陳 瑋，耿傳林，段光亮，馮學(xué)富

(延長(zhǎng)油田股份有限公司 下寺灣采油廠開發(fā)科，陜西 甘泉 716000)

1 區(qū)域概況

1.1 開發(fā)概況

泉65井區(qū)位于下寺灣以北蛇盤山，面積3 km2，是一個(gè)多油層復(fù)合淺層油田。該區(qū)域上世紀(jì)90年代初主要開發(fā)延安組延9、延7油層。2006年以來(lái)隨著對(duì)開發(fā)地質(zhì)深入認(rèn)識(shí)，逐步開發(fā)長(zhǎng)2油層，開發(fā)效果不明顯。2010年通過認(rèn)真反復(fù)研究靜態(tài)資料、分析動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，調(diào)整開發(fā)思路，根據(jù)砂體展布及構(gòu)造合理部署井位，對(duì)比壓裂參數(shù)與試油效果的關(guān)系，優(yōu)化壓裂工藝技術(shù)及施工參數(shù)，投產(chǎn)23口，取得了較好的效果。平均單井初產(chǎn)2.44 t，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)。遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于2006－2009年開發(fā)井初產(chǎn)1.17 t的試油效果。

1.2 地質(zhì)特征

泉65井區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2油藏儲(chǔ)層砂巖多為淺灰色～灰白色含鈣質(zhì)細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔和溶蝕孔，儲(chǔ)層為中孔低滲儲(chǔ)層，油藏類型主要受構(gòu)造、巖性和物性控制。局部發(fā)育鼻狀隆起，對(duì)油氣聚集有控制作用，沉積類型為河流相沉積。油層分布較廣，埋藏深度一般為800～970m，平均885 m，單層砂巖厚度9～16.8 m，平均13.38 m。油層有效厚度為8.0～14 m，平均為11.0m;電測(cè)滲透率1.24×10－3～25.36×10－3μm2平均5.14×10－3μm2;孔隙度為10.37% ～19.3% 平均13.88%;含油飽和度26.8% ～45.93%，平均32.17%;電阻率為10.8～23.47Ω·m;平均15.1Ω·m。在平面上，油層呈現(xiàn)出較為明顯的非均質(zhì)性，具有油層較薄、豐度低、低滲、低壓的特點(diǎn)。油藏邊底水不活躍，因此天然能量不足，開發(fā)早期主要為彈性－溶解氣驅(qū)動(dòng)類型。初期日產(chǎn)油量一般為1.0～5.0t/d。

1.3 2006－2009年與2010年壓裂效果對(duì)比情況

本區(qū)2006－2009年共開發(fā)長(zhǎng)2層油井20口，2010年開發(fā)長(zhǎng)2層油井23口。通過統(tǒng)計(jì)對(duì)比分析兩階段所開發(fā)油井物性參數(shù)基本相同。射孔及壓裂參數(shù)做了比較大的調(diào)整，試采效果差異很大，現(xiàn)就兩階段開發(fā)井的地層物性、射孔方式、壓裂規(guī)模及試采效果進(jìn)行對(duì)比分析。

1.3.1 地層物性參數(shù)對(duì)比

2006－2009年開發(fā)20口井的平均物性參數(shù)為:聲波時(shí)差241.40μm/s、電阻14.52Ω·m、滲透率5.92×10－3μm2、孔隙度13.70%、含油飽和度32.19%;2010年開發(fā)23口井的平均物性參數(shù)為:聲波時(shí)差242.65 μm/s、電阻15.43Ω·m、滲透率3.9×10－3μm2、孔隙度13.27%、含油飽和度31.15%。油層物性差異不大，基本一致，地質(zhì)條件基本相同。

1.3.2 射孔方式

2006－2009年20口井共射開44層、平均每口井射開2.2層、平均每層厚度1.59 m、射開程度25%、射孔位置為全層段物性較好的部位;2010年23口井射開32層、平均每口井射開1.39層、平均每層厚度2.06 m、射開程度22%、射孔位置位于油層中上部物性較好的部位。從以上可得出2006－2009年射孔射開程度高、射開層數(shù)多、單層厚度小、位于油層的全段多個(gè)物性較好部位;2010年射開程度基本相同、射開層數(shù)少、一般只有1層、單層厚度大(2 m以上)、位于油層中上部物性較好部位。兩個(gè)階段射孔方式差異很大。

1.3.3 壓裂參數(shù)

2006－2009年壓裂平均排量2.05 m3/min、砂量14.05 m3;2010年壓裂平均排量1.27 m3/min、砂量6.07 m3。壓裂規(guī)模2010年較2006－2009年無(wú)論在排量或砂量都減小了近一倍。

1.3.4 試油效果

2006－2009年20口井試采初期平均日產(chǎn)液10.15 m3、日產(chǎn)油1.17 t;2010年23口井試采初期平均日產(chǎn)液17.36 m3、日產(chǎn)油2.44 t。2010年的試油效果比2006－2009年的高出近一倍。

1.3.5 綜合分析

從試油效果看2010年比2006－2009年好很多，現(xiàn)就兩階段的開發(fā)方式從地質(zhì)、射孔方式及壓裂工藝等方面進(jìn)行分析。首先，從地理及地質(zhì)上分析，2006－2009年與2010年的開發(fā)區(qū)域都在一處，基本沒有變化，條件一致。其次，兩個(gè)階段的差異主要在射孔方式和壓裂工藝上做了很大的調(diào)整。2006－2009年的射孔方式為:射開程度高、層數(shù)多、單層厚度小(一般1－2 m)、位置分布于全層段;2010年的射孔方式變化較大，層數(shù)單一、單層射孔厚度大(一般3－5m)、位于油層中上部物性較好的部位。2010年射孔方式的優(yōu)點(diǎn)在于每口井只射開1層，每層的厚度都在2米以上且為本層段物性較好部位，使得壓裂時(shí)只壓一層且有效面積較大。2006－2009年的射孔方式的弊端在于射開層段太多能量損失點(diǎn)太多，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，泥質(zhì)含量及滲透性不一導(dǎo)致壓裂時(shí)只壓開物性較好的層段，對(duì)于其它層段沒有起到溝通裂縫增加滲流通道的作用，也有可能將水層壓開造成含水過高，產(chǎn)油量降低。第三，兩階段壓裂規(guī)模及施工參數(shù)變化也較大，2010年根據(jù)本區(qū)液量較大含水較高的特點(diǎn)，將壓裂規(guī)模及施工參數(shù)進(jìn)行了科學(xué)的調(diào)整，規(guī)模及參數(shù)減小近1倍。2010年壓裂加砂量3～5 m3、排量0.8～1.4 m3/min，這樣的工藝及施工參數(shù)既解除了近井地帶的污染，溝通了油流通道又不至于將水層溝通。而規(guī)模太大、射孔段太多易于溝通底水，造成含水過高，產(chǎn)油量降低，十分不利于生產(chǎn)。

2 改造難點(diǎn)及目的

2.1 改造難點(diǎn)

認(rèn)清該區(qū)域的地質(zhì)特點(diǎn)及改造難點(diǎn)，是提高綜合改造效果，實(shí)現(xiàn)泉65井區(qū)長(zhǎng)2油層高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)的關(guān)鍵。針對(duì)長(zhǎng)2油層地質(zhì)特點(diǎn)的認(rèn)識(shí)，將長(zhǎng)2油層改造難點(diǎn)概括如下:

(1)長(zhǎng)2油層物性差異大，儲(chǔ)集類型復(fù)雜，在橫向和縱向上均具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性特征。改造時(shí)需要根據(jù)不同的地質(zhì)條件和不同井況提出不同的改造工藝模式。

(2)油水關(guān)系復(fù)雜是長(zhǎng)2油層改造的難點(diǎn)。在改造工藝及參數(shù)設(shè)計(jì)中，應(yīng)處理好油水關(guān)系對(duì)改造后油水流動(dòng)的影響，解決好低滲油層改造規(guī)模與因底水存在對(duì)改造效果也是十分重要的。

(3)油層具有低壓特點(diǎn)。應(yīng)在鉆井、完井及壓裂改造過程中控制濾失，盡量減少外來(lái)液體數(shù)量，以達(dá)到保護(hù)油層的目的。另外，完善低壓油層改造后排液技術(shù)，對(duì)于提高改造效果也是十分重要的。

(4)油層下部大多無(wú)明顯遮擋層，這給水力壓裂帶來(lái)一定的難度，裂縫形狀的控制及控制裂縫高度的延伸是提高改造效果的關(guān)鍵。

(5)儲(chǔ)層巖性、滲流條件及地下流體特征要求選用合適的工作液以對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行保護(hù)。

2.2 改造的目的

在充分認(rèn)識(shí)地質(zhì)改造特點(diǎn)及難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，分析對(duì)比兩個(gè)階段的開發(fā)效果及工藝，針對(duì)長(zhǎng)2油層非均質(zhì)性強(qiáng)、油水關(guān)系復(fù)雜、地層具有一定滲透能力、原油性質(zhì)相對(duì)較好等特點(diǎn)采用解堵性工藝，并適當(dāng)控制改造強(qiáng)度，以解除近井地帶的污染，疏通地下流體從地層流向井筒的滲流通道。結(jié)合兩個(gè)階段的開發(fā)效果，分析研究改造工藝。

3 改造工藝分析研究

長(zhǎng)2油層自身的地質(zhì)特點(diǎn)決定了改造效果，而射孔參數(shù)的優(yōu)化、改造工藝的選擇及參數(shù)的確定等都對(duì)提高綜合改造效果具有十分重要的影響。結(jié)合兩個(gè)階段不同的開發(fā)方式總結(jié)分析、擇優(yōu)去弊研究適合泉65井區(qū)的壓裂工藝，下面就從射孔方式、壓裂施工參數(shù)和動(dòng)態(tài)分析三方面研究本區(qū)的壓裂工藝。

3.1 射孔方案的優(yōu)化是改造長(zhǎng)2油層的關(guān)鍵

長(zhǎng)2油層射孔前必須用清水徹底將井內(nèi)雜物及污水替出井筒，射孔程度、射開位置的確定對(duì)投產(chǎn)后的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)有直接影響。為提高油層利用程度，對(duì)無(wú)底水的井層射開程度為20% ～30%，并避開泥質(zhì)含量鈣質(zhì)含量較高的夾層;對(duì)于有明顯底水的井層，應(yīng)按油層與底水接觸關(guān)系嚴(yán)格控制射開程度，一般為15%～20%。射孔部位一般為油層上部，如果射孔部位低，有可能造成底水上竄。

3.2 優(yōu)化壓裂施工參數(shù)是提高改造效果的重要保證

長(zhǎng)2油層具有一定的滲透能力，并且多數(shù)井有明顯底水，改造目的應(yīng)立足于解除近井地帶的污染，因此改造規(guī)模不應(yīng)太大。壓裂施工參數(shù)和工藝上都要優(yōu)化設(shè)計(jì)，達(dá)到地層的實(shí)際需求，從而提高改造的整體效果。

(1)壓裂液優(yōu)化體系

壓裂液體系的優(yōu)化應(yīng)立足于儲(chǔ)層保護(hù)和助排。因此有關(guān)壓裂液對(duì)儲(chǔ)層損害及其抑制方法的研究，一直為研究者所注目。

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a.稠化劑

下寺灣油田現(xiàn)在采用的是水基壓裂，用羥丙基胍膠為稠化劑，濃度0.3%。其性能要求為淡黃色粉末、含水率小于10%、表觀粘度為70～85 mPa.s、水不溶物小于8%、PH值為7～7.5、能與硼砂形成可用玻璃棒挑掛的凍膠。

b.粘土穩(wěn)定劑

下寺灣油田屬于中等水敏，考慮到與地層流體的配伍性，采用氯化鉀作粘土穩(wěn)定劑。1.5%的濃度是較為經(jīng)濟(jì)而且效果也不錯(cuò)。

c.交聯(lián)劑體系

由于下寺灣油田地層溫度較低，考慮到攜砂能力、破膠返排性能、地層傷害、施工技術(shù)方面的問題，選擇稀釋的交聯(lián)劑溶液作現(xiàn)場(chǎng)硼交聯(lián)。硼砂的水溶液通常作油田用量在0.35%左右。

下寺灣油田采用強(qiáng)氧化破膠體系，實(shí)驗(yàn)表明過硫酸銨濃度0.37 kg/m3時(shí)，對(duì)硼交聯(lián)壓裂液粘度保持率和支撐劑充填層滲透保持率的影響最小。目前長(zhǎng)慶油田采用的膠囊延遲破膠技術(shù)，增產(chǎn)效果較好，可以試驗(yàn)。

(2)施工排量?jī)?yōu)化

一般提高施工排量，裂縫垂向延伸也將增加，故施工排量的選擇應(yīng)使用裂縫模擬，確保提高排量時(shí)裂縫延伸是有限的。根據(jù)泉65井區(qū)鄰區(qū)泉63井區(qū)長(zhǎng)2油層壓裂井裂縫監(jiān)測(cè)資料表明裂縫高度與排量有明顯的關(guān)系，即排量大，裂縫高;排量減小，裂縫降低。排量過大會(huì)加劇裂縫在垂直方向上的延伸，從而導(dǎo)致含水量急劇上升，產(chǎn)油下降，在單井設(shè)計(jì)及施工時(shí)應(yīng)嚴(yán)格控制施工排量。

利用裂縫監(jiān)測(cè)資料，通過線性回歸的方法，可以得出排量與裂縫高度的半對(duì)數(shù)關(guān)系:

相關(guān)系數(shù)R=0.9587;Q—壓裂排量 m3/min;H—裂縫高度m。由式3－1可以得出:泉63－65區(qū)域長(zhǎng)2油層的排量應(yīng)根據(jù)油層本身類型及物性確定出需要的縫高，計(jì)算出合理的排量。

(3)加砂強(qiáng)度優(yōu)化

加砂規(guī)模應(yīng)根據(jù)油層類型、物性及厚度確定。通過對(duì)初期穩(wěn)產(chǎn)量大于2噸的14口井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析:滲透率平均為 4.69×10－3μm2，聲波時(shí)差平均244.23 μm/s，平均加砂強(qiáng)度平均0.47 m3/m。通過對(duì)初期穩(wěn)產(chǎn)量小于2 t的9口井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析情況為:滲透率平均為2.73×10－3μm2，聲波時(shí)差平均240.32 μm/s，平均加砂強(qiáng)度平均0.51 m3/m?？梢娪捎跐B透性的差異，加砂強(qiáng)度各不相同，而且產(chǎn)量相差很大。產(chǎn)量隨著滲透性的變好而增加。當(dāng)滲透率小于4.5×10－3μm2，孔隙度小于12%，加砂強(qiáng)度在0.6～0.8 m3/m，產(chǎn)量最高;滲透率大于5×10－3μm2，孔隙度大于12%時(shí)，加砂強(qiáng)度在0.3～0.5 m3/m，產(chǎn)量最高。

綜上所述，泉65井區(qū)長(zhǎng)2油層加砂強(qiáng)度為滲透性較好的加砂強(qiáng)度為0.3～0.5 m3/m;滲透性較差的為0.6～0.8 m3/m。

(4)砂液比的選擇

對(duì)于本區(qū)長(zhǎng)2油層壓裂砂比，應(yīng)在與加砂量、排量等參數(shù)相匹配的前提下，盡量提高施工砂比，以期達(dá)到控制注入地層液量，減少儲(chǔ)層傷害的目的。根據(jù)現(xiàn)在使用的膠液性質(zhì)，砂比可控制在30%－40%

(5)加砂程序

采用線性程序加砂即砂液比是一條直線式增加，可實(shí)現(xiàn)較理想的支撐剖面。實(shí)際操作中使砂液比增加幅度減小(如:10% ～15% ～20% ～25% ～30%)。這樣采用線性加砂程序裂縫導(dǎo)流能力沿縫長(zhǎng)分布更加合理。

(6)頂替液量

頂替液量的多少十分重要，直接關(guān)系到壓裂的成敗與效果。尤其出現(xiàn)過頂替現(xiàn)象，在井筒附近形成一個(gè)橋塞，頂替量越大，橋塞越長(zhǎng)，有效裂縫越短，使支撐劑不能起到應(yīng)有的作用。頂替液量一般控制在1.0～1.1倍的油管容積。

(7)壓后排液控制

壓后關(guān)井時(shí)間取決于泵入壓裂液的破膠時(shí)間，壓裂液返排一般是越快越好。若返排速度慢，投產(chǎn)后將會(huì)錯(cuò)過線性流階段，失去高產(chǎn)期，壓裂液長(zhǎng)期滯留于地層，對(duì)裂縫和地層造成的污染越嚴(yán)重。結(jié)合實(shí)際情況對(duì)本區(qū)長(zhǎng)2油層排液控制采用抽油機(jī)排液必須在壓裂完后24 h內(nèi)開抽，否則將影響壓裂效果;注入地層液體返排率為85%以上。

3.3 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析

通過投產(chǎn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)2油層生產(chǎn)呈如下特征:

(1)油井投產(chǎn)后，產(chǎn)液水平較高，一般為10～20m3/d，反映出油層改造后基本解除了鉆井完井過程中的污染，達(dá)到了改造的目的。

(2)試采產(chǎn)量的高低與含水有明顯關(guān)系，受含水影響，產(chǎn)油量變化較大。

(3)從投產(chǎn)前1個(gè)月生產(chǎn)資料看，無(wú)明顯遞減現(xiàn)象，產(chǎn)油及含水比較穩(wěn)定。

(4)隨著液量降低，含水有增加趨勢(shì)，產(chǎn)液量低于10m3/d或出現(xiàn)生產(chǎn)中斷，對(duì)長(zhǎng)2油井生產(chǎn)不利。

4 長(zhǎng)2油層改造方案優(yōu)化

在綜合對(duì)比分析研究?jī)呻A段開發(fā)效果的基礎(chǔ)上，結(jié)合實(shí)際施工建立泉65井區(qū)長(zhǎng)2油層改造的模式，以便應(yīng)用指導(dǎo)實(shí)際工作，從而真正達(dá)到改善油層滲流條件，提高油井產(chǎn)能。

(1)射孔位置位于油層中上部、物性較好的部位，用優(yōu)質(zhì)射孔液。

(2)長(zhǎng)2油層改造應(yīng)以加砂壓裂為主進(jìn)行改造，在加砂量及排量上應(yīng)結(jié)合油層厚度及物性進(jìn)行設(shè)計(jì)，表1推薦改造方案。

表1 長(zhǎng)2油層壓裂改造方案

(3)在施工條件允許的情況下，盡可能提高砂比，以減少入地液體造成的傷害。

(4)壓裂液采用羥丙基胍膠為稠化劑，硼交聯(lián)，1%的氯化鉀為粘土穩(wěn)定劑。

(5)盡可能縮短排液周期、入地液體返排率85%以上。

5 結(jié)論

(1)長(zhǎng)2油層具有非均質(zhì)性強(qiáng)油水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)，油層改造難度較大。

(2)長(zhǎng)2油層改造是為了解除近井地帶的污染，可采用解堵性工藝。

(3)優(yōu)化射孔方案，即提高油層利用程度，對(duì)有明顯底水的井層，應(yīng)按油層與底水的接觸關(guān)系嚴(yán)格控制射開程度及部位，一般位于油層中上部，射孔程度15%～30%。

(4)本區(qū)長(zhǎng)2油層壓裂規(guī)模原則應(yīng)立足于小排量(0.8～1.4m3/min)、大砂比(30% ～40%)、加砂強(qiáng)度滲透率小于4.5×10－3μm2時(shí)，加砂強(qiáng)度為0.6～0.8 m3/m;滲透率大于4.5×10－3μm2時(shí)，加砂強(qiáng)度為0.3%～0.5 m3/m。具體為根據(jù)取芯描述及電測(cè)資料對(duì)比分析，控制施工參數(shù)，合理有效的提高人工裂縫及增產(chǎn)幅度;對(duì)于有底水的井層，則不宜進(jìn)行中大型壓裂，以防壓竄底水。

(5)嚴(yán)格控制注入地層液量及質(zhì)量，盡量減少污染及傷害地層和裂縫。

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