尤元菊

(中油吉林油田公司吉林松原138000)

莫里青油田儲(chǔ)層具有低孔、低滲、水敏性強(qiáng)、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(duì)儲(chǔ)層水敏性強(qiáng)的問(wèn)題，應(yīng)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(kāi)發(fā)奠定了基礎(chǔ)。隨著開(kāi)發(fā)規(guī)模不斷擴(kuò)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(yīng)用獲得了理想的壓裂效果。針對(duì)巖石分選差，閉合壓力高，支撐劑嵌入裂縫面影響導(dǎo)流能力的問(wèn)題，采用儲(chǔ)層巖心制作實(shí)驗(yàn)巖板，進(jìn)行了支撐劑嵌入對(duì)導(dǎo)流能力傷害實(shí)驗(yàn)，認(rèn)識(shí)了支撐劑不同鋪置濃度下導(dǎo)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(jì)提供了一定的理論依據(jù)。隨著開(kāi)發(fā)歷程的進(jìn)展，理論結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)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(kāi)發(fā)中的重要作用。

1 莫里青油田儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層，壓裂應(yīng)造長(zhǎng)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?xì)、敏感性強(qiáng)，壓裂易造成儲(chǔ)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(yīng)用

2008年投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，為了探索與該區(qū)相適應(yīng)的壓裂液體系，根據(jù)儲(chǔ)層溫度、敏感性、流體性質(zhì)等特征，分析了壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害機(jī)理。第一，儲(chǔ)層粘土礦物含量較高，且以伊蒙混層、高嶺石、伊利石為主。當(dāng)水基壓裂液進(jìn)入儲(chǔ)層時(shí)，伊蒙混層的晶格水化膨脹和高嶺石、伊利石的微粒運(yùn)移等物理化學(xué)作用，會(huì)引起孔喉變細(xì)或堵塞，造成儲(chǔ)層滲透率下降。第二，由于巖石孔喉細(xì)，以細(xì)喉、微細(xì)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?jiān)狡骄鶠?03.7 μm，大于孔喉直徑，排除了顆粒侵入傷害。分析認(rèn)為，壓裂液給儲(chǔ)層帶來(lái)的傷害應(yīng)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(yīng)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(kāi)發(fā)規(guī)模擴(kuò)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(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，原油乳化壓裂液與柴油乳化壓裂液綜合性能相當(dāng)，大面積推廣應(yīng)用獲得了理想的壓裂效果。

目前應(yīng)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(duì)儲(chǔ)層傷害小的特點(diǎn)。乳化壓裂液與水基壓裂液的靜態(tài)濾失對(duì)比，乳化壓裂液在25 min時(shí)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(duì)巖心傷害試驗(yàn)表明，傷害率由以往的35%降至25%。根據(jù)不同儲(chǔ)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(duì)儲(chǔ)層的傷害?？蛇m應(yīng)溫度100℃強(qiáng)水敏儲(chǔ)層的壓裂施工要求。

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(dāng)。現(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(duì)儲(chǔ)層保護(hù)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(jì)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(jìn)行計(jì)算，不考慮濾失時(shí)，根據(jù)公式(1)進(jìn)行計(jì)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(méi)有考慮壓裂液性能和儲(chǔ)層特性，不精確。后者根據(jù)小型壓裂測(cè)試結(jié)果，壓裂液效率45.3%，計(jì)算前置液合理用量34.9%，所以，先期現(xiàn)場(chǎng)前置液用量平均為 35.5%。之后利用FracproPT壓裂軟件模擬計(jì)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(duì)裂縫動(dòng)態(tài)縫長(zhǎng)影響較大，但對(duì)裂縫支撐縫長(zhǎng)影響很小，由此可見(jiàn)，減少前置液量是可行的。

表1 不同前置液用量對(duì)水力裂縫幾何尺寸的影響

為此，在減少前置液用量的同時(shí)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(jì)

礦場(chǎng)施工統(tǒng)計(jì)，莫里青油田前置液用量由2008年的35.7%降至2011年的22.2%，見(jiàn)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(shí)現(xiàn)了敏感性低滲透儲(chǔ)層防污染、提高產(chǎn)能的壓裂目標(biāo)。

(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(chǎng)施工的可行性，優(yōu)化施工加砂程序，將臺(tái)式加砂改為階梯式加砂，縮短低砂比階段的施工時(shí)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(jiàn)，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?jiān)鼘?duì)裂縫滲透率的影響。

2.1.3 壓裂過(guò)程中快速破膠及壓后及時(shí)返排

為了使壓裂液快速破膠、快速返排，降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的污染，采取了三種措施。一是加砂過(guò)程中根據(jù)裂縫內(nèi)溫度場(chǎng)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(shí)間和返排程序。對(duì)裂縫易向下延伸的壓裂層，采取強(qiáng)制閉合措施;對(duì)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(jí)選擇不同的油嘴尺寸，使壓裂液盡快排出又不會(huì)因?yàn)榱魉龠^(guò)大導(dǎo)致支撐劑回流。

2.2 整體優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)技術(shù)

2.2.1 裂縫長(zhǎng)度的優(yōu)化

裂縫長(zhǎng)度是影響壓裂效果的重要因素。裂縫長(zhǎng)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(kāi)發(fā)優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)的原則，使人工裂縫系統(tǒng)與井網(wǎng)系統(tǒng)達(dá)到合理匹配。一方面，根據(jù)儲(chǔ)層物性利用FracproPT軟件模擬計(jì)算了裂縫長(zhǎng)度與壓后30 d產(chǎn)量的關(guān)系，由圖1看出，裂縫半長(zhǎng)為120～150 m時(shí)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(cè)試結(jié)果，在裂縫方位有利條件下，合理的裂縫半長(zhǎng)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(zhǎng)為130 m。

圖1 裂縫半長(zhǎng)與產(chǎn)油強(qiáng)度的關(guān)系

2.2.2 裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化

首先，獲得較高的裂縫導(dǎo)流能力必須選擇合理的支撐劑。支撐劑的優(yōu)選，應(yīng)以提高裂縫導(dǎo)流能力為目標(biāo)，綜合考慮儲(chǔ)層閉合壓力、支撐劑短期導(dǎo)流能力和長(zhǎng)期導(dǎo)流能力及易于攜砂等因素。用兩種方法計(jì)算了莫里青油田的閉合壓力。第一，統(tǒng)計(jì)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(jì)算井底閉合壓力為49.3 MPa;第二，根據(jù)小型壓裂測(cè)試結(jié)果，閉合壓力梯度為0.019 2 MPa/m，井深按2 700 m計(jì)算，井底閉合壓力為51.8 MPa。因此，支撐劑選用抗壓強(qiáng)度69 MPa，粒徑20～40目的低密度高強(qiáng)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(dǎo)流能力必須有足夠的鋪砂濃度。針對(duì)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(dǎo)流能力的問(wèn)題，采用儲(chǔ)層巖心制作實(shí)驗(yàn)巖板，開(kāi)展了支撐劑嵌入對(duì)導(dǎo)流能力傷害實(shí)驗(yàn)。研究認(rèn)為，在相同地層條件下，支撐劑在礫巖中的嵌入最為嚴(yán)重，泥巖其次，粉砂巖最小。鋪砂濃度越大，嵌入對(duì)導(dǎo)流能力的傷害程度越小，嵌入傷害表現(xiàn)出來(lái)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(lái)的閉合壓力約為40 MPa，10 kg/m2鋪砂濃度下約為50 MPa，當(dāng)閉合壓力從40 MPa增加到50 MPa時(shí)，鋪砂濃度為10 kg/m2時(shí)導(dǎo)流能力下降了7.1%，而鋪砂濃度為5 kg/m2時(shí)導(dǎo)流能力下降了17.5%，如圖2所示。說(shuō)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(dǎo)流能力［1］。

圖2 20-40目陶粒導(dǎo)流能力與閉合壓力關(guān)系

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，針對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層，應(yīng)用提高鋪砂濃度降低支撐劑嵌入對(duì)裂縫導(dǎo)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(zhǎng)度和導(dǎo)流能力的優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)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(yīng)力在垂向上的分布，受油層與隔層地應(yīng)力差、油層厚度、隔層性質(zhì)及厚度影響［2］。為此，通過(guò)地應(yīng)力剖面計(jì)算、結(jié)合測(cè)井及錄井資料，預(yù)測(cè)了裂縫高度，優(yōu)選壓裂射孔井段。利用壓裂軟件模擬計(jì)算，油層與隔層地應(yīng)力差大于7 MPa時(shí)，施工排量對(duì)裂縫高度的影響較小，小于7 MPa時(shí)，施工排量對(duì)裂縫高度的影響較大。針對(duì)壓裂目的層之間隔層薄弱，厚度小，應(yīng)力差小，壓裂時(shí)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(bǔ)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(shí)井口套管無(wú)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(rèn)識(shí)

(1)礦場(chǎng)實(shí)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(qiáng)的特點(diǎn)，有效解決了莫里青油田低滲透儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)的問(wèn)題，原油乳化壓裂液的應(yīng)用，降低了壓裂成本，提高了壓裂效果。

(2)利用理論模擬計(jì)算和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)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(duì)儲(chǔ)層污染。

(3)應(yīng)用提高砂比、壓后及時(shí)返排的壓裂技術(shù)，有效減少了壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

(4)通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究分析了支撐劑嵌入對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的影響程度，認(rèn)為增加縫內(nèi)鋪砂濃度，可降低由于儲(chǔ)層閉合應(yīng)力高而導(dǎo)致支撐劑嵌入的影響，形成了兼顧裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力的優(yōu)化設(shè)計(jì)模式。

(5)利用地應(yīng)力剖面，通過(guò)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(dòng)態(tài)及生產(chǎn)動(dòng)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(jiǎn)單可靠實(shí)用的方法。

［1］ 溫慶志，張士城，王 雷，等.支撐劑嵌入對(duì)裂縫長(zhǎng)期導(dǎo)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(xué)學(xué)報(bào).1999(4)：22-25.

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