腰英台低渗透油田压裂工艺研究及应用

一、概述腰英台区块地处吉林省长岭凹陷东北部，位于大情字井－老英台低幅隆起带与东部斜坡带的结合部位。青山口组青一段储层岩心分析孔隙度平均为１０．７２％；渗透率值平均

０．０９×１０－３μｍ２；测井解释结果，储层孔隙度平均为１１．１％；渗透

率基本上为（０．２～１．６）×１０－３μｍ２。为低孔低渗透储层，储层物性较差。

２００２年对腰英台油田青一段低渗透砂岩实施压裂改造

措施，对青一段进行整体开发。青一段的开发，使得对压裂在低渗透油藏中的重要作用有了更深的了解。研究压裂在低渗透油藏中的应用，就成了油田开发工作者的重要任务。

二、压裂工艺研究

腰英台油田从２００２年开始对低渗透油层进行压裂改造投产，通过深入研究和现场试验、形成了以“高砂比、大排量、低损害、快返排”为基础的低渗透油层投产工艺技术。这套技术是根据提高压裂效果的三个途径，增加油层向裂缝的供油面积，提高裂缝导流能力，减少压裂过程对油层的损害。将能够提高压裂效果的各种工艺技术综合应用。其主要内容有：

１．压裂液及添加剂研究

压裂液在压裂施上中起着两个十分重要的作用．一是造缝，二是携砂，压裂液的流变性能对水力压裂施工的顺利进行起着主导作用，压裂液对地层的二次伤害也是影响压裂效果的关键因素。为进一岁降低压裂液对地层的伤害，为了寻找最佳的压裂液配套体系，进行了综合配伍性试验。

（１）压裂液研究

压裂液主要具有两个方面的性能：一是利用水力尖劈作用形成裂缝并使之延伸，然后在裂缝沿程输送及铺设压裂支撑剂。二是降低地层温度，便于携砂。

压裂液的主要技术特点：较低的滤失量；粘度足够以便获得较大的裂缝宽度并在裂缝内铺置支撑剂；较低的管道和裂缝摩阻；较好的剪切稳定性和剪切稳定性能；较小的地层和裂缝导流能力伤害；破胶性能好并易于返排、较低的价格；现场配制简便，施工操作简单。

１）压裂液表界面张力的测定

表１

压裂液界面张力的对比表

３＃压裂液配方在经过１００℃的破胶试验后，破胶液的表面

张力为２２．３ｍＮ／ｍ，界面张力为１．１ｍＮ／ｍ，因此具有较低的表界面张力。

２）压裂液残渣含量测定

表２

压裂液残渣含量测定对比表

１＃压裂液配方与ＧＲＪ－１１的水不溶物含量较低，而交联冻

胶在破胶剂的作用下可有效地降解化水，从而大大地降低因返排不彻底和残渣的吸附滞留对油层的伤害。

作者简介：刘红磊（１９７６－），男，河北景县人，胜利油田有限公司采油工艺研究院压裂酸化中心工程师。

腰英台低渗透油田压裂工艺研究及应用

刘红磊１，李颖２，马

收１

（１．胜利油田有限公司采油工艺研究院，山东东营２５７０６１；２胜利油田胜利软件有限公司，山东东营２５７０６８）

摘

要：对于低渗透油藏，压裂可改善井底的导流能力．在一定程度上对近井地层又造成了损害。因此，为

了增加油层向裂缝的供油面积，提高裂缝导流能力和减少压裂过程对油层的损害，就必须考虑多种影响因素（包括压裂液、

添加剂、支撑剂的选择，缝长、缝宽等裂缝参数、裂缝形态与方位等）。关键词：低渗透；压裂；裂缝；导流能力；裂缝参数；实施效果中图分类号：ＴＥ３５７．１

文献标识码：Ａ

文章编号：１００８－８０８３（２００６）０１－００５４－０２

第２０卷第１期胜利油田职工大学学报

Ｖｏｌ．２０Ｎｏ．１

２００６年２月

ＪＯＵＲＮＡＬＯＦＳＨＥＮＧＬＩＯＩＬＦＩＥＬＤＳＴＡＦＦＵＮＩＶＥＲＳＩＴＹ

Ｆｅｂ．２００６

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３）ＨＰＧ交联携砂液的流变性

图１交联携砂液的流变性对比

通过上述试验，在室内初步筛选出了适合腰英台低渗透储层油井压裂改造用的压裂液配方２＃（０．５５％ＨＰＧ＋０．３％ＯＢＣ）。在该配方中，ＨＰＧ粉的粘度、细度和交联后的流变性达到了国外公司有关同类产品的水平，应用该压裂液配方，也可以大大减少压裂液对油层的伤害，提高压裂施工的效果。

（２）添加剂研究

破胶剂主要采用两种：胶囊破胶剂ＥＢ－１和过硫酸铵。胶囊破胶剂（ＥＢ－１）为全程加，采用“楔形”加入法，即根据压裂过程不同阶段及裂缝温度场的变化加入不同浓度的胶囊破胶剂；过硫酸铵在施工后期加入。

压裂液为０．５５％ＨＰＧ，交联剂为ＯＢＣ－２，利用ＲＶ２０旋转粘度计，分别测定加入过硫酸铵（浓度为０．０１％）和ＥＢ－１（其含量分别为０．０１％、０．０２％、０．０３％、０．０４％），在温度为８０℃，剪切速率为１７０Ｓ－１下对压裂液流变性的影响，一般推荐用量在０．０２％左右。

在施工过程中加入胶囊破胶剂，该胶囊在施工过程中不破胶、从而保证了压裂液在施工过程中的携砂能力。当胶囊进入地层后，在一定的压力、温度下释放出破胶剂过硫酸铵，确保施工结束后，地层的快速闭合。压裂液的迅速返排，返排时间由过去的关井１２ｈ缩短为到目前的２ｈ￣４ｈ。压裂液破胶返排后粘度小于３ｍＰａ・Ｓ。

２．裂缝导流能力及支撑剂研究

通过室内长期裂缝导流能力模拟试验、油藏的裂缝导流能力递减速度主要受支撑剂强度的控制，高强度陶粒支撑剂可以保持高的裂缝导流能力。

由腰英台压裂井的现场实践得知腰英台地区地层破裂压裂梯度中等，在０．０１７￣０．０１９ＭＰａ／ｍ之间。在压裂设计中使用巩义陶粒厂生产的低密度陶粒，该陶粒在４０ＭＰａ，铺砂浓度４．８５ｋｇ／ｍ２下的导流能力为４９．１μｍ２。

对华东分公司东北工区提供的巩义陶粒进行了检测，各项指标合格。考虑到腰英台油井的垂深一般在３０００ｍ以内，巩义陶粒的破碎率在６９ＭＰａ时，只有８．６％。故巩义陶粒可以满足腰英台油井的压裂要求。

３．施工工艺过程研究

在现场压裂实施中，在青一段储层应用了全三维压裂模拟、射孔方案优化、全程暂堵技术、前置高砂比小陶粒降滤及压裂实时监测分析等技术。从２００３年９月开始，腰英台油田青一段共实施压裂投产井１１口，成功１１井，成功率１００％。由施工数据分析，腰英台油田压裂具有以下特点：

（１）高砂比：砂比由原来的２６％提高到３０％以上，个别达到３５％，在相同的支撑缝长、宽、高的情况下，减少了压裂液的用量。

（２）大排量：以往的排量一般平均在３．０ｍ３／ｍｉｎ左右。而腰英台油田的压裂施工排量下均达到了４．０ｍ３／ｍｉｎ，较大排量可以产生较宽的短缝，其导流能力更强。较高的排量还可以起到降低滤失、防止油层被压裂液二次污染、保护油层的目的。

此外，施工中还使用了前置隔离保护油层工艺。为防止压裂液与原油氧化形成贾敏效应，堵塞地层，在前置液前采用柴油作为隔离液，从而达到保护产层的目的。

三、经济效果评价

腰英台油田共计实施压裂１１井次。施工成功井１１井次，施工成功率１００％。截止２００４年６月３０日，这１１口压裂井累计增油９９１７ｔ，按照产量递减趋势预测２００４年底继续增油５９４０ｔ。若按２００４年油价扣除吨油采油成本后，每吨原油创收１５００元。每口压裂井成本按４５万元计。投入产出比已达到１：３。到２００４年底投入产出比可达到１：４．５，根据产量递减曲线分析到２００４年将仍有２０％的压裂井继续有效，最终投入产出比将达到１：５以上，产生的效益更大。

四、结论

（１）由于低渗透油田的油井原始自然产能很低，其至没有自然产能，所以压裂改造是开发低渗透油田的关键性技术措施之一；

（２）通过理论研究及现场实践形成了一套适合低渗透裂缝性储层的压裂工艺技术，即采用全三维压裂模拟技术，考虑天然裂缝的开启进行优化设计，提高了对影响裂缝延伸因素的认识，采用了射孔优化、限流压裂、暂堵、双转向控缝、“悬塞”等工艺技术成功地对腰英台油藏进行了改造，获得了较好的增产效果；

（３）实施以“高砂比、大排量、低损害、快返排”为基础的低渗透油层压裂投产工艺术可以获得较好的经济效益。

参考文献：

［１］李煊等．影响水力压裂效果的因素分析［Ｊ］．西安石油学院学报）自然科学版），２００２，１７（５）：２８"３１．

［２］叶挺柱等．墩塘低渗透油田压裂工艺技术研究与应用［Ｊ］．低透油气田，２００２，７（１）：２９"３１．

（责任编辑周永红

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