張 乾，向兆東，張 朔，楊 志，馬 超，汪 強(qiáng)

（中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司井下技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300283）

YG1 井儲(chǔ)層為薄互層發(fā)育的低滲透儲(chǔ)層，具有非均質(zhì)嚴(yán)重，厚度薄，低孔低滲，地層能量低等特點(diǎn)，因此，需要對(duì)該儲(chǔ)層進(jìn)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(chǔ)層。該低滲儲(chǔ)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(yīng)力差小，常規(guī)的射孔方式和大排量壓裂可能會(huì)導(dǎo)致裂縫串層，小排量有可能導(dǎo)致儲(chǔ)層未充分壓開，而且該油藏為氣藏，還要注意儲(chǔ)層保護(hù)，以免造成產(chǎn)量減低。

在低滲儲(chǔ)層薄互層壓裂過程中，常規(guī)的壓裂方法不能很好的處理好每個(gè)油層，有的薄層不能被充分壓開或者壓裂過度導(dǎo)致串層[1-3]。因此，在充分考慮該井實(shí)際地質(zhì)情況，采取了多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù)，對(duì)各油層進(jìn)行分段，多簇射孔，可以保證在壓裂過程中的裂縫充分?jǐn)U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(qiáng)度優(yōu)化

不同濃度和不同粒徑組合的支撐劑對(duì)薄互層的裂縫導(dǎo)流能力產(chǎn)生較大的影響，使用FCES-100 型裂縫導(dǎo)流儀測(cè)試了不同情況下支撐劑在地層巖石中的導(dǎo)流能力[5]。所用支撐劑為陶粒，測(cè)試壓力60 MPa，測(cè)試時(shí)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(dá)裂縫的最深處，因此需要不同粒徑的支撐劑進(jìn)行組合，來(lái)改善鋪置效果，提高裂縫導(dǎo)流能力。不同粒徑組合的支撐劑導(dǎo)流能力測(cè)試結(jié)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(dǎo)流能力最強(qiáng)，在閉合壓力40 MPa 的情況下，導(dǎo)流能力達(dá)到265 μm2·cm，為推薦粒徑組合。

壓裂層的油層厚度小，該儲(chǔ)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(jù)該地層特性，做出如下施工方案：加砂強(qiáng)度1.54 m3/m～7.94 m3/m。壓裂目的層縫網(wǎng)指數(shù)為0.25～0.38，脆性一般，水力裂縫能夠形成一定程度的復(fù)雜裂縫形態(tài)，但需要從工藝上提高裂縫的復(fù)雜程度。

2 低傷害壓裂液配方優(yōu)化

根據(jù)該區(qū)塊地質(zhì)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(chǎn)量。

2.1 稠化劑

植物性增稠劑具有低殘?jiān)浚梢杂行岣邏毫岩旱那鍧嵆潭?，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(jìn)行優(yōu)選，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表1），結(jié)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(qū)的泥質(zhì)含量4.95 %～16.44 %，平均泥質(zhì)含量9.1 %。進(jìn)行了防膨劑防膨?qū)嶒?yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)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(duì)裂縫導(dǎo)流能力影響

表1 增稠劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果數(shù)據(jù)表

表2 防膨劑實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表3 助排劑實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表4 助排劑表面張力測(cè)試結(jié)果

表5 壓裂液破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)表

不同助排劑性能評(píng)價(jià)，依據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)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(jù)濃度優(yōu)選結(jié)果（見表3、表4），選取助排劑濃度為1.0 %。

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，并優(yōu)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(lián)劑+0.03 %交聯(lián)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(dá)到55 mPa·s，完全滿足壓裂施工對(duì)壓裂液黏度的要求。

2.4 壓裂液破膠性能評(píng)價(jià)

壓裂液破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表5），壓裂液在160 ℃下破膠時(shí)間為6 h，破膠液黏度1.75 mPa·s，殘?jiān)?97.2 mg/L，表面張力25.2 mN/m，性能高于行標(biāo)要求。

2.5 水鎖傷害實(shí)驗(yàn)

水鎖傷害實(shí)驗(yàn)（見表6），水鎖解堵率為83.07 %，能夠滿足壓裂儲(chǔ)層保護(hù)要求。

表6 水鎖傷害處理劑實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)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(shù)。根據(jù)儲(chǔ)層分布情況及計(jì)算的儲(chǔ)層的縫網(wǎng)指數(shù)、地應(yīng)力大小，將壓裂目的層分為四段進(jìn)行壓裂，每段按照多簇射孔方式射孔，根據(jù)儲(chǔ)層厚度、射孔井段長(zhǎng)度情況優(yōu)化壓裂液用量、支撐劑用量情況（見表7）。

表7 YG1 井壓裂設(shè)計(jì)表

本次施工按照設(shè)計(jì)順利完成，通過多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù)，不同的施工排量對(duì)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(zhǎng)期高導(dǎo)流能力，將平均砂比控制在25 %左右。

YG1 井壓裂后初期自噴產(chǎn)液25.7 t/d，產(chǎn)油21.8 t/d。鄰井采用常規(guī)壓裂工藝的YG2-1 井初期自噴產(chǎn)液17.85 t/d，產(chǎn)油14.63 t/d。生產(chǎn)1 個(gè)月YG1 井累計(jì)產(chǎn)油597.8 t，遠(yuǎn)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(shù)改造取得了良好效果。

4 結(jié)論

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

（2）通過優(yōu)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(dǎo)流能力最強(qiáng)，在閉合壓力為40 MPa 的情況下，導(dǎo)流能力達(dá)到265 μm2·cm。

（3）為提高裂縫長(zhǎng)期高導(dǎo)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(chǎn)油量597.8 t，遠(yuǎn)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(shù)改造取得了良好效果，值得在類似儲(chǔ)層中推廣使用。