特低渗透油藏大型压裂技术与应用

价值工程
器，使过电压保护系统趋于复杂，且成本升高，因而在实际中通常采
用不平衡保护技术代替。

这一技术的原理是检测一组电容器中正常部分与受损部分之间在电流和电压等指标方面的差异，将这种差异作为保护的动作量，其数值大于整定值时，保护动作自动切除故障电容器组。

电容器组的接线方式不同，构成不平衡保护的方式也不相同，
其中主要有零序电流保护、
零序电压保护和差压保护。

在线路正常运行情况下或者接地系统无故障时，三相电流或电压的向量和为零或者只有很小的不平衡电流；而当线路运行不正常或者接地系统发生故障时，零序电流和零序电压二次回路将出现较大电流和电压，使保护装置动作并发出信号或切除故障回路。

目前在城市电路系统或者主网变电站中，大部分采用的不平衡电压保护，是将电容器组的三相电压互感器二次头尾相接（A 相非
极性端连接B 相极性端，
B 相非极性端连接
C 相极性端），并从A 相极性端和C 相非极性端引出二次线形成差电压回路，将此电压接入保护装置来判别，使之动作并发出信号或者切除故障回路。

不平衡保护技术的要点包括了八个方面：①与熔断器保护相配合，这样可以保证在整组电容器切除之前故障电容器便已被检出并切除，保证电容器系统的正常运行；②不平衡保护技术应具备相当的灵敏度，当由于单台电容器的切除引起剩余电容器的过电压低于5%时，应发出信号，而过电压超过额定电压1.1倍时，则应跳闸和闭锁。

③不平衡保护的动作延时要较短，以便减小由于电容器内部燃弧型故障造成的损坏，防止剩余电容器的
过电压时间超过允许的限度。

该延时应该足够短，
以防止在单相或者断相故障时不平衡保护中的电流互感器或电压互感器以及保护
继电器等设备受到过电压的损害。

④不平衡保护的动作时间要选择恰当，防止在出现涌流、外电路发生接地故障、雷击、临近设备的投
切、
断路器三相合闸不同步等情况下出现的短时间不平衡，造成不平衡保护误动作，在一般情况下，电容器组的不平衡保护可以采用0.5s 的延时。

⑤不平衡保护回路应该加设谐波滤过器，限制谐波电压的影响，而对于电容器组中性点可能出现的暂态过电压也应该采取保护措施。

⑥不平衡保护应具有闭锁功能，动作跳闸的同时，应闭锁电容器组的自动投入，防止将故障的电容器组再次投入使用。

⑦不平衡保护的动作值应大于由于系统和电容器公差引起的固有不平衡。

⑧所有中性点不平衡检测接线，都应检测三相电压和电流的不平衡，以保证在每相中失去相同数量的电容器产生的过电压都能检测出来，除此之外，由于不平衡检测不能反应高压系统产生的过电压，因而不平衡保护系统必须要能承受系统高过电压。

电力电容器作为现代电力系统的重要组成部分，其保护技术的研究对于未来电气工程的发展有着十分重要的意义，虽然目前我国的电容保护技术还落后于西方发达国家，但只要我们积极探索与创新，以电流和电压保护为两个基准出发点，以不平衡保护等新技术作为引导，相信电力电容器的保护技术一定可以迈上更高的发展平台。

参考文献：
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0引言
特低渗透油藏孔喉细小，渗透率低[(1～10)×10-3μm 2]，渗流阻力大，油井自然产能低甚至无自然产能[1]。

目前，特低渗透油藏主要有
三种传统的开发方式[1～5]
：
①直井弹性开发。

对直井弹性开发来说，为保持单井控制储量规模必然要采取较大的井距，但较大的井距必然造成井间形不成有效驱替，因此基本属单井衰竭式开发，产量递减快，采收率低，经济效益差；②小井距注采开发方式。

小井距注采开发虽能形成井间驱替，但较大的井网密度必然造成开发投资过大，
单控储量太低，加之注水见效后容易发生水淹，开发效益也较差；③
水平井分段压裂开发方式。

近年探索的水平井分段压裂方式尚不能实现注水开发，仍属单井衰竭式开采，加之单井投资较大、技术应用尚待完善，也难实现有效动用。

总体上，特低渗油藏效益开发的技术瓶颈尚未取得突破。

通过对特地渗透油藏开发技术调研和反复论证，认为要实现特低渗油藏高效开发，就必须立足注水开发；而且注水开发要有效益。

要想做到这一点关键在于：一是少打井；二是大幅提高单井产能。

要少打井有两种方式，即要么拉大排距，要么拉大井距，而特低渗油藏渗流半径小，拉大排距势必造成储量失控，因此拉大井距成为减少钻井的唯一选择。

要保持大井距间有效渗流并有效提高产能，就必须实施大型压裂改造，在井间形成长裂缝渗流通道；要在井间形成较长的裂缝渗流通道，井排需沿地应力方向部署，对
排上油、
水井实施大型压裂，并要尽可能通过工艺优化，减少次要方向裂缝的产生，迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离，且——————————————————————
—基金项目：中国石油化工集团公司2010年开发风险控制评价项目“垦利油
田富112块沙三下复杂断块油藏开发风险评价研究”
（编号：50-2010-js-00054）。

作者简介：李科（1978-），男，四川泸州人，工程师，毕业于江汉石油学院石油
工程专业，现从事压裂、酸化、钻井等技术研究和推广及管理工作。

特低渗透油藏大型压裂技术研究与应用
Research and Application of Large-scale Fracturing Technology in Ultra-low Permeability Reservoir
李科①Li Ke ；胡罡②Hu Gang
（①中国石化胜利油田黄河钻井总公司北方分公司，东营257015；②中国石化胜利油田地质科学研究院，东营257015）
（①North Company of Huanghe Drilling Company of Shengli Oilfield ，Sinopec ，Dongying 257015，China ；
②Geological Scientific Research Insititute of Shengli Oilfield ，Sinopec ，Dongying 257015，China ）
摘要：通过对特地渗透油藏开发技术调研和反复论证，认为“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术是实现特低渗油藏效益开发的关键。

针对
富112块沙三下段特低渗透砂岩地层，应用stimplan 整体压裂优化模拟软件开展了压裂工艺技术优化研究。

实践证明，大型压裂技术不仅解决了
富112块沙三下段油藏的开发难题，而且对实现特低渗透油藏效益开发具有重要的参考价值。

Abstract:Through investigation and argumentation on the development technology of ultra-low permeability reservoir,the Large-scale fracturing technology which can form long fissure directionaly and guantitatively is considered as the key technology of the economic benefit development technology of ultra-low permeability reservoir.With the example of the parameters of Fu112Block ultra-low permeability oil reservoir,the Large-scale fracturing technology was studied and optimized using the Numerical Simulation Software (STIMPLAN)of Systematic Fracturing for Reservoir.Field application shows that the Large -scale fracturing technology both applies to Fu112Block reservoir and may have reference value to the ultra -low permeability reservoir for economic benefit development.
关键词：特低渗透；大型压裂；工艺技术；应用效果Key words:ultra-low permeability ；Large-scale fracturing ；technology ；application effect
中图分类号：TE65
文献标识码：A
文章编号：1006-4311（2012）01-0026-02
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Value Engineering
长时间保持渗流通道作用。

关于特地渗透油藏井网形式，目前已有定论即初期采取菱形反九点井网，后期转化为五点法井网[6～11]。

这就是说，实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破，在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。

为此，本文采用垦利油田富112块沙三下油藏为例，应用stimplan整体压裂优化模拟软件开展了压裂工艺技术优化研究。

1地质特征
富112块沙三下段储层岩性以泥质粉砂、灰质粉砂、含砾砂岩为主，砂岩碎屑矿物成份以石英、长石、白云石、方解石，含量分别为44％、26.5％、15.5％、14％，以颗粒支撑为主，孔隙喉道不发育，连通性差，晶间孔隙较发育，填隙物中碳酸盐较多。

岩心孔隙度为1.6%～15.9%，平均为6.2%；岩心渗透率为0.03×10-3um2～8.07×10-3um2，平均2.82×10-3um2。

研究资料表明储层微裂缝发育；纵向上含油井段分布在100m内，小层薄（＜4m）、单层有效厚度小（＜2m）；储量丰度低（16～26×104t/km2）。

2大型压裂工艺技术研究
2.1压裂规模优化为确定合理的压裂规模，利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响，显示随着缝长比的不断增加，油井产量相应增加。

但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好，此后随缝长增加，产量增幅有限。

由此根据最佳缝长比0.35-0.4及产能建设方案500m的设计井距，综合确定最优半缝长为180～200m，加砂规模也由此相应设计为80～120m3。

2.2裂缝的定向与定量化控制裂缝的定向与定量化控制是大型压裂工艺技术的核心目标，可分解为裂缝的方位、缝长、缝高等三方面的控制。

本次研究以“三控”目标为主导，对压裂及射孔配套工艺进行了配套论证和优化集成。

2.2.1方位控制裂缝的定向控制目标，即是在充分抑制多向裂缝产生和延展的前提下，尽可能迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸，实现造长缝的目的。

为达到这个目标，首先需选择具备较大的水平地应力差的油藏环境，其次定向射孔也具有非常有效的定向作用，45°/60°等多相射孔尽管难以避免多向裂缝的产生，但在地应力环境约束下，多向裂缝将很快向地应力方向转向，造成与主裂缝一致的定向结果。

2.2.2缝长控制缝长控制是大型压裂技术的技术核心。

主要目的是通过有效的工艺组合，促使主裂缝沿地应力方向有效延伸，直至达到设计长度。

根据前述优化，本块压裂规模一般较大（半缝长200m，加砂量80-120m3）。

为确保大型压裂顺利进行，达到有效的“造长缝”的压裂完井目的，就需要对压裂液、支撑剂和施工工艺进行配套优化。

2.2.2.1压裂液优选根据设计要求，压裂液必须具备下列性能：①延迟交联时间适当、低摩阻，便于仿水平井所需的大排量施工顺利进行；②有效粘度高、抗滤失，有利于主裂缝的有效形成与延展；③粘温性能好，有利于高砂比施工；④破胶彻底、返排率高、残渣含量少，有利于延长压裂有效期。

同时，按照经济有效的原则对压裂液进行了筛选。

最终优选BJ 公司Viking-D压裂液。

根据性能测试，该压裂液在未加破胶剂时在120℃高温下能在数小时内保持较高的粘度（100mPa.S）以上；加入不同比例的破胶剂后，能够在宽频时间段内灵活有效地调节破胶时间。

同时，该压裂液比常规HPG交联冻胶压裂液粘度高，有利于造长缝和限制缝高；聚合物用量少，能有效减少压裂液残渣与伤害，促进压裂液残渣返排，有利于保护油层；成本也较表面活性剂压裂液低。

是相对理想的大型压裂液体系。

2.2.2.2支撑剂优选特低渗透油藏要求压裂支撑剂具有足够的支撑强度。

为避免裂缝闭合造成支撑剂破碎，引起导流能力急剧降低，将水平最小主应力值设为压裂裂缝闭合压力。

根据统计的停泵压力，计算本区破裂压力梯度0.0144-0.0193MPa/m下，瞬时停泵时储层最小水平主应力在51.0MPa-55.6MPa之间，据此综合确定油井生产过程可能受到的裂缝闭合应力在50MPa～60MPa之间。

以此为标准，对常用的十几种陶粒砂粒径组成、球度、圆度、破碎率（52MPa）、破碎率（86MPa）、酸溶度、密度、视密度等性能进行了筛选。

研究结果发现大部分国产陶粒在闭合压力在50-60MPa间导流能力多在80×10-3μm2之下，山西阳泉陶粒最好，在80-100×10-3μm2之间。

但同等压裂条件下，国外陶粒导流能力均在160×10-3μm2至上，最高可达350×10-3μm2之间。

参照SY5108-86部分标准，并考虑技术经济因素，本块选取国外组中性能中等的Carbo-lite陶粒作为压裂支撑剂。

2.2.2.3压裂施工优化为了满足大型压裂需要，还需要对前置细粒段塞技术和大排量施工防砂堵技术等两项压裂施工方式进行了优化。

①前置细粒段塞技术。

根据压裂总体规模，设计压裂前置泵注一个25m3左右的段塞（2m3左右30/60目较细粒陶粒加入少量交联剂），以疏通液流通道，减少井筒效应，帮助后续大规模段塞顺利进入地层。

②大排量施工防砂堵技术。

为防止大型压裂过程中容易出现的砂堵，有效提高压裂施工质量，降低滤失并提高压裂液利用效率，设计采用大排量施工（6m3/min）技术，并适当提高前置液用量、适当降低砂比等措施。

2.2.3缝高控制缝高控制的目的在于抑制人工裂缝的垂向延展，避免压穿邻近储层。

为达到这个目标，有效选择“单层夹心饼”式的垂向地应力环境是至关重要的。

此外，“窄段射孔技术”也非常有助于抑制裂缝垂向延伸（即控制缝高）。

因此，对特低渗透油藏，有必要改变过去全井段射孔的做法，优选渗透率相对高的2m～4m油层段实施射孔。

3应用情况及效果分析
截止2010年12月，富112块已有3口井实施了大型压裂改造，分别为富115井、富112井、富112斜1井。

方案设计单井加砂量70～128m3，平均89m3，每米加沙量4.5m3/ m～13.95m3/m，平均12m3/m；而实际单井加砂量65～125.8m3，平均86 m3/m；每米加沙量4.3～12.65m3/m，平均8.26m3/m。

方案确定的地应力方向为北东51.6°；而BJ公司实测地应力监测结果为北东55.3°。

方案设计平均裂缝半长200m；实测平均半缝长184m。

从压裂效果看，基本达到方案设计要求。

富115井、富112井、富112斜1井压裂前平均日产油2.8t，供液不足，只能间开生产；压裂后平均日产油达16.5t，日增油13.8t，比压裂前日产油量平均提高近5.0倍，动液面回升，压裂取得了较好效果。

压裂有效期均达2年以上，有效期时间长。

4结论
①实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破，在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。

②根据富112块沙三下段油藏储层特点，从压裂规模、压裂的定向与定量化控制等方面进行优化研究．形成了一套适合特低渗储层特征的大型压裂改造工艺技术。

③缝长控制是大型压裂技术的技术核心。

主要目的是通过有效的工艺组合，促使主裂缝沿地应力方向有效延伸，直至达到设计长度。

为确保大型压裂顺利进行，达到有效的“造长缝”的压裂完井目的，就需要根据其具体地质条件对压裂液、支撑剂和施工工艺进行配套优化。

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