南泥灣油田九龍泉區差薄油層壓裂改造工藝優化

蔣司淋，楊晉榮

延長油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西延安，716000

0 引言

南泥灣九龍泉開發區域位于南泥灣鎮西南部，2008年在該區域發現長62主力油層后進行滾動勘探開發，現有開發面積約4km2，總井數118口，其中注水井23口，采油井95口。經過多年的持續開發，該區域長62主力油層的剩余儲量逐漸減少，油井生產遞減較快，含水逐步增加，油田挖潛增產形勢嚴峻。為了尋找九龍泉區接替產層及提高可采儲量，長61、長63差薄油層開發已經成為后續工作重點方向，當務之急是如何合理開發長61、長63差薄油層。因此，基于差薄油層壓裂改造存在的技術難點，對差薄油層壓裂改造工藝進行了優化分析，并形成了該區域的壓裂改造技術方案，不僅提升了該區域差薄油層的開發效果，同時也提高了該區域的可采儲量。

1 九龍泉區差薄油層壓裂改造難點

九龍泉區差薄油層相對常規油層砂體厚度小、物性差，人工壓裂時面臨的問題更為復雜，歸納總結后主要存在如下四個難點：（1）差薄油層儲層砂體厚度較薄，壓裂時容易壓穿砂體上下部的泥巖層段，縫高不容易控制。（2）薄層砂泥巖互層具有砂巖發育較薄、連續性差、物性差的特點，人工壓裂裂縫遇到砂體上下泥巖層段時，由于泥巖段的應力梯度較大，在壓裂改造時會引起工作壓力和破裂壓力的升高。（3）差薄油層壓裂的啟動壓力較常規油層高，施工前期為了達到設計要求，需要大量泵注壓裂液才能實現提高排量，因此降低了前置液的使用效率。（4）差薄油層在壓裂過程中，即使采用低砂比的壓裂液，壓裂液進入地層后施工壓力也會快速上升，這會引起不可預見的施工中斷，甚至引起砂堵問題。

2 九龍泉區差薄油層壓裂改造工藝優化

差薄油層壓裂裂縫的縫高較難控制，壓裂過程中極容易發生砂堵。因此，差薄油層壓裂的關鍵點是如何有效控制裂縫的高度，使壓裂支撐劑均勻地分布在儲層裂縫中，盡量提高壓裂支撐劑的有效支撐。

2.1 射孔參數優化

差薄油層壓裂最好采用負壓射孔方式，選用適合于儲層的優質射孔液，使用大孔密、大孔徑聚能彈，高射開程度射開施工油層段為好，同時采用避射技術和擴射技術對射孔方位進行優化。

2.2 壓裂方式優化

九龍泉區部分井差薄油層層數較多且非均質性強，如果壓裂目的層間泥巖隔層明顯，可以使用分層壓裂方式，實現下井一趟壓裂管柱壓裂多層的目的，不僅提高了儲層的壓開程度，也節省了壓裂施工費用。

2.3 壓裂液優化

九龍泉區差薄油層壓裂液采用羥丙基胍爾膠+交聯劑水基凍膠配方（表1），成分主要包括羥丙基胍爾膠CJ2-6、無機硼砂（延遲交聯作用）、破膠激活劑BJ-I（使壓裂液中的凍膠發生化學降解，有利于壓后返排，減少對地層的傷害）、助排劑CF-5D（易產生泡沫，幫助壓液施工后的反排液體）、復合活性劑（防止浮狀液體的形成）、黏土穩定劑COP-1（防止黏土膨脹）、KCl（可作防止膨脹的穩定劑，還能改變基質對水溶液的吸附潤濕特性，從而提高返排效率，減少對儲層的傷害）[1]、過硫酸銨APS（對羥丙基胍爾膠有破膠和降解作用）、殺菌劑CJSJ-2（防止基液變質，清潔施工用水）。該配方因具有安全、清潔、價廉且性質易于控制等特點而得到廣泛應用。

表1 壓裂液配方組成及適用范圍

根據九龍泉區差薄油層地質特點，設定模擬條件為：儲層有效厚度為2m、地應力差為2MPa、壓裂施工排量為2m3/min，經模擬得到九龍泉區差薄油層壓裂液黏度與壓裂人工裂縫縫寬的關系。模擬結果顯示，壓裂液黏度為80mPa·s。

2.4 支撐劑優選

壓裂支撐劑首先要在地應力場作用下能滿足優化裂縫系統的導流能力要求，通常情況下應具備高強度、低密度、經濟適用等特點。本文對比了樹脂包衣石英砂和普通石英砂及普通陶粒砂三種材質的支撐劑的性能（表2）。樹脂包衣石英砂支撐劑具有裂縫導流能力高、可降低施工壓力、緩解人工壓裂后支撐劑回流、預防油井吐砂的優點，可滿足該區差薄油層的壓裂需求。

表2 樹脂包衣石英砂與普通石英砂、陶粒砂性能對比表

2.5 施工參數優化

模擬施工排量對縫高的影響程度，當排量增加時，造縫高度大幅擴大，而支撐縫高變化不大，縫高的擴展導致縫窄，稍高砂比混砂液進地層時即發生砂堵。低滲透地層一般要求深的穿透裂縫，并且某些裂縫可以允許有低導流能力?？紤]砂體展布、砂體厚度、注采井網及井距情況、裂縫方位，分析地應力，在整體壓裂思路基礎上，確定合理的壓裂裂縫穿透比為0.3～0.4，縫長為75～100m，優化施工排量為1.5～2.0m3/min，加砂量為20m3、施工砂比為20%～35%。

2.6 施工工藝優化

2.6.1 泵注程序優化

①為了增加壓裂縫寬，可適當提高前置液的用量；②降低施工初期砂比和砂比的提升幅度。初期起步砂比由9%～11%降至7%～8%，砂比提升幅度由8%～10%降至6%～7%。根據不同砂比混砂液的泵注壓力變化，及時調整混砂液砂比。最高砂比＜35%，平均砂比在20%左右。根據上述原則，得出適用于差薄油層壓裂改造的泵注程序。

2.6.2 前置酸液處理技術

采用前置酸液處理技術，針對因鉆井液、修井壓井液、注水等產生地層污染堵塞而引起的施工壓力異常高的這部分井，可在壓裂前采取酸化預處理。

前置酸液作用機理：①凈化射孔孔眼；②消除鉆井及作業過程中的泥漿污染。

酸化預處理液配方根據污染類型、儲層類型、礦物組成等因素確定。組成包括：復合黏土穩定劑、高活性表面活性劑、防乳破乳劑。防止壓裂液進入地層引起賈敏、水鎖、黏土膨脹等敏感性反應，造成地層堵塞。

前置酸液技術指標：①80℃，2.5h，破乳率≥98%；②表面張力18.5～22.0mN/m；③界面張力0.05～0.1mN/m；④黏土防膨率≥90%；⑤地層巖心傷害率≤5.0%。

經前置酸液處理后，支撐裂縫滲透率有較大提高，滲透率提高率30%。

2.6.3 支撐劑段塞優化技術

支撐劑經過泵注進入儲層裂縫時，附加斜井彎曲摩阻、孔眼摩阻、多裂縫產生的摩阻等，這里負面因素經常導致壓裂液提前脫砂或端部脫砂，使人工壓裂裂縫在裂縫寬度及長度、裂縫走向、裂縫滲流等方面的參數達不到預期技術指標。而支撐劑段塞優化技術對于降低摩阻效果明顯。

裂縫要擴展，進入裂縫的壓裂液供給速度必須大于縫內液體向地層的滲流速度。當存在大量的小裂縫來競爭裂縫寬度時，前置液前期泵入的支撐劑段塞在小裂縫內形成橋塞，阻止了小裂縫的擴展[2]，后續的壓裂液將主要用于主裂縫擴展，所以可以有效增加裂縫長度和寬度。

依據彎曲摩阻的大小決定所采用段塞用支撐劑的粒徑、數量和濃度。儲層微裂縫發育較低的區域，選擇中粒段塞（粒徑425～850μm）；儲層微裂縫發育較多的區域，選擇粉粒段塞（粒徑106～212μm），可降低壓裂液濾失；井斜較大井采用2～3個段塞，措施效果顯著。

2.6.4 強制裂縫閉合技術

與自然裂縫閉合速度相比，采用強制裂縫閉合技術，人工裂縫閉合的速度更快，防止支撐劑沉淀到裂縫下部，使壓裂目的層得到有效的支撐，提升支撐劑在裂縫中的支撐效率。

該項技術的重點在于壓裂施工結束后的人工強制反排壓裂液。一般壓后使用的方法是雙翼排液管線、針型閥控制放噴。

技術優點：①降低排液時間，排液快；②減少壓裂液對地層的傷害；③有效阻止支撐劑的回流；④產層內得到較大的填充。

2.6.5 裂縫縫高控制技術

除優化射孔、避射技術，優化壓裂液黏度，優化施工排量等控制裂縫高度的措施外，還應用了人工隔層控制裂縫高度的技術，使支撐劑盡可能地鋪置在目的層中[3]。壓裂過程中利用重質沉降劑控制裂縫向下延伸，利用浮式轉向劑控制裂縫向上延伸，即利用上述兩種轉向劑控制人工壓裂裂縫的向上下延伸[4-5]。

3 九龍泉區差薄油層壓裂改造技術方案

根據低滲透油田差薄油層壓裂的理論試驗和模擬研究的成果，結合前人針對差薄油層的壓裂經驗，制定了符合九龍泉區低滲透差薄油層特點的壓裂技術方案，具體如下。

射孔參數：優選負壓射孔方式，射孔時使用大孔徑、大孔密及上下部避射及擴射技術；

壓裂方式：根據工區差薄油層特點，可以使用分層壓裂技術；

壓裂液：壓裂液黏度為80mPa·s，配方為羥丙基胍爾膠+交聯劑水基凍膠；

支撐劑：樹脂包衣石英砂；

施工參數：加砂量＜20m3，砂比20%～35%，施工排量為1.5～2.0m3/min，壓裂裂縫穿透比為0.3～0.4；

施工工藝：根據不同砂比混砂液的泵注壓力變化，及時調整混砂液砂比以及前置酸液處理技術、支撐劑段塞優化技術、強制裂縫閉合技術以及裂縫縫高控制技術的使用。

4 結語

南泥灣九龍泉區域差薄油層雖然油氣潛能較好，但具有“多層發育、層間變化較大”的特點，目前該區域差薄油層動用開發層段較少。為了實現該區域差薄油層規模開發，提高可采儲量、降低投資風險，本文根據九龍泉區差薄油層開發特點，主要從射孔參數優化、壓裂方式優化、壓裂液優化、支撐劑優選、施工參數優化、施工工藝優化六個方面進行了闡述，針對九龍泉區差薄油層壓裂改造存在的技術難點，總結了適用于九龍泉區差薄油層的壓裂改造技術方案，提升了研究區差薄油層的開發水平。