莫云亮

（中國(guó)石化集團(tuán)江漢油田分公司坪北經(jīng)理部，陜西 安塞717408）

1 坪北薄油層概況

坪北油田位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡中部坪橋鼻褶帶，含油層位為三迭系延長(zhǎng)組，主要含油小層為長(zhǎng)4＋52、長(zhǎng)61和長(zhǎng)62，次為長(zhǎng)21、長(zhǎng)63。目前動(dòng)用儲(chǔ)量面積為64km2，動(dòng)用儲(chǔ)量3 745萬(wàn)噸，總體來(lái)說(shuō)，工區(qū)面積已經(jīng)圈定，主力層已經(jīng)動(dòng)用。隨著開(kāi)發(fā)的不斷進(jìn)行，現(xiàn)有儲(chǔ)量動(dòng)用程度逐年加大。

同時(shí)，坪北油田近年擴(kuò)邊效果逐年變差，內(nèi)部加密調(diào)整潛力有限，目前750口油井鉆遇油層尚有49.1%未動(dòng)用，其中有效厚度大于4m、小于10m的層共892層、5 439m，占未動(dòng)用層的54.3%，單井平均有效厚度僅為4.7m，如何將薄層有效動(dòng)用，將是坪北今后穩(wěn)產(chǎn)的重點(diǎn)。

長(zhǎng)63為近年發(fā)現(xiàn)油層，目前有80% 以上的儲(chǔ)量未動(dòng)用，其中有效厚度小于7m的薄層所占比例為81.2%。目前通過(guò)開(kāi)發(fā)方式的評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)該層超前注水開(kāi)發(fā)有平均1.0～2.0t的穩(wěn)定產(chǎn)量，可作為油田“十三五”的接替儲(chǔ)層。

2 儲(chǔ)層潛在傷害機(jī)理分析

2.1 儲(chǔ)層物性分析

長(zhǎng)63滲透率 （0.26～0.84）×10－3μm2，平均0.5×10－3μm2，最大孔隙度11.3%，最小孔隙度8.4%，平均9.1%。孔隙結(jié)構(gòu)以狀喉道和彎片狀喉道為主，屬小孔細(xì)喉型，平均孔喉半徑0.382μm，中值壓力1.99MPa，排驅(qū)壓力0.43MPa。整體屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層。

潛在傷害分析：坪北儲(chǔ)層整體物性較差，微觀孔隙結(jié)構(gòu)以細(xì)小、微細(xì)喉道為主，孔隙小，喉道細(xì)窄而彎長(zhǎng)，孔喉比中等，易造成毛管吸附力很大，油氣運(yùn)移阻力較大，導(dǎo)致生產(chǎn)過(guò)程中流體流動(dòng)困難，造成較大的滲流阻力，滲流特征一般表現(xiàn)為束縛水飽和度較高，油水兩相滲流區(qū)間小，隨含水飽和度的增加，油相滲透率將大幅降低。

對(duì)于此類(lèi)低滲透、特低滲透儲(chǔ)層的壓裂改造來(lái)說(shuō)，人工裂縫能夠有效改善滲流環(huán)境，但大量液體進(jìn)入地層，若滯留時(shí)間較長(zhǎng)，改變?cè)械膬?chǔ)層環(huán)境，一定程度上將影響措施效果；外來(lái)壓裂液入侵到基質(zhì)中，對(duì)儲(chǔ)層造成污染，將會(huì)影響壓裂縫面附近的基質(zhì)的滲流能力；同時(shí)破膠液中殘?jiān)拇嬖?，可能堵塞部分孔喉，傷害?chǔ)層滲流能力，因此，確保壓裂液的低傷害、盡快返排將是減少儲(chǔ)層傷害的重要技術(shù)手段，也是工作的重點(diǎn)方向之一。

2.2 巖石礦物組分及敏感性分析

石英含量29.1%～35.0%，平均為32.4%；鉀長(zhǎng)石含量35.8%～40.0%；斜長(zhǎng)石平均含量7.0%～10.4%。長(zhǎng)石普遍發(fā)生伊利石化、綠泥石化。粘土礦物中綠泥石占總量的80% 以上。其次為伊蒙混層，平均占粘土礦物總量的7.27%，伊利石平均占粘土礦物總量的6.36%（表1）。

表1 長(zhǎng)63儲(chǔ)層礦物組分表

長(zhǎng)63速敏以無(wú)速敏為主，次之弱速敏。水敏以弱水敏為主，其次為中等偏弱，損害率在12.79%～36.77% 之間。鹽敏臨界礦化度在15 228～30 457mg／L之間。堿敏以中等偏弱為主，次為弱堿敏，損害率在23.4%～44.68% 之間，堿敏臨界pH值在7～8.5之間。酸敏以強(qiáng)酸敏為主，其次為中等偏強(qiáng)，損害率在20.49%～84.2%。

潛在傷害分析：坪北儲(chǔ)層中綠泥石含量較高，盡量避免酸性液體進(jìn)入地層，產(chǎn)生酸敏傷害；粘土含量及伊蒙混層含量相對(duì)較高，與水基壓裂液接觸立即膨脹，易使儲(chǔ)、滲空間減少，松散粘附于孔道壁面的粘土顆粒與壓裂液接觸時(shí)分散、剝落，隨壓裂濾液進(jìn)入油氣層或沿裂縫運(yùn)動(dòng)，在孔喉處被卡住，形成橋堵，引起傷害，壓裂液體系中相應(yīng)添加劑的優(yōu)化較為重要。

3 壓裂工藝技術(shù)探討

3.1 巖石力學(xué)參數(shù)模擬

對(duì)于薄油層的壓裂改造而言，需要確保人工裂縫在儲(chǔ)層中的有效延伸，控制縫高是關(guān)鍵，各類(lèi)巖石力學(xué)參數(shù)的分析尤為重要。

2.3 適時(shí)播種。依土壤肥力和地塊分布確定播種順序，一般當(dāng)?shù)販囟?cm深土壤穩(wěn)定通過(guò)8℃即可播種。原則上要先播土壤肥力好的高燥陽(yáng)坡地和平肥壤質(zhì)土地，再播土壤肥力中等的沙壤土或沙土地，后播背陰坡、低洼易澇或地力較差的地塊。

利用GOHFER軟件對(duì)測(cè)井曲線進(jìn)行處理，以獲取儲(chǔ)層泊松比、楊氏模量、儲(chǔ)隔層應(yīng)力等相關(guān)數(shù)據(jù)。

以P29－100井為例，從測(cè)井曲線分析，油層GR值較低，平均為58APi，儲(chǔ)層上、下部均發(fā)育一定隔層，但不連續(xù)，厚度5～8m。上隔層GR值平均為88APi，下隔層GR值平均為88APi，隔層GR值多呈鋸齒狀，表明巖性不純，壓裂施工中對(duì)裂縫縱向上延伸的控制不利（圖1）。

圖1 P29－100井長(zhǎng)63測(cè)井曲線

根據(jù)軟件模擬結(jié)果，上隔層應(yīng)力平均值19.1MPa，下隔層應(yīng)力平均值為18.7MPa，油層與下隔層應(yīng)力差平均值為0.2MPa，油層與上隔層應(yīng)力差平均值為0.6 MPa（表2）。

表2 P29－100井長(zhǎng)63巖石力學(xué)參數(shù)表

根據(jù)理論研究成果，隔層應(yīng)力對(duì)裂縫高度產(chǎn)生影響（圖2）：當(dāng)油層與上、下隔層的應(yīng)力差≥6.5MPa時(shí)，裂縫的延伸能夠較好控制在儲(chǔ)層內(nèi)。而坪北薄油層的上下隔層應(yīng)力差較小，裂縫形態(tài)難以得到有效控制。

圖2 應(yīng)力差的變化對(duì)裂縫形態(tài)的影響

3.2 施工參數(shù)對(duì)裂縫形態(tài)的影響

3.2.1 射孔參數(shù)對(duì)裂縫形態(tài)影響

根據(jù)地質(zhì)解釋和前期開(kāi)發(fā)認(rèn)識(shí)，坪北薄油層通常打開(kāi)顯示較好的4～6m，在此基礎(chǔ)上，以P29－100井為例，通過(guò)軟件模擬不同射孔條件下的裂縫形態(tài)（規(guī)模、排量、泵注等參數(shù)恒定），分別為頂部射孔、中部射孔、底部射孔，結(jié)果如下：P29－100井長(zhǎng)63儲(chǔ)層顯示較好段：1 342～1 352m，設(shè)定前置液10m3，排量1.0m3／min，砂量10m3，平均砂比30%（表3）。

表3 P29－100井長(zhǎng)63層不同射孔井段壓裂模擬結(jié)果

分析發(fā)現(xiàn)，不同的射孔對(duì)裂縫形態(tài)影響不同，在儲(chǔ)、隔層應(yīng)力差值較小的情況下，其中靠近油層中部射孔對(duì)裂縫高度的控制有著一定的效果。

3.2.2 施工規(guī)模對(duì)裂縫形態(tài)的影響

模擬不同規(guī)模下的人工裂縫形態(tài)，具體參數(shù)如下（表4）。

表4 不同規(guī)模下裂縫形態(tài)參數(shù)表

模擬結(jié)果表明，較高施工規(guī)模下的人工裂縫具有較高的導(dǎo)流能力，但在儲(chǔ)、隔層應(yīng)力差值較小的情況下，規(guī)模對(duì)裂縫的形態(tài)影響較大，尤其是隨規(guī)模的增加，裂縫高度失控較為嚴(yán)重。根據(jù)薄油層的儲(chǔ)層特點(diǎn)，要確保人工裂縫在主要在儲(chǔ)層中延伸，應(yīng)采用合適的施工規(guī)模。

3.2.3 施工排量對(duì)裂縫形態(tài)的影響

在控制施工規(guī)模的前提下，改變施工排量進(jìn)行模擬，形態(tài)如下（圖3）。

圖3 相同施工規(guī)模、不同排量下裂縫形態(tài)圖

施工排量影響縫內(nèi)凈壓，對(duì)裂縫形態(tài)影響較大，ΔPnet／Δσ，兩者差值決定縫高擴(kuò)展程度，從模擬結(jié)果看，在儲(chǔ)、隔層應(yīng)力差值較小的情況下，隨著施工排量的增加，裂縫的高度隨之增加。針對(duì)坪北薄油層而言，控制縫高、增加縫長(zhǎng)有利于確保措施效果，在缺少較好的隔層環(huán)境下，需要嚴(yán)格控制施工排量。

3.3 壓裂液體系

坪北薄油層具有低孔、低滲特點(diǎn)，前文分析壓裂液體系應(yīng)盡量避免對(duì)儲(chǔ)層造成較大的傷害而影響措施效果，同時(shí)結(jié)合控縫壓裂工藝技術(shù)，液體需要具有一定的低粘度、高攜砂性能，擬采用目前較為成熟的增效壓裂液體系，并開(kāi)展了相關(guān)試驗(yàn)。評(píng)價(jià)增效壓裂液體系性能主要有兩大優(yōu)點(diǎn)，一是確保攜砂能力的同時(shí)，降低原體系粘度，二是降低原有配方的殘?jiān)繉?duì)儲(chǔ)層的傷害（圖4，5）。

坪北現(xiàn)用液體配方為：0.45%HPG＋0.2%SD－113＋0.2%JT－1021＋0.2%D60＋0.2%COP－2＋0.1%1227＋0.01%NaOH；增效壓裂液的配方如下：0.3%HPG＋0.5%LT－3＋0.2%SD－113＋0.2%JT－1021＋0.2%D60＋0.2%COP－2＋0.1%1227＋0.01%NaOH。

圖4 液基液粘度對(duì)比圖

圖5 凍膠粘度對(duì)比圖

另外，通過(guò)降低稠化劑使用濃度，可使壓裂液成本降低27元／m3（表5），按單井施工平均液量100m3計(jì)算，單井節(jié)約成本2 700元。

表5 坪北配方及增效壓裂液配方成本表

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）從分布及開(kāi)發(fā)情況看，坪北薄油層長(zhǎng)63具有增產(chǎn)潛力，但儲(chǔ)層物性較差，壓裂改造是確保產(chǎn)量的主體措施工藝。

2）坪北儲(chǔ)層中綠泥石含量較高，盡量避免酸性液體進(jìn)入地層，產(chǎn)生酸敏傷害；粘土含量及伊蒙混層含量相對(duì)較高，與水基壓裂液接觸立即膨脹，易使儲(chǔ)、滲空間減少，松散粘附于孔道壁面的粘土顆粒與壓裂液接觸時(shí)分散、剝落、隨壓裂濾液進(jìn)入油氣層或沿裂縫運(yùn)動(dòng)，在孔喉處被卡住，形成橋堵，引起傷害，壓裂液體系中相應(yīng)添加劑的優(yōu)化較為重要。

3）薄油層的壓裂工藝優(yōu)化較為重要，軟件模擬儲(chǔ)、隔層的應(yīng)力差值較小，不利于人工裂縫高度的控制；通過(guò)射孔參數(shù)、施工參數(shù)的優(yōu)化，一定程度上能夠控制裂縫形態(tài)，確保薄油層段得到較好的改造。但需要獲取地層巖心，開(kāi)展巖石力學(xué)試驗(yàn)，以真實(shí)的參數(shù)指導(dǎo)控縫壓裂工藝的實(shí)施。

4）增效壓裂液具有較低粘度、低傷害的特點(diǎn)，一定程度上能夠滿足控縫壓裂工藝需求，同時(shí)能夠降低成本，通過(guò)完善、優(yōu)化后具有一定的現(xiàn)場(chǎng)推廣應(yīng)用潛力。

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