低滲透油田整體壓裂方案研究
——以臺1區(qū)塊為例

(大慶石油管理局地下資源開發(fā)公司，黑龍江 大慶 163453)

高文嶺

(大慶石油管理局薩南實業(yè)公司，黑龍江 大慶 163414)

臺1區(qū)塊位于黑龍江省大慶市肇源縣境內(nèi)，屬于松遼盆地中央坳陷區(qū)朝陽溝階地西端頭臺鼻狀構(gòu)造，北鄰永樂油田，開采層位為扶余組油層，平均空氣滲透率1.19×-3μm2，儲量豐度49.28×104t/km2，屬于裂縫發(fā)育的低豐度、低滲透儲層[1]。由于其滲透率和豐度低，導(dǎo)致產(chǎn)量低，油井無自然產(chǎn)能，全部采用壓裂方式投產(chǎn)。臺1區(qū)塊采用線性井網(wǎng)布井[2]，油井井距225m，水井井距450m，排距120m。為了提高油田采收率，筆者利用油藏數(shù)值模擬方法并結(jié)合區(qū)塊地質(zhì)特點對整體壓裂方案進行了優(yōu)化。

1 油水井裂縫穿透率的確定

1.1 注水井裂縫穿透率的確定

為了確定注水井裂縫穿透率，模擬了裂縫穿透率分別為0.1、0.3和0.5對累計產(chǎn)量和含水率的影響，如圖1和圖2所示。由圖1可以看出，隨穿透率的增加，累計產(chǎn)量呈增加的趨勢，且裂縫穿透率為0.3和0.5的最終累計產(chǎn)量相當(dāng)。由圖2可以看出，注水井裂縫穿透率為0.3時注水開發(fā)2000d開始見水，裂縫穿透率為 0.5時注水開發(fā)1400d開始見水，這說明隨著裂縫穿透率的增加，見水時間縮短。

綜合考慮累計產(chǎn)量的增加和控制含水等情況，選擇兩者之間的裂縫穿透率較為合適，確定注水井裂縫穿透率為0.4。

圖1 注水井裂縫穿透率與累計產(chǎn)量的關(guān)系曲線 圖2 注水井裂縫穿透率與含水率的關(guān)系曲線

1.2 采油井裂縫穿透率的確定

采油井裂縫穿透率的確定是在優(yōu)化注水井裂縫穿透率的基礎(chǔ)上，模擬計算裂縫穿透率分別為0.1、0.3、0.5時對累計產(chǎn)量和含水率的影響，如圖3和圖4所示。從圖3可以看出，當(dāng)裂縫穿透率為0.3時累計產(chǎn)油量增加相對較快，在2500d后逐漸接近穿透率為0.5時的累計產(chǎn)量。從圖4可以看出，隨著裂縫穿透率的增加，采油井含水上升速度加快，裂縫穿透率為0.5時油井的含水上升速度明顯高于裂縫穿透率分別為0.3和0.1的采油井含水上升速度。

綜合考慮累計產(chǎn)油量的增加和控制含水上升等情況，確定采油井裂縫穿透率為0.3。

圖3 采油井裂縫穿透率與累計產(chǎn)量的關(guān)系曲線 圖4 采油井裂縫穿透率與含水率的關(guān)系曲線

2 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

在確定注水井和采油井最佳裂縫穿透率的條件下，進行裂縫導(dǎo)流能力的優(yōu)化。裂縫導(dǎo)流能力分別取10、30、50μm2·cm，考察導(dǎo)流能力對油水井動態(tài)的影響，如圖5和圖6所示。由圖5可以看出，當(dāng)導(dǎo)流能力為50μm2·cm時，單井日產(chǎn)量較高，初期單井產(chǎn)量達到5.0m3/d左右，但隨著開發(fā)時間的延長，產(chǎn)量遞減較快；導(dǎo)流能力為30μm2·cm時，初期單井產(chǎn)量較低，為4.2m3/d左右，但產(chǎn)量遞減較緩；導(dǎo)流能力為10μm2·cm時，初期單井產(chǎn)量僅為3.2m3/d左右，開發(fā)效果較差。由圖6可以看出，裂縫導(dǎo)流能力為30μm2·cm時，累計產(chǎn)量增加較快，在2500d后接近導(dǎo)流能力為50μm2·cm時的累計產(chǎn)量。模擬結(jié)果表明，臺1區(qū)塊在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下，裂縫導(dǎo)流能力為30μm2·cm時開發(fā)效果較好，而且從現(xiàn)場實施的情況看也是可行的，所以確定該井網(wǎng)裂縫導(dǎo)流能力為30μm2·cm。

圖5 裂縫的導(dǎo)流能力與日產(chǎn)量的關(guān)系曲線 圖6 裂縫導(dǎo)流能力與累計產(chǎn)量的關(guān)系曲線

3 壓裂液優(yōu)選

優(yōu)質(zhì)低傷害的壓裂液體系不但可以保持壓裂施工的成功，滿足開發(fā)壓裂方案中的施工要求，而且還可以提高壓后效果。為此，針對臺1區(qū)塊扶余油層的地質(zhì)特點進行壓裂液系統(tǒng)優(yōu)選。

3.1 地層粘土顆粒膨脹運移問題

扶余油層粘土礦物成分主要為伊利石(63.1%)和綠泥石(24.9%)。伊利石是一種水化的硅酸鹽，引起地層傷害的主要原因是其在砂巖中可以形成大體積的微孔，這些微孔可以束縛水，有時在孔隙中還可以發(fā)育成類似毛狀的晶體，從而增加孔隙的彎曲性和降低地層的滲透率，隨著流體的流動破碎而遷移，引起孔道堵塞。綠泥石是一種水化的鋁硅酸鹽，含有較多的鐵和鎂，該種礦物遇酸會引起鐵離子溶解、分離，產(chǎn)生沉淀，從而堵塞孔喉。

解決地層粘土顆粒膨脹運移造成傷害的方法如下：①通過在壓裂液中加入降濾失劑，盡量減少壓裂液的濾失。由于濾失量少，進入地層的濾液也少，對地層的傷害就低，同時較低的濾失量能夠提高壓裂液的效率，有利于節(jié)約成本。②通過在前置液中加入高效的粘土穩(wěn)定劑，防止粘土顆粒的膨脹、分散和運移，達到降低傷害的目的。③為了防止綠泥石中的鐵離子發(fā)生沉淀堵塞孔喉，可在壓裂液中加入鐵離子穩(wěn)定劑。

3.2 裂縫發(fā)育問題

解決裂縫比較發(fā)育、壓裂液濾失較快的方法是在壓裂液前置液中加入油溶性降濾失劑，利用油溶性降濾失劑中的固體顆粒成分對微裂縫暫堵，保證壓裂施工的順利進行。

3.3 壓裂液破膠問題

由于壓裂施工中井底的溫度不斷變化，使用同一配方的壓裂液會不可避免地產(chǎn)生破膠不徹底的問題。因此，必須結(jié)合水力裂縫溫度場來優(yōu)化破膠劑追加程序，可采取增加現(xiàn)場破膠劑的用量和應(yīng)用低溫破膠體系，從而使壓裂液在施工結(jié)束1～2h后徹底破膠，減少壓裂液對支撐裂縫導(dǎo)流能力的傷害。

3.4 壓裂液返排問題

壓裂液的返排速度和返排率是影響壓裂效果的重要因素，特別是針對特低滲透儲層的改造，壓裂液返排的越多、越快，滯留在地層中的雜質(zhì)就越少，對地層的傷害也就相應(yīng)地減少。可以通過以下方法解決壓裂液返排問題：①保證壓裂液在施工結(jié)束后快速破膠，主要通過增加現(xiàn)場破膠劑的用量和應(yīng)用低溫破膠體系來實現(xiàn)。②在壓開地層后加入高效發(fā)泡助排劑，利用高效發(fā)泡助排劑產(chǎn)生的大量氣體協(xié)助返排。③在壓裂液中添加高效的碳氟類助排劑，降低壓裂液破膠水化液的界面張力，使壓裂液更利于返排。④采用壓后用油嘴控制放噴的強制閉合工藝。

3.5 殘渣濾餅傷害問題

采取降低稠化劑的配比和優(yōu)選低殘渣稠化劑的方法來減少殘渣的傷害。臺1區(qū)塊地層溫度約87℃,通過研究，選擇適合油田溫度系列的有機硼為交聯(lián)劑的改性胍膠壓裂液，其配方為：0.55%改性胍膠+pH調(diào)節(jié)劑適量+0.1%助排劑+0.08%SP169破乳劑+0.25%JXJ110交聯(lián)劑+0.02%過硫酸鉀+0.08%鐵離子穩(wěn)定劑。前置液中加入2%的防膨劑、1%的PB-1降粘劑和2%油溶性降濾失劑。

4 支撐劑優(yōu)選

支撐劑的優(yōu)選應(yīng)基于作用在支撐劑上的有效閉合壓力，選擇原則是除了滿足開發(fā)壓裂方案對導(dǎo)流能力的要求外，還應(yīng)具有易于輸送、價格便宜、貨源廣的特點。臺1區(qū)塊油藏中部最小水平主應(yīng)力為30～32MPa，考慮生產(chǎn)井作業(yè)時井底流壓為3.0MPa時，作用在支撐劑上的有效閉合壓力為27～29MPa，對0.45～0.9mm石英砂和陶粒進行了導(dǎo)流能力的評價。研究發(fā)現(xiàn)，0.45～0.9mm石英砂和陶粒在有效閉合壓力為30MPa時，所能提供的導(dǎo)流能力分別是50.5μm2·cm和115.9μm2·cm。如果考慮到長期導(dǎo)流能力和壓裂液的污染，取試驗數(shù)據(jù)的35%[3]，則0.45～0.9mm石英砂所能提供的導(dǎo)流能力僅為17.7μm2·cm，而0.45～0.9mm陶粒所能提供的導(dǎo)流能力為40.6μm2·cm。

根據(jù)以上研究，為達到裂縫最佳導(dǎo)流能力、增加壓后產(chǎn)量和延長壓裂有效期，確定使用0.45～0.9mm陶粒作支撐劑。

5 壓裂施工參數(shù)優(yōu)選

壓裂施工參數(shù)優(yōu)選應(yīng)基于地層的應(yīng)力特征、井口壓力的限制、壓裂管柱和壓裂設(shè)備等因素，這樣才能達到整體優(yōu)化壓裂方案提出的要求，保證施工安全。為此，使用水力裂縫模擬軟件對壓裂施工排量、平均砂液比和施工工藝進行優(yōu)選。

5.1 壓裂施工排量

圖7 壓裂施工排量和裂縫高度與油層厚度比值的關(guān)系曲線

壓裂施工排量主要取決于壓裂注入方式、壓裂管柱、井口壓力和壓裂設(shè)備功率等因素的影響，同時要考慮支撐剖面的形狀和裂縫高度的限制。壓裂施工排量和裂縫高度與油層厚度比值的關(guān)系圖如圖7所示。從圖7可以看出，在上下隔層與油層應(yīng)力差相等的條件下，壓裂施工排量和裂縫高度與油層厚度比值曲線是一條近似水平的直線，說明壓裂施工排量對裂縫高度的影響不大。當(dāng)上下隔層與油層地應(yīng)力差大于3MPa時，壓裂施工排量在2.0～3.0m3/min，基本上能將裂縫高度限制住，因為此時裂縫高度與油層厚度的比值相差不大，在1.8～2.0之間，對裂縫高度變化的影響較??；當(dāng)施工排量超過3.0m3/min時，裂縫高度延伸加快，不能將裂縫高度限制住，因為此時裂縫高度與油層厚度的比值相差很大，對裂縫高度變化的影響較大。

綜合上述分析，壓裂施工排量選擇為2.0～3.0m3/min。

5.2 平均砂液比

在滿足壓裂方案對裂縫導(dǎo)流能力要求的同時，還應(yīng)考慮現(xiàn)場設(shè)備能力和施工水平，因此要確定合理的平均砂液比。如臺1區(qū)塊注水井井距450m，在注水井壓裂時，支撐縫半長要求達到180m，裂縫穿透率應(yīng)達到0.4，油藏裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)達到30μm2·cm，裂縫支撐劑鋪砂濃度至少在5.0kg/m2以上。模擬計算結(jié)果見表1。

表1 平均砂液比與裂縫支撐劑鋪砂濃度的關(guān)系

注：壓裂施工排量Q=2.5m3/min

從表1可知，當(dāng)平均砂液比為20%時，支撐縫半長為186m，鋪砂濃度為4.8kg/m2，達不到壓裂方案對裂縫導(dǎo)流能力的要求；當(dāng)平均砂液比在25%～30%時，支撐縫半長和鋪砂濃度能夠達到方案要求；當(dāng)平均砂液比為35%時，支撐縫半長縮短為177.6m,達不到壓裂方案對支撐半長的要求。綜合上述分析，平均砂液比選擇為25%～30%時，能夠滿足壓裂方案對支撐縫半長和裂縫支撐劑鋪砂濃度的要求。

5.3 壓裂施工工藝

壓裂施工工藝根據(jù)不同單井的具體情況確定如下：①對于壓裂層位相對集中的井，應(yīng)結(jié)合地質(zhì)分層，根據(jù)地應(yīng)力剖面進行壓裂細分層。②當(dāng)目的層為2層、有一定隔層且不易分卡時，采用多裂縫壓裂工藝。③當(dāng)目的層位多于2層時，采用大排量限流法壓裂，使所有的小層均能得到改造，同時控制裂縫的高度、提高裂縫的有效支撐。④壓裂施工管柱首選單封噴嘴型壓裂管柱。⑤當(dāng)存在一次施工分壓2層或2層以上時，選用雙封隔器加噴嘴型壓裂管柱結(jié)構(gòu)，保證控制替擠液量，使壓裂縫口處獲得最大導(dǎo)流能力。

6 結(jié) 語

對于低滲透油田，油井無自然產(chǎn)能，采用壓裂方式能夠提高單井產(chǎn)量、改善油田開發(fā)效果和提高采收率。利用油藏數(shù)值模擬方法并結(jié)合區(qū)塊地質(zhì)特點對整體壓裂方案進行優(yōu)化，確定了適合于臺1區(qū)塊的裂縫穿透率、導(dǎo)流能力、壓裂液、支撐劑和壓裂施工參數(shù)，即：注水井裂縫穿透率為0.4；采油井裂縫穿透率為0.3；裂縫導(dǎo)流能力為30μm2·cm；選用改性胍膠壓裂液；使用0.45～0.9mm陶粒作支撐劑；壓裂施工排量為2.0～3.0m3/min、平均砂液比為25%～30%、根據(jù)單井的具體情況確定壓裂工藝。

[1]李道品.低滲油田的開發(fā)方式[J].特低滲透油氣田，1997，2(1)：34～38.

[2]王鴻勛，張士誠.水力壓裂設(shè)計數(shù)值計算方法[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[3]劉金林，張在田，鄒皓.坪北特低滲透油田壓裂工藝技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].鉆采工藝，2003，26(3)：42～45.