史8―170块储层改造工艺技术适应性评价
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【摘要】本文通过对史8-170区块开发现状及低效原因分析，开展油层改造实验评价与改造方案研究，确定了适应于本区块的压裂工艺、施工参数及压裂液体系，现场试验取得了较好效果，为下步本区块的有效动用提供了借鉴。
【关键词】低效开发 大规模压裂 重复
1 前言
史8-170地区沙三中为早期东营三角洲前缘的滑塌浊积岩沉积，沙三中具有多个砂体叠合连片，每个砂体为单一封闭单元，水体较少。与史深100沙三中砂体连片成为一体，储层埋深度在3120-3280m。有效孔隙度为18.5%，渗透率平均值为13.3×10-3μm2。层内非均质性严重，含油饱和度为62%。史8-170地区沙三中油藏为埋藏深、无边底水，天然能量差、高压、低渗透稀油岩性油藏。
史8-170区块平均单井日产油仅0.6t/d，属于低效开发阶段，分析储层特征以及动态开况，低效原因主要有以下2个方面：
（1）史8-170区块埋藏深，天然能量差，横向变化较大，物性差。储层具有水敏、应力敏感特性，引起储层膨胀以及地层塑性变形后渗透性不可恢复，导致地层能量保持水平较低，地层泄压较快，压力损失严重，生产效果较差。
（2）史8-170区块压裂配套适应性不强。压裂施工井使用的压裂液都是采用羟丙基瓜胶+高温稳定剂+高温防膨剂+杀菌剂+消泡剂+纯碱混合的压裂体系，该压裂液与地层的配伍性差，引起地层膨胀和地层堵塞，导致渗透性变差，引起该区块后产能下降较快。
3 油层改造实验评价与改造方案研究3.1 大型压裂工艺技术评价
最大限度地改造地层，保护储层，努力提高单井产量成为开发低渗透油气田并获得经济效益的关键。因此，开展了史8-170区块压裂规模对压裂效果影响数值模拟研究，结果如下：
3.1.1 裂缝长度
裂缝长度是影响压裂井生产动态的一个重要因素。在施工过程中，受地应力的分布、压裂方法的限制以及连通天然裂缝密集带的需要，压开的各条裂缝的长度可能不同，有必要分析裂缝长度对压裂井产能的影响。
由图1和图2可以看出，随着裂缝长度的增加，产油量也不断增大，地层压力下降幅度越大。但增大到一定程度，增幅即变小。考虑到经济及技术因素，对于具体油藏来说，在裂缝条数、储层渗透率及裂缝导流能力等参数一定时，应该存在一个相对最优的裂缝长度。考虑大型压裂的需要，建议缝长在150m-200m，这样有利于沟通远离井筒的油源，提高压裂的效果，延长油井稳产期。3.1.2 裂缝导流能力
因为选用支撑剂的种类不同，裂缝的宽度也不一定相同，这使得裂缝的导流能力也存在差异，有必要研究裂缝导流能力的变化对压裂井产量的影响。图3 不同裂缝导流能力时日产油量曲线
从图3看到，裂缝初始导流能力对产量的影响主要表现在投产初始阶段，此时，近井地带的油藏压力较高，而且裂缝处于最大导流能力阶段，随着地层压力的降低以及裂缝导流能力的衰减，产量曲线趋于相近。随着时间的增大裂缝导流能力慢慢失效，最后趋向地层初始渗透率值。建议裂缝初始导流能力保持在25μm2？cm。
针对史8-170区块存在的问题，史8-170区块在进行油层改造时要考虑地层敏感性，在此基础上进行了酸性压裂液、BJ压裂液与史8-170区块适应性评价，通过压裂液储层伤害和储层配伍性评价试验，BJ压裂液要稍好于酸性压裂液，因此，推荐采用BJ压裂液压裂工艺对史8-170区块进行储层改造，改善其低效开发问题。
同时，通过压裂液静态悬砂实验，对比分析了酸性压裂液和BJ压裂液悬砂性能，BJ压裂液的悬砂性能略好于酸性压裂液，BJ压裂液的砂比可以达到40%，而酸性压裂液砂比可以达到30%。因此，采用BJ压裂液压裂工艺对史8-170区块进行储层改造，砂比控制在40%。
4 现场应用评价及结论
通过前期评价优化，现场对s3-13-12井实施了重复压裂改造，目前已生产154天，平均单井日增油6.7吨/天，累增油1116吨，取得了较好的增产效果，得出了以下结论：
（1）通过室内评价及压裂液岩心伤害实验，得出最适应本区块压裂液体系为BJ压裂液，且与史8-170区块的地层水混合后，不产生沉淀，说明该体系与地层水是配伍的。
（2）针对史8-170区块存在的问题，提出了应用大规模压裂的工艺措施，并模拟优化各项参数极限，s3-13-12井的压裂实践表明，该技术有利于提高8-170区块的增产效果，建议推广应用。
参考文献
[1] 于忠良，熊伟，高树生，刘莉.低渗透储层应力敏感分析[J].天然气技术，2008
[2] 田旺生.重复压裂力学机理研究[D].中国石油大学，2008
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