大型水力壓裂技術(shù)在歐利坨油田的應(yīng)用

張 軍

（中國石油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010）

歐利坨油田2000年投入開采，2002年開始注水，大部分油井由于自然產(chǎn)能低，需要進(jìn)行壓裂改造。根據(jù)前期改造情況分析，存在壓后初期產(chǎn)量高，有效期短的問題，部分壓裂井有效期小于60 d。在對歐利坨油田儲層研究的基礎(chǔ)上，我們實施了大型水力壓裂改造技術(shù)，取得了較好的應(yīng)用效果。

1 儲層概況

歐利坨油田位于遼寧省臺安縣境內(nèi)，構(gòu)造上位于遼河盆地東部凹陷的中段。油層埋深2 200～2 640 m，儲層巖性為砂礫巖—細(xì)砂巖，砂巖儲層孔隙度平均為16.5%，滲透率平均為83.2 md，屬于中低孔、中低滲儲層。粘土礦物以伊蒙混層為主，相對含量為51.6%，其次為高嶺石，平均相對含量為29.7%，伊利石、綠泥石相對含量較少，分別為9.5%和6.2%。由圖像分析結(jié)果統(tǒng)計，本區(qū)S3砂巖儲集巖，平均面孔率為 6.37%，平均孔隙直徑 113.0 μm，平均孔面積為5 640.4 μm2，配位數(shù)0.48，平均喉道寬度17.9 μm，說明儲層孔隙形態(tài)不規(guī)則、喉道具較大曲折度、連通性較差。本區(qū)原油性質(zhì)較好，為稀油。原油密度為0.832 2～0.866 6 g/cm3，平均為0.845 7 g/cm3，地面原油粘度(50 ℃)平均為 8.22 mPa·s，凝固點平均為34 ℃，含蠟量平均為16.51%，膠質(zhì)瀝青含量平均為 14.26%【1,2】。

2 壓裂液體系的優(yōu)選

壓裂液作為壓裂改造的重要材料，其性能不僅直接影響水力壓裂施工的成功率，而且對壓后效果會產(chǎn)生很大的影響，大型水力壓裂施工對壓裂液性能的要求更加嚴(yán)格。

2.1 儲層及壓裂工藝對壓裂液的要求

（1）大型水力壓裂施工時間長，需要壓裂液具有在高速剪切下保持良好的攜砂能力；

（2）大量壓裂液進(jìn)入，使地層迅速冷卻，后期進(jìn)入的壓裂液在短時間內(nèi)破膠困難，因而選用中溫+低溫壓裂液體系組合方式；

（3）粘土礦物以伊蒙混層為主，相對含量為51.6%，容易造成粘土膨脹，應(yīng)注意防膨；

（4）原油含蠟和膠質(zhì)瀝青總量約 30%，壓裂液應(yīng)具有防乳破乳功能。

2.2 壓裂液的綜合性能

2.2.1 耐溫抗剪切性能

壓裂液在80 ℃下剪切140 min時的粘度為218 mPa·s，完全滿足大型水力壓裂施工長時間耐溫耐剪切的要求（壓裂液粘溫曲線見圖1）。

圖1 壓裂液粘溫曲線Fig.1 Fracturing fluid viscosity-temperature curve

2.2.2 破膠性能

壓裂液的破膠性能將直接影響壓裂液的壓后返排，是壓裂液對儲層造成傷害的重要因素。破膠劑的使用，有利于實現(xiàn)壓裂液凍膠在短時間內(nèi)破膠水化，加快返排速度。在滿足壓裂液攜砂性能的同時，通過實施尾追破膠劑用量，使破膠時間縮短，破膠更徹底，有利于破膠液的快速返排，減小對儲層的損害【3】（壓裂液在50 ℃的破膠性能見表1）。

2.2.3 破膠性能

通過降低破膠液的表面張力和油水界面張力以及增大與巖石表面的接觸角，來降低破膠液在地層流動中的毛管阻力。同時應(yīng)當(dāng)考慮由于乳化造成的堵塞對儲層的傷害，因此評價壓裂液的破乳性能也是非常重要的【4，5】。

測試了壓裂破膠液的表面張力為25.78 mN/m，界面張力為0.86 mN/m。

2.2.4 配伍性能

該壓裂液中各種添加劑配伍性能良好，無沉淀產(chǎn)生。

表1 壓裂液的破膠性能（50 ℃）Table 1 Fracturing fluid gel breaking performance (50 ℃)

3 壓裂設(shè)計優(yōu)化研究

3.1 壓裂方式的選擇

大型水力壓裂一般需要較大的施工排量，在壓裂管柱配置上要求盡量簡單，以減少管柱摩阻，一般采用套管注入的方式。由于考慮到本區(qū)待壓裂井固井時水泥返高都沒到地面，經(jīng)過計算，套管抗內(nèi)壓達(dá)不到施工的要求，所以下封隔器保護上部套管，采用油管注入的方式。

3.2 泵注排量的優(yōu)選

一般在井口限壓允許的條件下，應(yīng)盡可能提高施工排量，但由于增加排量裂縫垂向延伸將增加，所以應(yīng)當(dāng)通過裂縫模擬，確保提高排量時裂縫不過度垂向延伸。

應(yīng)用三維裂縫延伸模型，模擬了不同排量下的縫長與縫高的關(guān)系（見圖2），可見，排量7.0 m3/min超過以后，縫長的增長很小，縫高延伸加快。考慮到管柱摩阻及壓裂液剪切等因素，確定施工排量在6.0 m3/min左右。

3.3 前置液量的優(yōu)化

前置液用量考慮兩個因素：一是對地層起到冷卻的作用；二是保證施工的安全，避免出現(xiàn)砂堵。根據(jù)本區(qū)壓裂液濾失情況，確定前置液用量體積分?jǐn)?shù)為30%～40%之間。

圖2 不同排量下縫長與縫高的變化Fig.2 Different emission slit length and slit high change

4 現(xiàn)場應(yīng)用

截止 2011年底，歐利坨油田累計實施大型水力壓裂5井次，其中2口井加砂規(guī)模達(dá)到100 m3，施工成功率 100%，普遍取得良好的壓裂效果，壓裂有效期明顯增加，其中歐 31-25-33井有效期長達(dá)410 d，累計增油超過4 000 t，是同區(qū)塊普通規(guī)模壓裂井的4～5倍。

圖3 不同濾失系數(shù)下前置液體積分?jǐn)?shù)優(yōu)化Fig.3 Preflush volume percentage of optimization under different filtration coefficient

歐31-25-33井大型水力壓裂實例：

歐 31-25-33井是本區(qū)塊的一口開發(fā)井，油藏厚度較大，周圍無注水井，適合大規(guī)模壓裂改造。壓裂井段2 390.9～2 447.9 m，油藏中深2 419.4 m，射開37.8 m/7層，巖性為砂礫巖，設(shè)計加砂100 m3。

（1）測試壓裂情況

測試壓裂設(shè)計五級降排量方式，使用壓裂液51.8 m3，并測壓2 h。

解釋的閉合應(yīng)力為 41 MPa，近井筒摩阻 4.5 MPa，擬合后的地層滲透率為2.1×10-3μm2，綜合濾失系數(shù)2×10-3m/min。根據(jù)測試壓裂情況分析，靜壓力偏低，現(xiàn)場決定主壓裂時提高施工排量，由設(shè)計的6.0 m3/min提高到6.2 m3/min，同時增加前置液用量20 m3。

（2）主壓裂情況

主壓裂施工中共加入0.425～0.85 mm的中密陶粒100 m3，在不同階段使用中、低溫兩種壓裂液，施工中排量6.2 m3/min，前置液220 m3，攜砂液436 m3，頂替液 12 m3，平均砂比 22.9%，壓力54-51-70-51-58 MPa。

（3）壓后效果

本井壓前日產(chǎn)油6 t，壓后自噴生產(chǎn)，最高日產(chǎn)油35 t，自噴生產(chǎn)151 d，有效期410 d，累計增油4023 t，取得了理想的效果。

5 結(jié)論及認(rèn)識

（1）歐利坨油田儲層特征為中低孔、中低滲，自然產(chǎn)能低，壓裂作為一項重要的增產(chǎn)措施，在區(qū)塊開發(fā)中占有重要的地位。然而常規(guī)規(guī)模壓裂存在有效期較短的問題，因此進(jìn)行了大型水力壓裂的研究。實踐表明，大型水力壓裂在歐利坨油田取得很好的應(yīng)用效果，值得在本區(qū)推廣。

（2）根據(jù)大型水力壓裂施工工藝對壓裂液的要求，以及粘土礦物、原油物性等特點，優(yōu)化了適合歐利坨油田大型水力壓裂的壓裂液體系。現(xiàn)場應(yīng)用表明，壓裂液的耐溫、耐剪切、破膠等性能完全滿足本區(qū)大型水力壓裂的要求。

（3）通過大型水力壓裂優(yōu)化設(shè)計的研究，對壓裂方式、施工排量、前置液百分?jǐn)?shù)等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，保證了大型水力壓裂的順利實施。

（4）在歐利坨油田推廣大型水力壓裂的同時，還應(yīng)注重壓前儲層綜合評估研究，包括地應(yīng)力方位、巖石力學(xué)參數(shù)、油藏綜合評價等，提高大型水力壓裂措施對整個區(qū)塊的開發(fā)效果。

［1］ 白新宇．微生物與生物表活劑在遼河油田油井清防蠟中的應(yīng)用研究[D].東營：中國石油大學(xué)（華東）碩士論文，2009．

［2］ 邵本東．微生物與生物表活劑在歐 31塊油井清防蠟中的應(yīng)用研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院碩士論文，2009．

［3］ 張濤．潛山裂縫性變質(zhì)巖儲層大型水力壓裂技術(shù)研究[D]. 大慶：大慶石油學(xué)院碩士論文，2008．

［4］ 劉圣戰(zhàn). 松遼盆地腰英臺油田整體壓裂方案研究及實施效果評價[D]. 東營：中國石油大學(xué)（華東）碩士論文，2007．

［5］ 謝佃和,蔣紅玲,樊時華. 生物酶技術(shù)在的鄯善油田應(yīng)用[J]. 新疆石油天然氣，2007(3):44-47.