吳起油田三疊系下組合油層壓裂參數優化及應用

周建奇

（延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西吳起 716000）

吳起油田地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡（伊陜斜坡），目前生產層位主要為侏羅系延安組和三疊系延長組，屬“低孔隙、低滲透、低壓”油藏，而三疊系下組合油藏由于儲層物性差，油井投產過程中如不通過壓裂改造，就無法獲得具有經濟價值的工業油流，所以在實際開發過程中，儲層的進一步改造都是利用水力壓裂方式，雖然投產初期產量較高，但隨著持續開采，油井降產快、產量低的現象慢慢凸顯，油田很難做到持續穩產，而油井降產、低產的原因主要是因為：儲層評價待于進一步完善；各類施工質量有待于進一步完善和優化。

1 下組合油層射孔參數優化

射孔參數的選定應有利于油層改造、修井作業等方面綜合考慮，并根據油井完善程度來選取。

1.1 孔密和布孔方式

因為下組合油層普遍存在物性差的特性，流體流動阻力大，孔密的選擇主要根據射孔段附近的套管強度是否允許。現在吳起油田選擇孔密多為13孔/m，射孔裝彈為4相位角90°，采用螺旋型布孔方式進行作業。

1.2 射孔槍與射孔彈型

在油井開采過程中，為提高射孔彈的穿透性，有效溝通油層與井筒，多采用SYD-102射孔槍和127型射孔彈進行作業。

1.3 油層射開程度選擇

射孔技術在開采過程中主要是為后期油井開采和油井壓裂施工作業進行鋪墊，射開程度好，后期壓裂過程中流體經過孔眼所產生的摩阻以及后期地層流體進入井筒所受到的流體阻力均會減小，還根據動用儲層的厚度和臨層之間的關系進行選擇。

（1）針對砂體中未出現明顯高含水層位顯示，在射孔時可根據油層有效厚度來選擇射開程度。

（2）針對砂體中出現明顯高含水層位顯示，在射孔作業時僅考慮高含水部分層段，對高含水的層段應避免射開程度過大而溝通水層。

2 壓裂施工參數優化

2.1 壓裂支撐劑選擇

目前壓裂通常采用的支撐劑為石英砂和陶粒砂兩種，因石英砂的破碎強度低，適合用于油層埋藏淺的三疊系長6以上油層，吳起油田下組合油層埋藏較深，部分區塊埋深均在2 400~2 550m左右，由于地層閉合壓力過大，石英砂抗壓強度不夠，極易破碎，破碎后所產生的粉末狀顆粒會堵塞地層滲流通道，減小閉合裂縫的導流能力，從而縮短油井穩產時間。使用陶粒砂與石英砂作對比，使用陶粒砂穩產后單井產量增加0.2~0.4m3/d。

結合吳起油田開發現狀，對比常規石英砂壓裂，評價陶粒砂壓裂效果，在吳起油田對于油層埋深超過2 200m以下的油層使用陶粒砂作支撐劑。

2.2 壓裂液選擇

水力壓裂是低滲透儲層改造的主要手段，壓裂液在壓裂的過程中起到十分重要的作用，它主要的作用是傳遞壓力，開辟人工裂縫并將支撐劑帶入人工裂縫，之后能迅速降黏快速返排出地層，目前應用的羥丙基胍膠水基壓裂液是最為廣泛和成熟的一種壓裂液，因其攜砂性能優、易破膠反排、殘渣少、地層傷害小、成本低等優點，長期占據壓裂液市場的主力。然而由于目前環保要求、采出水返排液難以處理的壓力。

清潔壓裂液具有易破膠和易返排的特點，返排液中殘渣含量低，與地層流體接觸，不會產生降低油層滲透率的雜質，入地液體與油層配伍性極好，不會污染地層，施工后有效提高單井產量，達到最終的施工目的。根據清潔壓裂液現場試驗，取得清潔壓裂液的幾項最基本參數，如配方比例、成膠時間、成膠黏度、攜砂性能、破膠時間、破膠黏度及反排效率等均達到技術要求，并與鄰井同層同規模選取胍膠壓裂液的井比較后產量無變化，得出現場試驗數據并分析工程現場可行性；清潔壓裂液與胍膠壓裂液相對比有以下優點：

（1）能有效利用油井壓裂返排液和油層采出水。

（2）壓裂后壓裂液破膠后對儲層傷害更小。

（3）可以進行二次利用。

（4）有效降低作業費用。

采用清潔壓裂液注意事項：必須選取同層礦化度相差不大的采出水并經過沉淀過濾后方可進行壓裂。

結合目前生產現狀，對于部分采出水較多的區塊進行集中分層系收集，因用作清潔壓裂液或條件限制的情況下采用胍膠作壓裂液。

2.3 壓裂施工排量優化

壓裂施工排量對控制壓裂裂縫有較大影響，由于支撐劑的沉降或者重力的作用，在裂縫閉合后，高濃度攜砂液將支撐劑攜帶至油層的中下部，而油層中的高滲透帶具有鋪砂不均的情況。

儲層巖性和地應力差值是裂縫能否延伸的重要原因，但壓裂過程中的規模大小、施工排量選擇等參數對裂縫高度影響較大。施工液量90m3，施工排量選擇為2.0m3/min時，地層所產生的裂縫高度一般在25~30m3，裂縫高度主要根據入地液量和施工排量而變化。在地層條件不變的情況下，排量大，裂縫高度就高，所以選定合理的施工參數既可以避免非儲層段無效裂縫高度，還可以有效提高對儲層段動用程度，加大裂縫長度，提高油井產能。

對于吳起油田下組合油藏長7、長8、長9、長10油層，一般施工排量選取為2m3/min時，油井產量較好。

通過對歷年來施工的經驗總結，當壓裂過程中排量小于1.8m3/min時提高加砂比時極易造成油井砂堵事故，導致施工不連續，影響工程質量等，所以對壓裂排量的選擇應要根據儲層縱向油層段的有效厚度來確定：

當砂體有效厚度小于15m時，壓裂排量控制在2.0~2.5m3/min；砂體有效厚度在15~25m時，壓裂排量控制在2.5~2.8m3/min；砂體有效厚度大于25m的油層段，壓裂排量應控制在2.8m3/min以上。

由于三疊系油層下組合物性差，施工過程中容易出現砂堵或者壓力高等現象，所以在施工過程中需要提高施工排量時，應盡量提高前置液注入量，進而減少砂堵的概率。

2.4 前置液用量

前置液量的設計應本著能少就少的原則，減少外部流體對地層的破壞和造傷害，施工過程中應以提高液體效率為主要目的，控制前置液的規模。前置液用量大多濾失在地層中，所以在注入前置液時應增大前置液交聯用量，提高前置液黏度（要稍大于攜砂液），或在前置液中加入40~70目低密度的粉陶壓裂砂預防壓裂液濾失。類似儲層測試壓裂取得地層綜合濾失系數范圍在（1.5~3.3）×10-4m/min1/2，綜合濾失系數均較低，考慮前置液量優化按支撐裂縫半長與造縫半長之比在85%~90%來確定。以此為依據，相應前置液量在20%~28%。

2.5 壓裂施工砂比優化

對下組合油層特低滲透儲層壓裂改造，采用前置液量大、砂比低的壓裂改造思路進行壓裂改造，在未注水受益區，應增加前置液注入量，降低平均砂比，補充地層能量，確保壓裂施工效果和油井取得較好的產量。

一般認為對下組合特低滲透儲層，壓裂施工砂比應控制在25%~28%，才能獲得較好的油井產能。

2.6 壓后放噴排液優化

根據以往儲層壓降分析結果表明，壓后關井30~50min時間內，壓裂裂縫均出現明顯的變化，實現裂縫初閉合，支撐裂縫承受來自地層巖石的部分壓力，此時壓裂裂縫內的支撐劑填砂剖面被固定，不能再進行大面積的移動。如果對放噴過程和抽汲過程沒有嚴格控制，縫口支撐的砂子會被帶出地層，造成地層吐砂嚴重，從而降低儲層裂縫的導流能力。因此，壓后關井60min后應立即放噴，放噴采用油嘴控制放噴，一般初期采用4~8mm油嘴，后期采用8~12mm油嘴或采用閘門控制放噴的方式進行放噴排液。油嘴的選擇應根據井口油壓進行選擇。可參照以下情況進行選擇：

（1）井口油壓大于5MPa，采用4mm油嘴放噴。

（2）井口油壓3~5MPa，采用6mm油嘴放噴。

（3）井口油壓1~3MPa，采用8mm油嘴放噴。

（4）井口油壓小于1MPa，采用12mm油嘴放噴或采用閘門控制放噴。

3 下組合油藏低效井增能壓裂應用

吳起油田下組合開發面積239.40km2，探明儲量8 453× 104t，平均單井日產油0.86t，綜合含水31.37%，采出程度為4.91%，具有較大的開發潛力。目前對下組合油藏采取常規水力壓裂方式投產，因改造程度低，波及體積小，油井產能低，穩產時間短，日產油小于0.5t，難以達到經濟有效動用，這不僅與儲層物性差有關，也與地層天然能量不足有關。因此可以考慮在壓裂時注入大量對地層低傷害的前置液，補充地層能量，然后再按體積壓裂方式完成壓裂。實施低效井增能壓裂選井條件：

1）選取含油層砂體較厚的下組合的油層段。

2）投產后初期產量高、降產較快的油井。

3）未在注水受益區的邊緣油井。

4）初期液量、含水較低的油井。

5）上下夾層較厚的油井。

對以上條件的低效井適合增能壓裂措施改造。

（1）增能壓裂規模，根據按選井條件注入前置液量300~800m3后再進行體積壓裂技術改造。

（2）壓裂結束后關井憋壓，壓降小于5MPa后安裝油嘴由小到大進行放噴在進行投產。

下組合低效井，通過“大前置液量+體積壓裂”技術主體的增能壓裂增產機理及施工工藝進行研究，對吳起油田下組合油藏進行試驗應用，實現較常規壓裂提高單井產能和延長壓裂有效期的目的，為吳起油田下組合油藏高效開發提供新的技術思路和措施工藝。

4 結束語

油田開發及措施改造增產增注離不開壓裂，吳起油田對三疊系下組合儲層壓裂優化具有重要意義，通過以往的壓裂經驗，在下組合油藏改造后達不到預期開采效果和延長穩產，從而優化了射孔、壓裂作業各項參數后，對下組合油藏開發有效提高了采收率，為油田穩產具有重要意義。