熊 佩，胡艾國，李國鋒，姚昌宇

（中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

超淺層致密油藏整體壓裂技術(shù)研究及應(yīng)用

熊 佩，胡艾國，李國鋒，姚昌宇

（中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

針對(duì)超淺層致密油藏人工裂縫形態(tài)復(fù)雜、壓裂液破膠困難、地層能量低壓裂難度大等難點(diǎn)，以渭北長3超淺層油藏為研究對(duì)象，利用理論研究及現(xiàn)場測試等方法，研究超淺層致密油藏裂縫形態(tài)識(shí)別方法。結(jié)果表明：埋深小于450 m主要形成水平裂縫，大于550 m時(shí)形成垂直縫，根據(jù)定向井特點(diǎn)優(yōu)選了機(jī)械分壓作為整體壓裂主導(dǎo)工藝，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)出渭北長3超淺層低濃度胍膠壓裂液配方體系，并重點(diǎn)研究了超低溫復(fù)合破膠技術(shù)。現(xiàn)場試驗(yàn)69口井，改造有效率100%，實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊整體壓裂開發(fā)的技術(shù)突破，也為其它超淺層油藏開發(fā)提供了技術(shù)依據(jù)。

超淺層油藏；裂縫形態(tài)識(shí)別；整體壓裂工藝；參數(shù)優(yōu)化

超淺層油藏埋深普遍小于600 m，由于埋藏淺，地層壓力低，孔滲性差，需進(jìn)行良好的壓裂改造才具有經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能，而超淺層油藏壓裂改造目前尚存在技術(shù)上的難點(diǎn)，主要表現(xiàn)在：①儲(chǔ)層埋藏淺，人工裂縫起裂機(jī)理與裂縫形態(tài)復(fù)雜，壓后可能出現(xiàn)水平縫、垂直縫以及斜交縫等多種裂縫形態(tài)；②對(duì)于形成水平縫情況，垂直滲透率是水平滲透率的1/10，將在很大程度上降低壓裂改造的效果；③超淺層溫度低，常規(guī)的胍膠壓裂液及其破膠技術(shù)在儲(chǔ)層破膠困難，容易造成壓后液體返排困難，對(duì)深部儲(chǔ)層傷害大；④地層能量低，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，利用水平井開發(fā)投入產(chǎn)出比低，如何經(jīng)濟(jì)有效地進(jìn)行壓裂一直以來是超淺層致密油藏開發(fā)的難點(diǎn)。

渭北油田長3儲(chǔ)層埋深200～650 m，儲(chǔ)層溫度為20～35℃，平均滲透率0.5×10-3μm2，孔隙度10%，地層壓力系數(shù)0.65，屬于典型的低孔、低滲、低壓的油藏，壓裂是建產(chǎn)、增產(chǎn)乃至穩(wěn)產(chǎn)的主要手段。由于渭北區(qū)塊地貌特征復(fù)雜，井場征地困難，采用常規(guī)直井開發(fā)，儲(chǔ)層動(dòng)用程度有限，利用井臺(tái)打定向井加大了壓裂技術(shù)的難度。針對(duì)超淺層油藏壓裂改造存在的問題，開展了超淺層人工裂縫形態(tài)研究，通過整體壓裂工藝技術(shù)優(yōu)選以及超前注水壓裂時(shí)機(jī)的優(yōu)化，初步形成了一套適合于渭北油田“超淺層裂縫形態(tài)識(shí)別+低溫壓裂液破膠+定向井整體壓裂工藝”集成技術(shù)，為后期華北分公司超淺層致密油藏的規(guī)模開發(fā)提供技術(shù)保障。

1 超淺層人工裂縫形態(tài)研究

裂縫形態(tài)直接影響油藏的壓裂效果，通過地應(yīng)力計(jì)算、小型壓裂測試以及裂縫監(jiān)測等手段來研究人工裂縫形態(tài)，為壓裂工藝的選擇以及壓裂施工參數(shù)的優(yōu)化提供了指導(dǎo)意義，確保壓裂改造最大限度地溝通儲(chǔ)層，擴(kuò)大泄油面積，提升改造效果。

1.1 地應(yīng)力模型法確定裂縫形態(tài)

選取經(jīng)典地應(yīng)力計(jì)算模型，結(jié)合渭北長3儲(chǔ)層巖石力學(xué)參數(shù)，計(jì)算出產(chǎn)層的分層地應(yīng)力；根據(jù)分層地應(yīng)力值的對(duì)比，確定出裂縫的形態(tài)。

1）地應(yīng)力計(jì)算模型的選取

垂向應(yīng)力等于上覆巖層重量：

式中：σv為垂向主應(yīng)力，MPa；H為巖層深度，m；ρ為巖石密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

設(shè)定巖石為均質(zhì)、各向同性的線彈性體，并在沉積和后期地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)過程中，地層與地層之間不發(fā)生相對(duì)位移，由廣義虎克定律得到[1-2]：

式中：εh，εH分別為巖層在最小和最大水平應(yīng)力方向的應(yīng)變，無因次；σh，σH分別為最小水平主應(yīng)力和最大水平主應(yīng)力，MPa；E為巖石彈性模量，MPa；v為巖石泊松比，無因次；Pp為巖石孔隙壓力，MPa；α為修正系數(shù)。

當(dāng)σH＞σh＞σv時(shí)，壓裂人工裂縫形態(tài)為水平縫；當(dāng)σv＞σH＞σh時(shí)，人工裂縫形態(tài)為垂直縫。

2）渭北長3油藏地應(yīng)力計(jì)算

通過室內(nèi)地應(yīng)力實(shí)驗(yàn)測得渭北油田長3儲(chǔ)層地層壓力系數(shù)為0.65，儲(chǔ)層巖石平均密度為2.45 g/cm3，泊松比為0.237，彈性模量為20.1×103MPa，取巖心在最小主應(yīng)力方向上的應(yīng)變?yōu)?.25，在最大主應(yīng)力方向上的應(yīng)變?yōu)?.5，α在渭北長3取值0.753 5，根據(jù)裂縫形態(tài)理論機(jī)理，當(dāng)垂向主應(yīng)力與水平最小主應(yīng)力接近（σv≈σh）時(shí)，開始出現(xiàn)裂縫形態(tài)轉(zhuǎn)變，取σv≈ρgh，由公式（1）和（2）可得：

24.01 ×h=0.31(24.01h-0.753 5×0.65)+5 323.1+ 2 523.2+0.49

計(jì)算求得h=474，即儲(chǔ)層埋深在470 m左右時(shí)，儲(chǔ)層垂向應(yīng)力和水平最小主應(yīng)力相等；當(dāng)埋深小于470 m以水平縫為主；埋深大于470 m以垂直縫為主。

1.2 小型壓裂測試法確定裂縫形態(tài)

現(xiàn)場測試結(jié)果表明：壓前瞬時(shí)停泵壓力反應(yīng)地層裂縫閉合應(yīng)力，而地層裂縫閉合應(yīng)力近似于地層最小主應(yīng)力，因此，根據(jù)巖石密度計(jì)算渭北油田上覆巖層最大應(yīng)力梯度大約為0.024 MPa/m（圖1），通過對(duì)渭北油田30余口探井進(jìn)行壓前小型壓裂測試結(jié)果分析（圖2）表明：儲(chǔ)層埋深小于450 m，停泵壓力梯度大于0.024 MPa/m，形成水平縫；埋深大于450 m停泵壓力梯度小于0.024 MPa/m，形成垂直縫。

圖1 垂向應(yīng)力于儲(chǔ)層埋深關(guān)系Fig.1 Relationship between vertical stress and reservoir buried depth

圖2 瞬時(shí)停泵壓力梯度與埋藏深度關(guān)系Fig.2 Relationship between pressure gradient and reservoir buried depth when transient pump off

表1 渭北油田部分井裂縫監(jiān)測結(jié)果統(tǒng)計(jì)Table 1 Fracturing monitoring result statistics of some wells in Weibei oilfield

1.3 裂縫監(jiān)測手段確定裂縫形態(tài)

應(yīng)用大地電位、地面微地震以及井溫測井三種方法[3]，對(duì)渭北油田進(jìn)行20口井共60層的測試，部分井的監(jiān)測結(jié)果見表1。

分析表上測試結(jié)果可知：當(dāng)儲(chǔ)層埋深小于480 m時(shí)，形成水平縫；當(dāng)儲(chǔ)層埋深大于550 m時(shí)，形成垂直縫；儲(chǔ)層埋深在480～550 m時(shí)，兩種裂縫形態(tài)均有可能出現(xiàn)。

以上通過分層地應(yīng)力模型的計(jì)算、壓裂瞬時(shí)停泵壓力梯度分析及現(xiàn)場裂縫監(jiān)測三種方法，較為準(zhǔn)確的研究出了渭北長3超淺層致密油藏壓裂裂縫擴(kuò)展形態(tài)規(guī)律：

1）當(dāng)儲(chǔ)層埋深小于450 m時(shí)形成水平縫?，F(xiàn)場施工按照水平縫進(jìn)行選段，采用水平縫的設(shè)計(jì)理念進(jìn)行施工。

2）當(dāng)儲(chǔ)層埋深大于550 m時(shí)形成垂直縫，現(xiàn)場施工按照垂直縫形態(tài)進(jìn)行選段，采用垂直縫的設(shè)計(jì)理念施工。

3）儲(chǔ)層埋深在450～550 m時(shí)，以垂直縫為主，現(xiàn)場施工按照垂直縫進(jìn)行選段，根據(jù)壓前小壓測試計(jì)算停泵壓力梯度，當(dāng)瞬時(shí)停泵壓力梯度大于0.024 MPa/m時(shí)按照水平縫施工，當(dāng)瞬時(shí)停泵壓力梯度小于0.024 MPa/m時(shí)按照垂直縫施工。

2 整體壓裂工藝技術(shù)優(yōu)選

2.1 壓裂液體系優(yōu)化

2.1.1 基液配方優(yōu)化

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)和現(xiàn)場應(yīng)用，優(yōu)選壓裂液體系為低濃度胍膠壓裂液，基液配方為：0.25%HPG+ 0.3%CX-307+2%KCl+0.1%HCHO+低溫激活劑，對(duì)基液進(jìn)行170 s-1，30℃條件下剪切性能評(píng)價(jià)（圖3）表明，該壓裂液剪切90 min后黏度仍在100 mPa·s左右（行業(yè)指標(biāo)要求大于50 mPa·s），能滿足現(xiàn)場施工要求。

2.1.2 低溫激活劑優(yōu)選

在低溫下，壓裂液體系存在破膠難度大的問題，因此，通過加入低溫激活劑，降低反應(yīng)活化能，促使APS在低溫下發(fā)生反應(yīng)，釋放游離氧，即達(dá)到低溫破膠的作用。對(duì)應(yīng)用效果較好的5種低溫激活劑開展了25℃、35℃下的破膠對(duì)比實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表2。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示：25℃和35℃時(shí)單獨(dú)使用APS不能破膠，在25℃時(shí)加入YBFZ-1-1、FH-01或AD48-1型的低溫激活劑后能起到較好的破膠效果。

表2 低溫激活劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 2 Performance evaluation of low temperature activator

2.1.3 破膠方案優(yōu)化

結(jié)合目前常用的破膠劑過硫酸銨（APS），根據(jù)淺層油藏溫度低于35℃的特點(diǎn)，優(yōu)選了AD48-1和FHD-1兩種低溫激活劑，利用復(fù)合破膠技術(shù)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)了壓裂液體系在30℃下破膠情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖3 0.25%胍膠壓裂液剪切性能評(píng)價(jià)Fig.3 Shear performance evaluation of 0.25%guar gum fracturing fluid

圖4 30℃不同濃度破膠劑與低溫激活劑復(fù)配效果Fig.4 Synergistic effects of different concentrations of gel breaker and low temperature activator under 30℃

通過破膠劑與低溫激活劑的復(fù)配實(shí)驗(yàn)表明：AD48-1與APS復(fù)配的效果要好于FHD-1與APS的復(fù)配效果，在30℃時(shí)，0.07%APS+0.2%AD48-1復(fù)配破膠時(shí)間約2.5 h。

綜上所述：淺層致密油藏壓裂液體系基液配方為：0.30%HPG+0.3%CX-307+2%KCl+0.1%HCHO；針對(duì)30℃左右儲(chǔ)層，采用0.07%APS+0.2%AD48-1復(fù)配破膠技術(shù)。

2.2 壓裂工藝優(yōu)選

2.2.1 縫高控制機(jī)理

假設(shè)在縫端處凈壓力Pnet=0，根據(jù)地層凈壓力與注入流體性質(zhì)及地層參數(shù)的關(guān)系式近似如下：

式中：Pnet為地層凈壓力，MPa；μ為壓裂液黏度，mPa·s；qi為注入速度，m3/min；hf為縫高，m；L為縫長，m；β為寬度系數(shù)；E'為平面應(yīng)變模量，MPa。

通過擬合凈壓力與縫高的關(guān)系見圖5。

圖5 儲(chǔ)層凈壓力與縫高關(guān)系擬合曲線Fig.5 Relation fitting curve of reservoir net pressure and fracture height

通過凈壓力與儲(chǔ)隔層應(yīng)力差比值法，得到儲(chǔ)層縫高控制機(jī)理如下[4]：

1）若裂縫凈壓力Pnet與儲(chǔ)層應(yīng)力差Δσ的比值即（Pnet/Δσ）≤0.65，裂縫高度將完全受到儲(chǔ)隔層的控制，對(duì)儲(chǔ)隔層的厚度沒有要求。

2）若0.65＜（Pnet/Δσ）≤0.85，裂縫高度可以控制，但要求隔層厚度至少為儲(chǔ)層厚度的二分之一。

3）若（Pnet/Δσ）＞0.85，裂縫高度得不到控制，將完全失控。

2.2.2 工藝優(yōu)選原則

渭北油田長3儲(chǔ)層平均砂體有效厚度約10 m，通過建立長3儲(chǔ)層地應(yīng)力剖面表明儲(chǔ)隔層應(yīng)力差值為2～3 MPa（取值2.5 MPa），當(dāng)施工排量在2.5 m3/min時(shí)，地層凈壓力值為2 MPa，因此，計(jì)算長3儲(chǔ)層凈壓力值與儲(chǔ)隔層應(yīng)力差比值為（Pnet/Δσ）=（2/2.5）=0.8，由此可知當(dāng)隔層厚度為5 m時(shí)，人工裂縫高度可以得到控制，結(jié)合縫高控制機(jī)理，壓裂工藝優(yōu)選原則如下：

1）當(dāng)隔層厚度小于5 m時(shí)，人工裂縫將穿透隔層，因此可以通過提高排量和加大規(guī)模壓開隔層，針對(duì)這種儲(chǔ)層采取分層射孔合壓工藝可以有效改造儲(chǔ)層。

2）當(dāng)隔層厚度在5～10 m時(shí)，通過控制施工規(guī)模和排量，可以控制縫高在縱向上的有效延伸，采用機(jī)械分壓工藝能實(shí)現(xiàn)有效封隔，其次為了避免因壓竄造成封隔失效的風(fēng)險(xiǎn)，也可以采用投球分壓工藝分層改造。

3）當(dāng)隔層厚度大于10 m時(shí)，縫高可以完全得到控制，針對(duì)這種儲(chǔ)層利用機(jī)械分壓工藝可以實(shí)現(xiàn)有效分層，充分改造。

2.2.3 壓裂工藝優(yōu)選

通過對(duì)比分析幾種不同分壓工藝[5-6]的優(yōu)缺點(diǎn)（表3），優(yōu)選機(jī)械分壓作為整體壓裂工藝技術(shù)。

管柱由下至上結(jié)構(gòu)為：球座噴砂器+油管+壓裂封隔器+水力錨+滑套噴砂器+油管+壓裂封隔器+水力錨+防磨安全接頭+油管+校深短節(jié)+油管，其中針對(duì)井斜小于50°，分段數(shù)小于3段的定向井，采用K344/YL114X50-70/70 FXⅡ壓裂封隔器；針對(duì)井斜大于50°，分段數(shù)大于3段的定向井，采用K344/ YL114X56—100/70 FX壓裂封隔器，F(xiàn)X封隔器特點(diǎn)是帶有肩部保護(hù)裝置，壓裂后能輔助膠筒迅速收回。

表3 不同分壓工藝優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比Table 3 Advantages and disadvantages of different differential pressure technologies

3 整體壓裂方案優(yōu)化

3.1 方案優(yōu)化原則

1）超前注水，使原始地層壓力上漲至110%時(shí)開始?jí)毫选?/p>

2）結(jié)合注采井網(wǎng)及對(duì)應(yīng)注水層位，適當(dāng)控制縫長，避免壓竄注水井造成水淹。

3）選擇合壓工藝時(shí)，要適當(dāng)加大規(guī)模和排量，在縱向上均勻改造儲(chǔ)層。

4）選擇分壓工藝時(shí)，應(yīng)適當(dāng)控制規(guī)模和排量，避免壓竄隔層造成封隔器失效。

5）根據(jù)不同裂縫形態(tài)，有針對(duì)性的設(shè)計(jì)施工參數(shù)。

6）針對(duì)斷裂及裂縫發(fā)育區(qū)，控制規(guī)模和縫長，避免溝通斷層，達(dá)到有效溝通天然裂縫的目的；針對(duì)已投產(chǎn)水平井周圍采油井，小規(guī)模壓裂，避免溝通投產(chǎn)井，影響產(chǎn)量。

3.2 超前注水區(qū)壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)化

以WB48井組為研究對(duì)象（圖6），建立三維油藏地質(zhì)模型，根據(jù)注水井注水動(dòng)態(tài)和產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，模擬超前注水過程中地層壓力的實(shí)時(shí)變化情況，為壓裂時(shí)機(jī)優(yōu)化提供依據(jù)。

圖6 WB48注采井網(wǎng)Fig.6 Injection and production pattern of WB48 well group

從模擬結(jié)果（表4）可以看出：超前注水90天左右，注水壓力開始傳播到油井，油井井底壓力開始有上升趨勢，當(dāng)?shù)貙訅毫ι仙?.71時(shí)需要6個(gè)月左右時(shí)間，結(jié)合周邊油田注水開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，根據(jù)渭北油田開發(fā)方案油藏工程理論要求，當(dāng)?shù)貙訅毫ο禂?shù)上升110%時(shí)（達(dá)到0.715）開始?jí)毫淹懂a(chǎn)效果最好，即WB48、WB2-32-4以及WB2-32-3井至少需要超前注水180天再進(jìn)行壓裂，WB2-33-2需要超前注水120天才能進(jìn)行壓裂投產(chǎn)。

表4 不同時(shí)間各井壓力系數(shù)變化情況Table 4 Pressure changes of every well in different time

3.3 壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)優(yōu)化

1）裂縫形態(tài)識(shí)別

對(duì)于淺層致密油藏，在主壓裂施工前，進(jìn)行一次瞬時(shí)停泵壓裂測試，根據(jù)瞬時(shí)停泵壓力梯度，確定裂縫形態(tài)。

2）裂縫半長

對(duì)于垂直縫，結(jié)合縫長與增油量的關(guān)系曲線（圖7），優(yōu)化縫長在120 m左右；對(duì)于水平縫，油藏接觸的裂縫面積與裂縫半徑R2有關(guān)，優(yōu)化縫長為60 m左右（圖8）。

3）施工規(guī)模

根據(jù)水平縫與垂直縫的形成機(jī)理，結(jié)合鋪砂濃度及導(dǎo)流能力的要求，利用FracproPT壓裂軟件模擬（圖9、圖10），優(yōu)化結(jié)果如下：

針對(duì)水平縫（導(dǎo)流能力20～25 μm2·cm），優(yōu)化加砂量為35～42 m3；針對(duì)垂直縫（導(dǎo)流能力30～35 μm2·cm），優(yōu)化加砂量為33～40 m3。

4）施工排量

針對(duì)水平縫縫面大、濾失量大，寬度小、過流斷面小，導(dǎo)致壓裂過程中容易脫砂等問題，建議采取大排量施工，拓展裂縫復(fù)雜性的同時(shí)避免砂堵，優(yōu)化施工排量為3～4 m3/min。

針對(duì)垂直縫，主要以造細(xì)長縫溝通更多的天然裂縫來提高泄油面積，優(yōu)化施工排量為1.5～2.5 m3/min。

圖7 井組增油量和裂縫長度關(guān)系曲線Fig.7 Relation curve of incremental oil and fracture length

圖8 裂縫半徑和井組產(chǎn)量關(guān)系曲線Fig.8 Relation curves of fracture radius and productivity

圖9 水平縫砂量與縫長關(guān)系曲線Fig.9 Relation curves of horizontal fracture sand content and fracture length

圖10 垂直縫砂量與縫長關(guān)系曲線Fig.10 Relation curves of vertical fracture sand content and fracture length

5）平均砂比

結(jié)合水平縫主要為垂向滲流的特點(diǎn)，人工裂縫不需要較高的導(dǎo)流能力，主要以大液量盡可能增加人工裂縫長度為目標(biāo)，而垂直縫以溝通更多天然裂縫及提高裂縫導(dǎo)流能力來提高壓后效果，因此，優(yōu)化平均砂比：對(duì)于水平縫平均砂比（石英砂）為24%～25%；對(duì)于垂直縫平均砂比（石英砂）為26%～28%。

6）前置液比例

前置液的作用在于在地層中形成一定寬度的裂縫，便于混砂液順利進(jìn)入裂縫形成具有一定導(dǎo)流能力的支撐裂縫提供油氣滲流的通道，由于水平縫的裂縫寬度較窄，縫長也相對(duì)較短，考慮到縫面大、濾失量大，結(jié)合實(shí)際的施工情況，利用壓裂軟件模擬優(yōu)化前置液比例結(jié)果：針對(duì)水平縫優(yōu)化前置液比例為25%～30%；針對(duì)垂直縫優(yōu)化前置液比例為20%～25%。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

4.1 總體施工概況

截止到2013年12月，渭北油田注水開發(fā)區(qū)整體壓裂19個(gè)井臺(tái)，共計(jì)69口136層，其中單層壓裂17口，兩層機(jī)械分壓37口，三層機(jī)械分壓15口，成功壓裂132層，63口見油，施工成功率97.1%，見油率91.3%，壓后試油初期平均日產(chǎn)液7.6 t，日產(chǎn)油2.83 t，效果顯著。

通過對(duì)比三種不同壓裂工藝的壓后效果，兩層機(jī)械分壓施工后初期平均日產(chǎn)油為3.22 t，壓后效果最好，三層分壓施工后初期平均日產(chǎn)油2.98 t，效果其次，單層壓裂初期平均日產(chǎn)油為2.04 t，效果最差，由此可見，機(jī)械分壓實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層縱向上的有效改造。

通過分析超前注水區(qū)遞減規(guī)律表明，采油井投產(chǎn)25天左右產(chǎn)量達(dá)到最大，之后開始遞減，平均每10天遞減率為11.5%，投產(chǎn)75天左右產(chǎn)量出現(xiàn)回升，注水效果開始顯現(xiàn)，結(jié)合該區(qū)超前注水時(shí)間3個(gè)月，推斷超前注水受效時(shí)間為5～6個(gè)月，與前文研究超前注水區(qū)最佳壓裂時(shí)間180天左右相吻合。

4.2 典型井對(duì)比分析

WB2-26-4井和渭北14井均處于WB48井組，WB2-26-4井在WB48井組超前注水3個(gè)月左右以后開始?jí)毫淹懂a(chǎn)，而渭北14井在WB48井組注水前半年已經(jīng)壓裂投產(chǎn)，通過對(duì)比兩口井的物性及含油性（表5），兩口井物性相當(dāng)，但渭北14井含油性好于WB2-26-4。

表5 物性及含油性對(duì)比Table 5 Comparison of physical property and oiliness

兩口井均采用兩層機(jī)械分壓工藝施工，考慮渭北14井滲透性差、含油性好，適當(dāng)提高加砂強(qiáng)度進(jìn)行壓裂改造，施工后渭北14井初期日產(chǎn)油達(dá)7.82 t，WB2-26-4井初期日產(chǎn)油為3.86 t，證明壓裂使儲(chǔ)層得到充分改造，但渭北14井遞減較快，目前日產(chǎn)油0.26 t，而WB2-26-4井壓后產(chǎn)量呈現(xiàn)遞增趨勢，目前日產(chǎn)油3.65 t，說明注水開發(fā)使地層能量得到有效提升，由此可見，目前形成的整體壓裂工藝技術(shù)能夠滿足超淺層致密油藏注水開發(fā)的需要。

5 結(jié)論

針對(duì)超淺層致密油藏改造的難點(diǎn)，通過對(duì)裂縫形態(tài)、壓裂液體系以及整體壓裂工藝技術(shù)研究，得到以下結(jié)論：

1）埋深小于450 m按照水平縫進(jìn)行設(shè)計(jì)，大于550 m按照垂直縫進(jìn)行設(shè)計(jì)，埋深在450～550 m，以垂直縫為主進(jìn)行設(shè)計(jì)，根據(jù)實(shí)際停泵壓力梯度判斷裂縫形態(tài)，超淺層人工裂縫形態(tài)的確定為壓裂施工針對(duì)性設(shè)計(jì)提供了依據(jù)。

2）通過對(duì)壓裂液體系的優(yōu)化表明：采用0.25% HPG+0.3%CX-307+2%KCl+0.1%HCHO的基液配方，利用低溫激活劑+APS復(fù)配破膠技術(shù)能滿足超淺層致密油藏壓裂施工要求。

3）綜合考慮井網(wǎng)井距、儲(chǔ)層物性特點(diǎn)、裂縫形態(tài)、天然裂縫發(fā)育程度、層間跨距等因素，建立了定向井多層壓裂參數(shù)優(yōu)化技術(shù)原則，根據(jù)縫高控制機(jī)理以及工藝特點(diǎn)，優(yōu)選整體壓裂工藝技術(shù)，形成定向井多層連續(xù)分壓壓裂技術(shù)體系。

4）現(xiàn)場應(yīng)用整體壓裂工藝技術(shù)改造69口井，成功率97.1%，管柱起出率100%，壓裂有效率91.7%，初期平均日產(chǎn)油2.83 t，改造效果顯著，為下一步超淺層致密油藏整體開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

[1]那志強(qiáng).水平井壓裂起裂機(jī)理及裂縫延伸模型研究[D].山東：中國石油大學(xué)（華東），2009.

[2]王培義，李宗田，季龍華.水平井壓裂裂縫形成機(jī)理初探與應(yīng)用[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2008，10（1）：148-150.

[3]王樹軍，張堅(jiān)平，陳鋼，等.水力壓裂裂縫監(jiān)測技術(shù)[J].吐哈油氣，2010，15（3）：270-273.

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

[5]陳勉，陳治喜，黃榮樽.大斜度井水壓裂縫起裂研究[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），1995，19（2）：30-35.

[6]Deeg Wolfgang E J.Hydraulic fracture-initiation in deviated or horizontal openhole wellbores[C].SPE 47386,1998.

（編輯 尹淑容）

Research and application of overall fracturing technology in ultra shallow layer dense reservoir

Xiong Pei,Hu Aiguo,Li Guofeng and Yao Changyu
(Research Institute of Engineering Technology,North China Company,SINOPEC,Zhengzhou,Henan 450006,China)

Aiming at the difficulties of ultra-shallow dense reservoir,involving complex artificial fracture morphology,difficult gelout of fracture fluid,low producing energy and difficult fracturing,Chang 3 ultra-shallow reservoir in Weibei oilfield was taken as study object.Through theoretical research and field operation,fracture morphology recognition method for ultra-shallow dense reservoir was researched.The results show that,when buried depth is less than 450 m,the main fracture type is horizontal fracture, however,when buried depth is more than 550 m,vertical fracture form.According to the characteristics of the direction well,mechanical differential pressure is regarded as overall fracturing leading technology.Combined with indoor tests,low concentration guar gum fracturing fluid formula system of Chang 3 ultra-shallow reservoir in Weibei oilfield was developed and ultra-low temperature compound gel breaking technology was as the key object.After applying new technologies to testing 69 wells,the transformation efficiency is 100%,thereby realizing technology breakthrough of overall fracturing development in this block and providing technical basis for other ultra-shallow reservoir development.

ultra-shallow reservoir,fracture morphology recognition,overall fracturing technology,parameter optimization

TE357

：A

2015-02-27。

熊佩（1985—），女，工程師，采油氣研究。