吴仓堡油区三叠系油层体积压裂技术探索研究及应用
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摘要： 吴仓堡油区三叠系油层有长6、长8、及长9等开采层系，均具有低孔、低渗透、低压、低产等特征，一般不经压裂无自然产能，但是常规水力压裂改造后，单井产量低、产量下降快、油田稳产形势严峻，严重制约了三叠系油藏的有效开发。本文针对三叠系主力油层长6、长8和长9为主要研究对象，结合吴起油田勘探开发过程中的水力压裂改造实践经验，借鉴国内外低渗透、低压致密油层改造先进技术理念，以储层研究为基础，分析了体积压裂的增产机理及在吴仓堡油区开展体积压裂的可行性，探索了吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的工艺设计模式，为吴起油田低渗透、低压致密油层开展体积压裂提供了有益的参考。
Abstract： Chang 6， Chang 8 and Chang 9 oil formations which are being mined in Wucangbu area are characterized by low prosity， low permeability， low pressure， low production etc. In general， the well without fracturing always has no natural productivity. However， fracturing has been completed， there still exist some problems that hamper the oil efficient recovery such as lower single well production， rapidly declined production and unexpected situation for stable production. The paper takes examples of Chang 6， Chang 8 and Chang 9 formations that are mainly produce layers. We have drawn lessons from the advanced technical idea deals with the lower permeability and lower pressure tight reservoirs at home and abroad ， combining with the practical experience of hydraulic fracturing during the process of exploration and development of WuQi Oilfield，based on the reservoir research， we make an analysis on the enhance mechanism of volume fracturing and investigate the feasibility of volume fracturing design patterns at Triassic reservoirs Wucangbu area， then explores the process design model of the volume fracturing for the Triassic reservoir. The study will be a beneficial reference for the volume fracturing performed on low permeability and low pressure tight reservoir in Wuqi oilfield.
关键词： 吴仓堡油区；储层特征；体积压裂；可行性；设计模式
Key words： Wucangbu area；reservoir characteristics；volume fracturing；feasibility；design patterns
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）27-0294-04
0 引言
吴仓堡油区处于吴起油田北部，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段，主要发育三叠系延长组大型特低渗岩性油藏。三叠系延长组主要有长6、长8和长9含油层系，为一套砂、泥相间的湖泊-三角洲相多旋回沉积，储层物性差，具有典型的低孔、低渗、低压、低产特征。油井不经过压裂改造，无法获得工业产能，所以油井措施必须经过常规压裂改造，投产初期产量较高，但降产快，单井产量低，开发效益不理想，油田稳产形势严峻。吴仓堡油区三叠系油层是吴起采油厂的重要资源接替区，其开发效果对吴起采油厂的稳产具有重要意义。
然而，现有的压裂改造技术难以实现低渗透、低压致密油层的高效开发，急需开展对该类油层改造新理论、新技术的研究，为此，吴起采油厂密切关注国内外低渗透、低压致密油层改造先进技术理念，分析了体积压裂的增产机理及在吴仓堡油区开展体积压裂的可行性，探索了吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的工艺设计模式。
1 吴仓堡油区三叠系油层物性
1.1 储层岩心矿物分析 根据本区长6、长8和长9油层的薄片资料，岩石类型都以细粒长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，矿物成分中砂岩储层中的长石+岩屑含量为51.8～64.0%，平均为58.3%，石英含量为17.9～34.4%，平均为25.1%；填隙物包括杂基和胶结物，其总含量平均为24.7%，其中：杂基成分为绿泥石、伊利石、泥铁质等；胶结物成份主要为方解石、白云石等。
1.2 储层孔隙类型与孔隙结构 由岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜观察分析，将C6、C8和C9油层砂岩储层孔隙结构归纳为三种类型（表1）。
可以看出，C6、C8和C9油层孔隙喉道偏细，应以小孔微喉道型为主，退汞效率低，外来液体进入储层岩石孔隙中将不易返排。
1.3 储层物性特征 根据地质分层资料统计，该区岩心物性分析样品主要分布在C6、C8和C9油层，其砂岩物性情况如表2所示。
从储层岩芯物性分析结果来看，岩芯孔隙度与渗透率存在较弱的正相关性，并且随着地层深度的增加，储层物性有逐渐变差的趋势，该区块储层属于致密油层。
1.4 储层敏感性评价 利用岩心的敏感性实验，通过对实验所得的敏感性曲线分析，结合评价指标，分别评价储层的“五敏”强度[1]。
1.5 储层温度、压力及油藏驱动类型 根据本区C6、C8、C9油藏测得了温度、压力资料。各油藏的温度、压力特征如表4。
2 吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的可行性分析
2.1 体积压裂的概念 体积压裂是指在水力压裂过程中，采取“大液量、大排量、低砂比”和“低粘液体”的思路，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移、错位，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，扩大了裂缝网络与油藏的接触体积，更大程度地扩大泄油体积，有效动用侧向剩余油，从而增加改造体积，提高单井产量和最终采收率。
2.2 体积压裂的作用机理 体积压裂形成的是在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切、滑移、错断等复杂的力学行为，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络。从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率[2]。
2.3 体积压裂的油层选择条件 国外致密油气层体积压裂试验研究及分析认为，对于以下几项特征比较突出的储层，采用体积压裂有利于形成较大的裂缝网络[3，4]。
①天然裂缝发育，且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。②岩石硅质含量高（大于35%），脆性系数高，易产生剪切、滑移、错断等复杂的力学行为。③敏感性不强，适合大型滑溜水压裂。④低压、低渗透储层、储层两向应力差较小、油层厚度大的油层。
2.4 吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的可行性分析论证 通过对吴仓堡油区三叠系油层物性的综合分析，可以得出：吴仓堡吴仓堡油区三叠系油层天然微裂缝较为发育、油层厚度大、硅质含量高、脆性系数高、不均质性强、敏感性不强、储层物性差、地层温度系统正常、具有典型的低孔、低渗、低压、低产特征。结合体积压裂的作用机理，对照体积压裂的选层标准，可以得出：吴仓堡油区三叠系油层可以通过体积压裂来扩大泄油体积，提高单井产量和最终采收率。
3 吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的设计模式探索
3.1 压裂裂缝
3.1.1 形态研究 从现有油层岩性分析资料和储层地应力大小测试结果来看，吴仓堡油区三叠系油层最小主应力存在于水平方向，最大主应力以北东向为主，压裂主裂缝形态应基本为垂直缝。因此，对吴仓堡油区三叠系油层压裂设计，主裂缝形态选择垂直缝，按照285×285m常规反九点井网条件下可以达到的最优化裂缝穿透比进行压裂规模的优化选择。在油井压裂形成的压裂裂缝前沿与注水井间保持足够的距离的前提下，使压裂裂缝穿透程度最大化。
3.1.2 裂缝系统优化 压裂最优化裂缝穿透比选择采用经典的McGuire-Sikora增产倍数曲线进行。计算得长6、长8、长9裂缝与地层导流能力比值对数分别为16.8、15.2、18.0左右。
从图1McGuire-Sikora增产倍数曲线可以看出，要使油层压裂改造后增产倍数能达到最佳，压裂裂缝穿透比要达到70%以上，最佳裂缝穿透比为80%。压裂支撑裂缝半长应达到160-240m。考虑到注入水对油井产量的影响，对水线井压裂缝长应适当控制，压裂裂缝穿透比达到70%，压裂支撑缝半长达到200m即可。
3.1.3 裂缝系统经济分析 在施工设备和技术条件许可的前提下，尽量提高支撑裂缝内的铺砂浓度，是提高油井产量和最终收益的主要技术手段。当支撑剂铺砂浓度过大时，净现值增加的幅度有所减缓，考虑到施工设备承受能力和节约成本等因素，选择铺砂浓度在3.5kg/m2左右即可，就能取得较好的油井产量和经济效益。
3.2 压裂液体系优化及性能评价
3.2.1 压裂液配方建立 根据吴仓堡油区三叠系储层油藏特征、储层敏感性、储层温度和添加剂单项评价结果，结合储层地质条件，储层压裂液优化配方选用混合水压裂液。混合清水压裂一般工艺是用清水造一定的缝长及缝宽后，继以聚合物压裂液携带20/40目、40/70目砂子，从而产生能获得更长的有效裂缝半长和更高的裂缝导流能力。较高导流能力的水力裂缝。
混合水压裂液配方
滑溜水：0.08%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2
基液：0.25%CJ2-6+0.5%CF-5D+0.5%COP-1+0.10%CJSJ-2
交联剂：0.35%硼砂+0.35%APS+清水
交联比：100：8-12（最佳交联比现场测小样确定）
破胶剂：基液泵注阶段锲型追加过硫酸铵（APS）35公斤。
3.2.2 压裂液性能评价 混合水压裂液具有[5]：①配方简单、残渣伤害低、经济有效；②适用于较低应力、高扬氏摸量的低渗油气层中；③其增产机理是在低渗油气层中通过压裂使裂缝发生剪切位移，结合裂缝壁面粗糙和低砂浓度支撑使裂缝保持满足低渗油气层的导流能力，同时只有很低的残渣伤害；④可以获得相比于常规压裂更长的有效裂缝半长和更高的裂缝导流能力，具有较好的耐温抗剪切性能。
混合水压裂增产依靠以下几种性能相互作用[6]：
①混合水压裂基本上不存在残渣伤害问题，与常规压裂液相比裂缝的导流能力受残渣伤害有所降低。②携砂能力弱，支撑剂易沉降到较细垂直天然裂缝中，使微裂缝处于张开状态。③压裂过程中，岩石脱落下来的碎屑（特别是在页岩地层中）它们可能形成“自撑”式支撑。④剪切力使裂缝壁面产生剪切滑移，在裂缝延伸过程中使已存在的微隙裂开，并使断层面及其它弱面张开。
3.2.3 压裂液添加剂选择 增稠剂选用水不溶物低、基液粘度高的一级品羟丙基胍胶产品；破乳剂脱水率达到90%以上。能加快油水的分离速度和分离程度，防止乳化堵塞造成的伤害；粘土稳定剂，由于油田储层水敏性弱，流速敏感性不是很强，采用0.5%COP-1即可达到较好地防膨效果；助排剂，有较低的表面张力和油水界面张力， 并具有破乳能力。水溶液的表面张力在32.6mN/m左右，油水界面张力在0.13mN/m左右，具有较好的降低表（界）面张力特性；杀菌剂现场采1227和XQ8交替使用。
3.3 压裂支撑剂性能评价 研究结果表明[7]，随着闭合压力的增大，石英砂和陶粒支撑裂缝的导流能力均呈下降趋势；相同条件下，陶粒支撑剂导流能力明显高于石英砂；在低闭合压力条件下，相同铺砂浓度的石英砂和陶粒支撑提供的导流能力相差不大，但随着闭合应力愈大差异愈明显。
因此，选用粒径为0.25-0.425mm（40/70目）的粉陶和粒径为0.425-0.85mm（20/40目）的低密度陶粒为支撑剂。
3.4 射孔位置及射孔参数优化选择
3.4.1 射孔位置 吴仓堡油区三叠系储层砂体纵向呈正韵律分布，岩石颗粒下粗上细，油层渗透率总体下部好于中上部。含油饱和度油层上部好于中下部。考虑到支撑剂在压裂裂缝内运移过程中以沉降为主，油层下部支撑剂铺砂浓度明显高于油层上部，造成支撑剂在油层上部支撑浓度较低，影响油井产量。因此，对单个含油砂层而言，射孔位置应选择在油层中上部含油性较好的层段进行射孔。此外，在选择射孔段时，射孔位置应避开套管接箍位置。
3.4.2 打开程度选择 ①对砂体中无明显的高含水层的储层，选择砂体厚度大于25m的油层，打开程度25-35%。②对砂体中存在明显的高含水层的储层，射孔打开程度只考虑高含油层段厚度，不射孔高含水层段，选择高含油层段厚度大于25m的油层，打开程度25-35%。
3.5 压裂参数优化 大量的研究表明，储层改造体积越大，增产倍数越大，两者之间具有明显的正相关性。体积压裂的关键参数，主要包括排量、压裂规模，支撑剂大小、砂比等。
3.5.1 压裂规模优化 针对吴仓堡油区三叠系储层地质特点和现有285×285m反九点开发井网，采用fracproPT三维压裂软件，对不同的油层进行了模拟计算。可以得出，体积压裂规模一般比常规水力压裂规模大8-10倍，定向井规模要达到350-450m3左右。
3.5.2 压裂施工支撑剂大小、砂比优化 对于低压特低渗透油层的体积压裂改造一般采用采取“大液量、大排量、低砂比”和“低粘液体”的思路，在滑溜水阶段，大砂比、大颗粒支撑剂的加入，有可能会阻止裂缝的进一步扩展，此时需要小颗粒支撑剂（40-70目）、低砂比（6%-12%）；而在交联液阶段则需要大颗粒支撑剂 （20-40目）、高砂比 （25%-40%）、大砂量来填充主裂缝。
3.5.3 前置液用量优化 前置液用量主要是受地层滤失系数的影响，类似储层测试压裂取得地层综合滤失系数范围在2.01～4.81×10-4m/min1/2，综合滤失系数均较低，考虑前置液量优化按支撑裂缝半长与造缝半长之比在85～90%来确定。以此为依据，相应前置液量百分比在15-20%之间，前置液用量在55-80m3。
3.5.4 排量 一般而言，排量和粘度是提高缝内压力的手段。对于低粘度压裂液，必须使用大排量，使流体在缝内高速流动，制造高压力，提高裂缝开启动力，有利于各级裂缝开启，提高产生裂缝网络的能力。当然也要考虑缝高与底水等因素的限制。由于滑溜水在管柱及地层中的摩阻力高，排量不容易提起来，在管柱受限的情况下可适当降低，控制在6-10m3/min左右。
4 吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的设计实例及效果分析
4.1 吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的设计实例 依据体积压裂的选井选层标准，结合周围油水井生产情况及其井场大小，综合考虑体积压裂实施过程中的各种要素，优选了旗胜21-117井，决定在该井开展吴仓堡油区三叠系油层体积压裂实验。旗胜21-117井所属区为吴仓堡油区三叠系长8油层系主力区块，该区块长8储层物性较差，为低渗-特低渗岩性油藏，具有典型的低孔、低渗、低压、低产特征，适合通过开展大排量、大液量混合水体积压裂工艺来提高长8致密油层单井产量。（表5、6）
4.2 旗胜21-117井体积压裂效果分析 油井压裂后的生产状况是衡量油井压裂是否有效的一向重要指标之一。旗胜21-117井是新完钻的油井，体积压裂投产后，只能和邻井的常规压裂来对比分析压裂效果。（表7）
通过对比，可以得出体积压裂后油井产量是常规压裂后油井产量的的2-3倍，说明体积压裂在动用程度和压裂效果上均要优于常规压裂。
5 结论与建议
①吴仓堡油区三叠系油层，具有低孔、低渗透、低压、低产等特征，可以通过大液量、大排量、低砂比和低粘液体的体积压裂技术来增大改造体积、扩大泄油面积，达到提高单井产能和最终采收率的目的。②在研究吴仓堡油区三叠系储层特征的基础上，初步探索研究了体积压裂设计模式，对于此模式与储层特征及井网形式的适应性还有待多学科交叉精细研究，优化出适应性更强的体积压裂设计模式。③通过对吴仓堡油区三叠系油层体积压裂的探索研究和实验，已经对体积压裂技术有了基本的认识，为吴起油田其他区块开展体积压裂提供了有益的借鉴。④由于体积压裂需要大量的压裂液体，可以将压裂返排夜进行回收再利用，降低成本。
参考文献：
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