壓裂液性能優化在南泥灣油田的應用

任建忠

（延長油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西延安 716000）

1 概述

南泥灣油田位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡帶，主力層位為長6、長4＋5油層組，屬低滲-特低滲、低壓、低產油田，儲層必須經壓裂改造后才能獲取產量。由于儲層埋藏淺，裂縫形狀復雜，可能水平縫與垂直縫并存，也可能有微裂縫存在，使得裂縫幾何形狀更加復雜，所以有必要進行壓裂優化模擬。

2 地質特征

2.1 儲層特征

長6油層組，自下而上可以分為長64、長63、長62、長61四個沉積旋回序列，每個旋回由砂巖、粉砂巖以及泥巖組成，是油田的主力油層。長4＋5油層組，分長4＋52和長4＋51兩段，劃分標志層的電性特征為高聲波時差、高自然伽瑪、高自然電位、低密度、低電阻率及尖刀狀擴徑，其聲波時差、自然伽瑪、密度曲線之間對應關系良好。巖性為黑色泥頁巖，水平層理發育。

2.2 物性特征

根據該區31口井799塊巖心分析資料的統計表明，長6儲層孔隙度一般為7%～13%，平均值為9.39%。其中，長4+52儲層孔隙度最大，長62儲層最小，儲層物性也在一定程度上反映了三角洲反旋回的特征，越往下，孔隙度越小，孔隙度大于 8%的樣品出現的頻率也顯示了同樣的規律。從樣品分布的穩定性分析，長61樣品分布最為穩定，標準誤差為0.09，長62次之，長 4+52最差。反映長61油層儲層物性最為穩定，有利于開發。

3 壓裂優化設計

3.1 沉積地應力

一般情況下，地層中的巖石處于壓應力狀態，作用在地下巖石某單元體上的應力為垂向主應力σzo和水平主應力σH（可為兩個相互垂直的主應力σx，σy）。

3.2 井壁上的壓力

在地層中鉆井以后，井壁上及其周圍地層的應力分布受到井筒的影響，這種影響是復雜的。隨著半徑的增加，周向應力迅速降低。孔壁上的應力比遠處的大得多，這就是地層破裂壓力大于裂縫延伸壓力的一個重要原因。井壁周向應力與內壓大小相等，但符號相反。壓裂液徑向滲入地層所引起的井壁應力，在地層破裂前，井壁上的最小總周向應力應為地應力、井簡力壓及液體滲流所引起的周向應力之和。

3.3 造縫條件

形成垂直裂縫：當井壁上存在的周向應力達到井壁巖石的水平方向的抗拉強度σth時，巖石將在垂直于水平應力的方向上產生脆性破裂，即在與周向應力相垂直的方向上產生垂直裂縫。

4 地應力剖面及壓裂優化模擬

從施工曲線分析，南泥灣油田幾乎所有的壓裂井都有個共同特點：即排量2m3/min左右，很平穩，而壓力則開始上升到27～28MPa，然后下降到16～17MPa，下降10MPa左右。在加砂期間很平穩。這個現象不正常。地層破裂壓力過大，下降太多（10MPa），這從另一方面反映出地層是有微裂縫或多裂縫，或復雜裂縫，當最初的選擇結束，逐漸形成一個主裂縫后。壓力趨向于平穩。要克服這種現象，只需在壓裂前置液初期加裂縫轉向劑即可消除此現象，使施工更加順利。

壓裂施工過程中可能出現兩種情況：一是壓后有一定產能，但出水較多；另一種是壓后不見效。對于第一種情況，應分析水的來源，是底水、注入水還是層間水。如果是底水，則應控制裂縫高度，實施控高壓裂技術，如果是注入水，則應控制施工規模，測裂縫方位，看是否與注水井處于不利位置；如果是層間水則不必理它，還照原工藝即可。

對于第二種情況，可能比較復雜。一是可能裂縫竄裂過甚，支撐劑無效支撐，而使油層沒有形成一個真正的通道；二是地層確實沒有油；三是壓裂液使得油層造成了二次污染；四是可能所用支撐劑強度不夠在很短時間內破碎，造成裂縫導流能力失效。但又認為，南泥灣油田可能不會是靠孔隙儲油，而是靠微裂縫儲油。這樣壓裂時，裂縫幾何形狀要復雜得多，可能是水平裂縫也可能沿著大的裂隙延伸。但產量特別低的井，可能仍是以孔隙儲油為主。那只有用低傷害壓裂液，造一條合理的裂縫。從特低滲透來講，應該造長縫，但施工規模也不宜太大（裂縫高度不易控制），所以中等即可。從泥質含量看，大部分在20%左右，多的高達30%，泥質含量很嚴重，所以壓裂的整個過程都應注意黏土膨脹問題。又由于孔隙小，易于被外物堵塞，所以壓裂液中應注意三點問題：一是水中的細菌；二是壓裂液中的殘渣；三是壓裂液破膠后的乳化（由于井溫低，不易破膠徹底）。水中或壓裂液中的細菌往往容易忽視。有時清水中，壓裂液中根本不加殺菌劑，實際上南泥灣油田地層溫度平均33℃左右，正適合于細菌生長。大量的喜氧細菌隨著壓裂液進入地層，進入孔隙，在短時間內由于溫度適宜而大量繁殖。當氧氣耗盡時，細菌停止繁殖，而殘留物無法處理而滯留于孔隙深處，將油分子死死堵住，這可能是某些油層不出油的主要原因。所以在壓裂的前前后后要注意殺菌，最好用多功能活性殺菌劑。這種殺菌劑可百分之百將水中、植物膠中的細菌殺滅。潤濕角只有45°，保證巖石的親水性，表面張力只有23.6mN/m，使得孔隙中的液體易于排出，并且還有防止黏土膨脹的功能，加一種活性殺菌劑，等于加入了四種高效產品。

壓裂液殘渣只要用植物膠類壓裂液，則是不可避免的。壓裂后壓裂液快速破膠以及較強的返排能力是必備的。所以壓裂液要加入高效的低溫活化劑，使得壓后能夠迅速破膠。為了不使壓裂液形成乳狀液而堵塞孔隙，加入破乳劑是必要的。

總之，南泥灣油田是特低滲透層，不壓裂則不能生產，或不能有效生產。而壓裂則需耍從設計上、工藝上、液體上下功夫，每一個環節都要最優化，即優化設計要遵循：造長縫與寬縫相結合，既注重泄油面積，又注重裂縫的導流能力。裂縫高度要控制，射孔井段沒必要只射1～2m，如果支撐劑有返吐現象，可通過工藝手段解決。加砂比不一定高，中等即可。因為支撐劑嵌入不嚴重。鋪砂濃度盡量高，在10kg/m2以上，現在只有8～9kg/m2，顯得有點低。壓裂工藝要遵循人工控制裂縫高度，不使上下竄裂過甚；因閉合壓力小，要防止支撐劑返吐；若有底水產出，則在壓裂過程中堵水、控水。壓裂液則前已述及，目前看來，用瓜膠凍膠較為合適，最好用低傷害瓜膠，用粉劑速溶瓜膠。用清潔壓裂液可以做實驗，但對特低滲透層，清潔壓裂液膠束分子團進入孔隙后不易破膠，反而形成永久堵塞。

5 壓裂液配方優選

通過實驗室巖心實驗，確定所用壓裂稠化劑、變聯劑、破膠劑、低溫活化劑的最佳用量，并篩選出了黏土穩定劑、活性殺菌劑等添加劑，使該壓裂液體系的物理化學性能優良。

5.1 壓裂液添加劑的優選

稠化劑的選擇：由于羥丙基瓜膠的增稠能力強、水不溶物低、水溶性好、配液容易，是目前國內外壓裂主要用稠化劑。

變聯劑的優選：能使羥丙基瓜膠溶膠液交聯的物質有硼砂、硼酸、有機鈦或有機鋯。由于硼砂價格低廉、無毒，對地層和支撐裂縫傷害小，因而得到了廣泛應用。

破膠劑的優選：實驗表明，華北用的低溫活化劑的低溫活化性能較好，壓裂液破膠液黏度低，建議采用。

硫酸銨用量的優選：優選出了壓裂液在不同溫度條件下不同時間內破膠所需破膠劑的最佳用量。

黏土穩定劑的優選：KCl對膨潤土的防膨初始防膨效果很好。防膨效果計算公式：防膨效果（%）=（H清水-H防膨劑）/H清水

式中：H清水=清水沖洗后士柱高度

H防膨劑=防膨劑沖洗后土柱高度

活性殺菌劑的優選：由實驗數據可知，華北活性劑具有較低的界面張力，并且破乳效果較好，建議采用。

5.2 壓裂液體系配方的確定

通過實驗，篩選出了性能較好的壓裂液的各種添加劑。根據地層溫度和黏土含量，確定出適合不同地層壓裂的壓裂液配方。

6 結束語

1）從施工數據來看，排量越大，人工裂縫越寬，越有利于支撐劑的進入。

2）通過模擬不同加砂規模下的裂縫寬度及增產比，結合油田實際，認為單層加砂量30m3較為合理。

3）當單層加砂量為30m3時，增產比可達9，對應的支撐寬度為3.2mm。根據對砂比與支撐縫寬的模擬曲線砂比為25%，此指標與原凍膠壓裂液平均砂比（26%）持平。

4）初步確定前置液為壓裂液量（不包括頂替液）的35%，即[（前置液量/（前置液量+攜砂液量）]×100%=35%。