低傷害原油乳化壓裂液體系，推廣應用獲得了理想的壓裂效果。針對巖石分選差，閉合壓力高，支撐劑嵌入裂縫面影響導流能力的問題，采用儲層巖心制作實驗巖板，進行了支撐劑嵌入對導流能力傷害實驗，認識了支撐劑不同鋪置濃度下導流能力隨閉合壓力的變化關(guān)系，為整體優(yōu)化壓裂設(shè)計提供了一定的理論依據(jù)。隨著開發(fā)歷程的進展，理論結(jié)合現(xiàn)場實踐不斷優(yōu)化壓裂施工參數(shù)，取得了顯著的壓裂效果，展示了壓裂工藝技術(shù)在油田開發(fā)中的重要作用。

1 莫里青油田儲層特征

莫里青油田屬于伊通地塹的一部分，是斷層巖性油藏。儲層天然裂縫不發(fā)育，埋深2 700 m，溫度102℃，孔隙度13.5%，滲透率1.5×10-3μm2;屬低孔低滲儲層，壓裂應造長縫以滿足提高產(chǎn)能的需求。粘土礦物含量8.8%，以伊蒙混層、高嶺石為主?？缀砑?、敏感性強，壓裂易造成儲層污染。巖石成熟度低，分選差，巖性多為快速堆積的含礫粉砂巖，壓裂存在支撐劑嵌入的現(xiàn)象。

2 莫里青油田壓裂工藝技術(shù)

2.1 低傷害壓裂工藝技術(shù)

2.1.1 乳化壓裂液體系的研究與應用

2008年投入開發(fā)以來，為了探索與該區(qū)相適應的壓裂液體系，根據(jù)儲層溫度、敏感性、流體性質(zhì)等特征，分析了壓裂液對儲層的傷害機理。第一，儲層粘土礦物含量較高，且以伊蒙混層、高嶺石、伊利石為主。當水基壓裂液進入儲層時，伊蒙混層的晶格水化膨脹和高嶺石、伊利石的微粒運移等物理化學作用，會引起孔喉變細或堵塞，造成儲層滲透率下降。第二，由于巖石孔喉細，以細喉、微細喉為主，平均喉道半徑 1.08 μm，小于 0.1 μm的占 42.5%。而破膠液殘渣粒徑平均為103.7 μm，大于孔喉直徑，排除了顆粒侵入傷害。分析認為，壓裂液給儲層帶來的傷害應以基質(zhì)濾失傷害和粘土膨脹傷害為主。為此，以低濾失、高防膨率、傷害性小為研究方向，首先研究應用了柴油乳化壓裂液體系，使伊59井獲得了116 t/d的高產(chǎn)油流。2009年開發(fā)規(guī)模擴大，為降低壓裂成本，研發(fā)了原油乳化壓裂液體系，室內(nèi)實驗評價，原油乳化壓裂液與柴油乳化壓裂液綜合性能相當，大面積推廣應用獲得了理想的壓裂效果。

目前應用的柴油、原油乳化壓裂液體系油相含量為5%～30%。具有降濾性能顯著、流變性、破膠性良好、對儲層傷害小的特點。乳化壓裂液與水基壓裂液的靜態(tài)濾失對比，乳化壓裂液在25 min時的濾失量比水基壓裂液降低40.8%。在溫度100℃條件下，乳化壓裂液170 s-1剪切1 h后，粘度約100 MPa·S，破膠液粘度低于 7 MPa.S。壓裂液對巖心傷害試驗表明，傷害率由以往的35%降至25%。根據(jù)不同儲層的水敏指數(shù)確定不同配比的乳化壓裂液，降低了壓裂液對儲層的傷害?？蛇m應溫度100℃強水敏儲層的壓裂施工要求。

現(xiàn)場應用效果:2008年～2011年，莫里青油田共施工215口井，壓裂施工成功率95.7%。其中柴油乳化壓裂液施工35口井，壓后平均單井日產(chǎn)6.8 t，原油乳化壓裂液共施工180口井，壓后平均單井日產(chǎn)6.7 t，兩者壓后產(chǎn)量相當?，F(xiàn)階段全部使用原油乳化壓裂液體系。

2.1.2 提高壓裂液效率

提高壓裂液利用率和提高壓裂液返排率是壓裂工程中對儲層保護的有效手段。而減少前置液用量和提高砂比是提高壓裂液效率的有效途徑。

(1)降低前置液百分比。

前置液用量是影響壓裂能否成功及壓裂效果的重要因素。前置液用量的計算方法一般有兩種:一是前置液量為攜砂液量的30%。二是以壓裂液效率為變量的函數(shù)進行計算，不考慮濾失時，根據(jù)公式(1)進行計算。

式中:∮為前置液百分比［前置液體積/(前置液體積+攜砂液體積)×100%］，%;η為壓裂液效率，%。

前者沒有考慮壓裂液性能和儲層特性，不精確。后者根據(jù)小型壓裂測試結(jié)果，壓裂液效率45.3%，計算前置液合理用量34.9%，所以，先期現(xiàn)場前置液用量平均為 35.5%。之后利用FracproPT壓裂軟件模擬計算了前置液量與裂縫幾何尺寸的關(guān)系，由表1看出，前置液量對裂縫動態(tài)縫長影響較大，但對裂縫支撐縫長影響很小，由此可見，減少前置液量是可行的。

表1 不同前置液用量對水力裂縫幾何尺寸的影響

為此，在減少前置液用量的同時又保障壓裂施成功率，優(yōu)化前置液百分比為15%-20%。

表2 莫里青油田2008-2011年前置液用量統(tǒng)計

礦場施工統(tǒng)計，莫里青油田前置液用量由2008年的35.7%降至2011年的22.2%，見表2。每方陶粒用液量由6.3 m2將到了5.0 m2，每井次減少用液量73 m2，壓裂施工成功率96.6%，既降低了壓裂成本又減少了壓裂液傷害，單井平均日產(chǎn)油由2010年的6.7 t/d提高到2011年的7.2 t/d。實現(xiàn)了敏感性低滲透儲層防污染、提高產(chǎn)能的壓裂目標。

(2)提高砂比。

提高砂比是提高壓裂液效率的有效途徑。根據(jù)壓裂軟件模擬結(jié)果兼顧壓裂現(xiàn)場施工的可行性，優(yōu)化施工加砂程序，將臺式加砂改為階梯式加砂，縮短低砂比階段的施工時間，快速提高砂比，加砂15min左右砂比提高至25%，增加高砂比施工階段。表2可見，平均砂比由25.2%提高到目前的29.2%，減少了攜砂液用量，降低了壓裂液殘渣對裂縫滲透率的影響。

2.1.3 壓裂過程中快速破膠及壓后及時返排

為了使壓裂液快速破膠、快速返排，降低壓裂液對儲層的污染，采取了三種措施。一是加砂過程中根據(jù)裂縫內(nèi)溫度場的變化，全程楔形追加水化劑;二是前置液中加入10%的微膠囊破膠劑;三是制定合理的返排時間和返排程序。對裂縫易向下延伸的壓裂層，采取強制閉合措施;對裂縫易向上延伸的壓裂層，使支撐劑充分沉降，壓后3 h，根據(jù)井口壓力等級選擇不同的油嘴尺寸，使壓裂液盡快排出又不會因為流速過大導致支撐劑回流。

2.2 整體優(yōu)化壓裂設(shè)計技術(shù)

2.2.1 裂縫長度的優(yōu)化

裂縫長度是影響壓裂效果的重要因素。裂縫長度的優(yōu)化，兼顧提高單井產(chǎn)能和最終采收率，遵循整體壓裂開發(fā)優(yōu)化壓裂設(shè)計的原則，使人工裂縫系統(tǒng)與井網(wǎng)系統(tǒng)達到合理匹配。一方面，根據(jù)儲層物性利用FracproPT軟件模擬計算了裂縫長度與壓后30 d產(chǎn)量的關(guān)系，由圖1看出，裂縫半長為120～150 m時壓裂效果較好。另一方面，在定井網(wǎng)條件下，根據(jù)電位法裂縫方位測試結(jié)果，在裂縫方位有利條件下，合理的裂縫半長為125 m。為此，綜合各方面因素，優(yōu)化莫里青油田合理裂縫半長為130 m。

圖1 裂縫半長與產(chǎn)油強度的關(guān)系

2.2.2 裂縫導流能力的優(yōu)化

首先，獲得較高的裂縫導流能力必須選擇合理的支撐劑。支撐劑的優(yōu)選，應以提高裂縫導流能力為目標，綜合考慮儲層閉合壓力、支撐劑短期導流能力和長期導流能力及易于攜砂等因素。用兩種方法計算了莫里青油田的閉合壓力。第一，統(tǒng)計了28口井的停泵壓力，平均23.8 MPa，井筒靜液柱壓力為25.5 MPa，計算井底閉合壓力為49.3 MPa;第二，根據(jù)小型壓裂測試結(jié)果，閉合壓力梯度為0.019 2 MPa/m，井深按2 700 m計算，井底閉合壓力為51.8 MPa。因此，支撐劑選用抗壓強度69 MPa，粒徑20～40目的低密度高強度陶粒，破碎率小于5%，滿足壓裂增產(chǎn)要求。

其次，獲得較高的裂縫導流能力必須有足夠的鋪砂濃度。針對該區(qū)巖性多為砂礫巖，閉合壓力約50 MPa，支撐劑嵌入裂縫面影響導流能力的問題，采用儲層巖心制作實驗巖板，開展了支撐劑嵌入對導流能力傷害實驗。研究認為，在相同地層條件下，支撐劑在礫巖中的嵌入最為嚴重，泥巖其次，粉砂巖最小。鋪砂濃度越大，嵌入對導流能力的傷害程度越小，嵌入傷害表現(xiàn)出來所需要的閉合壓力也越大。5 kg/m2鋪砂濃度下嵌入傷害表現(xiàn)出來的閉合壓力約為40 MPa，10 kg/m2鋪砂濃度下約為50 MPa，當閉合壓力從40 MPa增加到50 MPa時，鋪砂濃度為10 kg/m2時導流能力下降了7.1%，而鋪砂濃度為5 kg/m2時導流能力下降了17.5%，如圖2所示。說明低鋪砂濃度下一旦發(fā)生嵌入現(xiàn)象，影響程度比高鋪砂濃度大。所以，盡可能提高鋪砂濃度，才能獲得較為理想的導流能力［1］。

圖2 20-40目陶粒導流能力與閉合壓力關(guān)系

根據(jù)上述實驗結(jié)果，針對砂礫巖儲層，應用提高鋪砂濃度降低支撐劑嵌入對裂縫導流能力的影響，鋪砂濃度從5.7 kg/m2提高到了目前的8.9 kg/m2，形成了兼顧裂縫長度和導流能力的優(yōu)化壓裂設(shè)計模式。

2.2.3 裂縫高度的控制

裂縫延伸高度主要取決于地應力在垂向上的分布，受油層與隔層地應力差、油層厚度、隔層性質(zhì)及厚度影響［2］。為此，通過地應力剖面計算、結(jié)合測井及錄井資料，預測了裂縫高度，優(yōu)選壓裂射孔井段。利用壓裂軟件模擬計算，油層與隔層地應力差大于7 MPa時，施工排量對裂縫高度的影響較小，小于7 MPa時，施工排量對裂縫高度的影響較大。針對壓裂目的層之間隔層薄弱，厚度小，應力差小，壓裂時縱向?qū)娱g容易竄槽的情況，采取了避射井段、低排量或階梯升排量壓裂工藝技術(shù)［3］，有效控制了裂縫縱向的延伸。如Y59-4-2井補壓的下部層與上部已壓裂層之間僅有4.3 m泥巖，壓裂層厚度16.2 m，壓裂工藝采取了避射措施和低排量施工技術(shù)，壓裂施工時井口套管無返液現(xiàn)象，證明本次壓裂縫高得到了很好的控制，未延伸至上部油層。

3 結(jié)論與認識

(1)礦場實踐證明，低傷害乳化壓裂液體系具有低濾失、流變性能好、地層傷害程度低、攜砂能力強的特點，有效解決了莫里青油田低滲透儲層敏感性強的問題，原油乳化壓裂液的應用，降低了壓裂成本，提高了壓裂效果。

(2)利用理論模擬計算和現(xiàn)場實踐相結(jié)合的方法，減少了前置液用量，既節(jié)約了壓裂成本又降低壓裂液對儲層污染。

(3)應用提高砂比、壓后及時返排的壓裂技術(shù)，有效減少了壓裂液對儲層的傷害。

(4)通過室內(nèi)實驗研究分析了支撐劑嵌入對裂縫導流能力的影響程度，認為增加縫內(nèi)鋪砂濃度，可降低由于儲層閉合應力高而導致支撐劑嵌入的影響，形成了兼顧裂縫長度和導流能力的優(yōu)化設(shè)計模式。

(5)利用地應力剖面，通過優(yōu)化射孔井段、低排量或變排量施工，可有效控制裂縫縱向延伸。壓裂動態(tài)及生產(chǎn)動態(tài)分析并結(jié)合三維壓裂軟件模擬結(jié)果，是確定裂縫高度的簡單可靠實用的方法。

［1］ 溫慶志，張士城，王 雷，等.支撐劑嵌入對裂縫長期導流能力的影響研究［J］.天然氣工業(yè)，2005，25(5)：65-68.

［2］ 李峰，汪越勝，趙經(jīng)文，等.油氣井壓裂裂縫高度分析［J］.哈爾濱工業(yè)大學學報.1999(4)：22-25.

［3］ 李年銀，趙立強，劉平禮，等.裂縫高度延伸機理及控縫高酸壓技術(shù)研究［J］.特種油氣藏.2006，13(2)：61-63.