姜振波

【摘要】本文在對(duì)包14塊油藏情況分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合壓裂措施的效果，提出了包14塊在壓裂設(shè)計(jì)及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施中應(yīng)考慮和注意的若干問題，對(duì)于提高薄互層油藏的壓裂效果具有一定的指導(dǎo)意義。

【關(guān)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(nèi)蒙古自治區(qū)阿魯科爾沁旗五十家廟鄉(xiāng)西部，構(gòu)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(gòu)造一巖性油藏。探明含油面積2.8km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)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(shù)0.96，飽和壓力4.95Mpa，地溫梯度為3.5oC/100m。

二、壓裂儲(chǔ)層評(píng)估與分析

（一）有利條件

①包14塊探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量252×104t，壓裂儲(chǔ)層有足夠的可采儲(chǔ)量；②包14塊大多數(shù)井采用壓裂投產(chǎn)方式，基本上仍保持原始地層壓力，儲(chǔ)層具有足夠的驅(qū)動(dòng)能量；③壓裂儲(chǔ)層埋藏較淺，為-960～-1400m，破裂泵壓低，壓裂現(xiàn)場(chǎng)施工難度不大；④原油性質(zhì)較好，屬稀油，壓裂后生產(chǎn)難度不大。

（二）不利條件

①儲(chǔ)層溫度低，壓裂液破膠困難，壓裂液返排效率低；②主力儲(chǔ)層九佛堂組上段，儲(chǔ)層跨度大，但單層層數(shù)多、單層厚度??；③儲(chǔ)層平面上、縱向上非均質(zhì)性均較強(qiáng)，各井之間連通性較差；④施工現(xiàn)場(chǎng)離油田駐地較遠(yuǎn)，現(xiàn)場(chǎng)無完善的壓裂液配液站。

三、壓裂配套工藝技術(shù)

（一）新型低溫壓裂液體系

新型低溫壓裂液體系是在常規(guī)壓裂液體系的基礎(chǔ)上，在體系中加入一種叫做“低溫破膠劑助劑”的物質(zhì)，其在低溫下可激發(fā)APS活性、并通過控制APS釋放過氧基的歷程，控制化學(xué)反應(yīng)的關(guān)鍵步驟，如反應(yīng)速度來控制壓裂液的破膠時(shí)間。

（1）APS破膠劑加量對(duì)壓裂液破膠時(shí)間的影響。常規(guī)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(shí)間卻隨破膠劑APS加入量的增多而減少。

（2）pH值對(duì)新型低溫壓裂液破膠時(shí)間的影響。壓裂液體系的pH值也將對(duì)壓裂液凍膠的破膠情況起到一定的影響。當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度在35℃，而pH值不同條件下的一組實(shí)驗(yàn)曲線。結(jié)論：新型低溫壓裂液體系，其凍膠的破膠時(shí)間與體系的pH值密切相關(guān)，具體表現(xiàn)為體系的pH值增加，壓裂液凍膠的破膠時(shí)間增加。

（3）環(huán)境溫度對(duì)壓裂液凍膠破膠時(shí)間的影響。環(huán)境溫度將對(duì)壓裂液凍膠破膠反應(yīng)能否發(fā)生、并且以何種破膠反應(yīng)速度發(fā)生起到影響。當(dāng)新型低溫壓裂液體系pH值為9時(shí)，凍膠體系在不同溫度（52℃以下）時(shí)的破膠試驗(yàn)結(jié)果。溫度對(duì)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(duì)壓裂液凍膠破膠時(shí)間的影響。低溫破膠助劑是通過降低APS破膠反應(yīng)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(duì)壓裂液凍膠破膠時(shí)間的影響?？梢园l(fā)現(xiàn)激活劑濃度在某一數(shù)值區(qū)間時(shí)，壓裂液凍膠破膠時(shí)間會(huì)有一個(gè)較大的變化。

（二）壓裂出砂的防治

隨著包14塊布井逐漸轉(zhuǎn)移到構(gòu)造邊部，在油藏開發(fā)和壓裂改造中出現(xiàn)了新的問題。壓裂出砂就是一個(gè)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(chǎn)。

我們先選取包10-02井進(jìn)行壓裂測(cè)試，分析壓裂出砂的原因，使用G函數(shù)法計(jì)算閉合應(yīng)力，該方法應(yīng)用被認(rèn)為是目前測(cè)試閉合應(yīng)力的最好方法。分析得出了包10-02井瞬時(shí)井底停泵壓力ISIP為17MPa，1066.2-1097.2m的閉合壓力為16.45MPa，閉合應(yīng)力梯度在0.0152MPa/m，地面閉合壓力為5.61MPa。

結(jié)論：該區(qū)塊不存在閉合應(yīng)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(dǎo)致生產(chǎn)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(shù)。在加砂結(jié)束后尾隨4-5m3樹脂砂，現(xiàn)場(chǎng)使用情況表明，樹脂砂的使用確實(shí)起到防砂固砂的目的。

（三）壓裂液速溶稠化劑

科爾沁地區(qū)遠(yuǎn)離配液現(xiàn)場(chǎng)、使用配液站配液是不可行的?，F(xiàn)場(chǎng)使用胍膠等植物膠或相應(yīng)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(nèi)進(jìn)行了大量的研究試驗(yàn)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(dòng)粘稠液體，密度為1.1668/cm3，pH值為7。

（1）速溶稠化劑的優(yōu)點(diǎn)：①溶脹迅速（3-5min溶液粘度達(dá)實(shí)驗(yàn)室粘度的80%以上、10min粘度全部釋放）、結(jié)合井隊(duì)目前的設(shè)備裝置情況，實(shí)現(xiàn)半連續(xù)配液施工。如果設(shè)備允許可實(shí)現(xiàn)連續(xù)混配施工；②分散性好、只需稍加攪拌就會(huì)充分分散、材料充分利用、無魚眼現(xiàn)象；③壓裂液粘度穩(wěn)定可調(diào)；④適應(yīng)環(huán)境能力強(qiáng)；⑤摩阻低。

（2）與改性胍膠干粉性能對(duì)比。水不溶物比較。用速溶稠化劑破膠代替改性胍膠后，發(fā)現(xiàn)速溶稠化劑對(duì)壓裂液破膠時(shí)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(xiàn)，但不乳化，可以隨壓裂液排出。

四、礦場(chǎng)試驗(yàn)

包14塊累計(jì)實(shí)施水力壓裂措施68井次，取得了明顯的增產(chǎn)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(chǎn)，壓后日產(chǎn)液40.2m3，日產(chǎn)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(chǎn)，壓后日產(chǎn)液32.5m3，日產(chǎn)油26.3t。

五、結(jié)論

（1）由于包14塊地層滲透率較低，原油物性也較差，常規(guī)投產(chǎn)產(chǎn)能很低，達(dá)不到工業(yè)性開采的目的，必須經(jīng)過壓裂投產(chǎn)，才能使這類油田的開發(fā)在經(jīng)濟(jì)合理的基礎(chǔ)上生產(chǎn)。

（2）實(shí)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(duì)同類井具有借鑒作用。

（3）包14塊壓裂出砂是由于裂縫內(nèi)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(shí)可行的方法。

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