八面河油田中低渗疏松砂岩油藏压裂工艺技术研究

周彪

中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司 湖北 潜江 433100

摘要：中低渗油藏由于储层物性差、渗透率低，造成油井自然产能低，且在钻井、作业和生产过程中地层易受伤害，导致产量下降。必须进行储层改造，改善渗流能力，提高油井产能。压裂已经成为八面河油田目前最主要的储层改造手段之一。本文结合各区块的储层特征，对配套的工艺进行优化，分析了工艺上面临的主要形势，提出了下步对策。

关键词： 中低渗透疏松砂岩油藏；压裂工艺；八面河油田

前言

压裂目前是八面河油田主要的措施工艺之一。通过造缝形成新的渗流通道，使径向流变为双线性流，降低流动阻力，提高渗流能力，主要用来对渗透性差、酸化解决不了的储层进行改造。八面河油田压裂改造措施主要集中在面14区沙四6砂组、面4-14区沙四1砂组和滩Ⅱ块。针对不同区块的储层特征，进行配套的压裂工艺设计，再根据实施效果评价来不断调整优化。

1面14区沙四6砂组充填改造工艺优化

1.1岩石力学性质分析

室内通过选取油井M14-3测井数据，采用GOHFFR2007压裂软件对压裂油井进行模拟，以认识储层情况，分析裂缝形态。该区杨氏模量较小，根据岩心破碎实验和软件模拟分析，地层难以形成大的主缝。

1.2压裂体系优选

疏松砂岩油藏压裂要求压裂液滤失少、悬砂性能和稳定性好，测试结果表明聚合物和胍胶的性能都能够满足面14区的施工要求。由于聚合物残渣少、价格低，优选聚合物压裂液。

现场石英砂粉尘杂质含量高，导流能力低。筛砂实验表明，筛选后的石英砂渗透率得到大幅提升。面14区油藏埋深浅，地层闭合压力在10~15MPa左右，在该闭合压力下筛选后的石英砂导流能力能够满足施工要求，因此，新井施工主要选用过筛石英砂。而相同粒径的支撑剂，陶粒的长期导流能力要优于石英砂，针对重复压裂井，为了提高重复压裂效果，优选陶粒作支撑剂。

1.3施工参数优化

疏松砂岩施工要增加裂缝宽度、降低滤失，需要使用大排量，考虑到上下隔层为弱应力层，为避免裂缝窜入隔层，施工排量控制在3.5m³以下。

由于面14区为低杨氏模量，有利于水力压裂造宽缝。而对于疏松砂岩压裂，提高裂缝导流能力比增加裂缝长度有更好的经济效益。从减轻压裂液对地层的伤害和保障施工安全两方面综合考虑，按动态比80%左右来控制，设计前置液百分数为20-25%。

该区地层最大主应力方向为东西向，故水力裂缝方位为东西向。裂缝方位垂直于油水井连线为裂缝的有利方位。对于新井，位于裂缝有利方位上且距离水线有一定距离的井，压裂时加大规模，提高加砂强度，达到增加裂缝缝长，增加泄油面积的目的，设计每米加砂量4-6m³。

而水力裂缝方位与油水井连线在同一方向上为裂缝的不利方位。位于裂缝不利方位上或距离水线较近的油井，容易造成水线的不正常推进，影响油井产能。应适当控制规模，降低加砂强度，控制缝长，设计每米加砂量3-4m³。

实验表明，裂缝支撑半径、导流能力随加砂规模的增大而增大。当每米加砂量由5方增加到10方时，处理范围将增加30％，而渗流面积将增加70％（图1）。所以，对于老井重复压裂，在避免水线过快推进前提下，尽可能提高加砂强度，使裂缝穿透原裂缝部位堵塞带，增大渗流面积。

图1 不同施工规模对压裂参数影响

1.4实施效果评价

遵循参数优化原则，近年来在该区压裂投产的油井总体效果不错。投产后，处于裂缝有利位置的油井，含水要明显低于处于裂缝不利位置的油井（表1），与工艺设计思路相吻合。

表2 裂缝有利位置与不利位置油井生产情况对比

老井重复压裂10井次，措施初期平均日产油2.4吨。从效果来看（表2），重复压裂与首次压裂油井液量相当，但初期含水高，生产中含水上升快。

表6 A年度1-10月面14区沙四6砂组重复压裂井生产情况

2面4-14区1砂组以复合充填为主导工艺

面4-14区沙四1砂组储层物性差、非均质性强、原始地层能量不足等因素导致油井自然产能较低，需要进行储层改造提高产能。在A年度，该区1砂组的产建区为M109井区，从往年产建区新井措施效果来看，1砂组压裂改造效果优于酸化，由于M109区为疏松易出砂地层，直接预充填改造出砂风险大，年初直接压裂投产4口井，其中3口短期出砂。

为此，经过调整优化，M109井区储层改造以复合充填为主，防止压后出砂。由于1砂组埋深及岩石力学性质与6砂组相似，但原油粘度高一些，容易出砂。该区压裂参数参照面14区沙四6砂组，采用复合充填工艺，兼顾防砂。复合充填工艺即采用高强度加砂预充填+涂料砂封口，既能解放油层又能起到防砂效果。其中在A年度1-10月在M109井区共实施复合充填13井次，基本上能满足该区生产要求（表3）。

表3 A年度1-10月面109区复合充填井生产情况

3滩Ⅱ块低伤害压裂工艺研究

滩Ⅱ块的储层特征是埋藏深，泥质含量高，孔隙度、渗透率较低。由于该区油层有明显的破裂压力，前期的工艺设计思路是以提高裂缝长度为主，采用胍胶和石英砂压裂体系，施工时提高前置液比例和施工排量。改造后增油幅度较小，且有效期短。分析主要原因一是选井层薄，物性差；二是工艺缺乏针对性，储层水敏性强，与常规压裂液的配伍性无法保证。

由此转变设计思路,针对该区储层具有应力敏感性、水敏性强、易出细粉砂的特点，优化工艺参数造宽短缝，同时采用低伤害压裂液体系，优选组合粒径陶粒作支撑剂，小粒径砾石在前端支撑微裂缝，同时起挡砂作用，大粒径砾石支撑裂缝中部和缝口，提高导流能力。

通过在Y3-6-X28井上试验，该井采用低残渣瓜胶压裂液和组合陶粒，先用具有长效防膨效果的前处理剂对地层进行预处理，避免水敏性伤害。措施初期日产3.5吨，目前已稳产5个月。

参考文献：

[1] 陈立平.低渗透油藏压裂工艺技术[M].北京：石油工业出版社.2013.06.