油田低產低效井酸化增產酸液體系配方

王寶軍 董小剛

摘 ? ? ?要：為解決低滲儲層長水平段水平井分段壓裂工藝技術問題，以鄂爾多斯盆地東緣某油田為實例，通過實驗分析了山西組儲層敏感性，基于巖石力學參數分析了儲層閉合壓力梯度。研究表明：山西組儲層具有中等偏強水敏損害，閉合壓力梯度為0.019 8 MPa·m-1。以M-1水平井為例設計了10段壓裂工藝，采用套管射孔和可鉆復合橋塞實現分段壓裂，優化低濃度瓜膠壓裂液體系，其具有懸砂能力強、耐溫抗剪切性能好、儲層保護性能好的優點。利用三維壓裂軟件模擬，人工裂縫縫長60.8 m、支撐縫長55.8 m，反映出壓裂過程造縫能力較強、裂縫延伸距離較遠，達到了水平井分段壓裂設計目的。

關 ?鍵 ?詞：低滲儲層;儲層改造;壓裂液;支撐劑

中圖分類號：TE357 ? ? ? 文獻標識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）10-2251-05

Abstract： In order to solve the problem of staged fracturing technology for long horizontal wells in low permeability reservoirs， taking an oil field in the eastern edge of Ordos basin as an example， the reservoir sensitivity of Shanxi formation was analyzed through experiments， and the closed pressure gradient of the reservoir was also analyzed based on the rock mechanics parameters. The results showed that the reservoir of Shanxi formation had moderate to strong water sensitivity damage， and the closure pressure gradient was 0.019 8 MPa·m-1. Taking M-1 horizontal well as an example， a 10-section fracturing process was designed， in which casing perforation and drillable composite bridge plug were selected to realize staged fracturing， and low concentration guar gum fracturing fluid system was optimized， the optimized fracturing fluid system had the advantages of strong sand suspension capacity， good temperature and shear resistance， and good reservoir protection performance. The three-dimensional fracturing software simulation results showed that the length of artificial fracture was 60.8 m and the length of supporting fracture was 55.8 m， reflecting that the fracture making ability of the fracturing process was strong， and the fracture extension distance was far， which achieved the purpose of staged fracturing design of horizontal wells.

Key words： Low permeability reservoir; Reservoir reconstruction; Fracturing fluid; Proppant

鄂爾多斯盆地具有豐富的油氣資源，其中上古生界致密砂巖油藏是近年來勘探開發的重點層位，但由于儲層致密、物性較差，需要進行壓裂后才能形成良好的工業油氣流[1]。低滲砂巖儲層壓裂工藝技術經過了幾十年來的發展和完善，已經成功應用于各大油氣田的現場實踐，取得了豐富的成果[2-5]。以鄂爾多斯盆地東緣某低滲油田為例，通過壓裂工藝技術的優化實施，對水平井套管射孔完井，并實現分多段壓裂，為提升低滲儲層長水平段水平井分段壓裂工藝技術的應用提供借鑒[6]。

1 ?儲層敏感性及應力特征

1.1 ?儲層敏感性

研究區塊橫跨鄂爾多斯盆地伊陜斜坡與晉西撓褶帶兩個構造單元[7]。上古生界地層與下古生界地層呈不整合接觸，中間缺失中上奧陶統、志留系、泥盆系及下石炭統地層[8]。上古生界地層內部沉積連續，均為整合接觸，以海陸過渡相-陸相碎屑巖沉積為主，地層自下而上發育石炭系本溪組、二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組[9]。巖石類型為石英砂巖、巖屑石英砂巖 ，孔隙度平均7%，滲透率0.9 mD，為典型低孔低滲氣藏，砂體多為孤立狀或條帶狀[10-11]。儲層敏感性統計結果，見表1所示。

取研究區現場W-27井山西組儲層的巖心進行儲層水敏性評價實驗，實驗流體礦化度與滲透率關系曲線如圖1所示。從水敏性評價實驗可知，隨著實驗流體礦化度不斷降低，巖樣滲透率不斷下降，當流體礦化度20 000 mg·L-1時，巖樣滲透率損害率均超過20%，當流體礦化度為零時，滲透率損害率在50%～70%，屬于中等偏強水敏損害，因此入井液需要采用防膨液體系。

1.2 ?閉合壓力梯度

研究巖石的變形與破壞是工程巖石力學的重要內容，只有知道了巖石的變形特征和破壞類型，才能正確地選擇破壞準則，為地下結構的應力分析打好基礎[12]。應力評價目的在于了解巖石所受凈上覆壓力改變時孔喉喉道變形、裂縫閉合后張開的過程，并導致巖石滲流能力變化的程度。根據研究區已壓裂施工井閉合壓力、閉合壓力梯度統計（表2），本1段閉合壓力梯度取0.019 8 MPa·m-1。

2 ?壓裂設計及優化

2.1 ?壓裂設計思路

根據M-1井水平段的長度及地質狀況、測井解釋結果和巖屑錄井的解釋結果，需要綜合考慮以下內容：

1）壓裂位置充分考慮致密砂巖砂體、物性、含氣含水性等特征，在經濟許可條件下，裂縫最大可能性增大覆蓋砂巖體積，包括通過壓裂可能溝通的上下層位的砂巖，達到產能、效益的最優化;

2）合理控制級間距，兼顧壓裂效果與經濟效益。M-1井本1水平段進尺1 020 m，儲層鉆遇率78.75%;

3）本井預測壓后高產，現場應加強井控措施，保證井控設備良好性能，確保施工安全;

4）儲層壓力系數為常壓地層，為減少壓裂液滯留傷害，加快排液速度，采取液氮伴注助排;考慮到壓裂工藝特點，最后一段施工適當加大液氮量，實現壓后快速放噴返排。

2.2 ?管柱設計

2.2.1 ?射孔工具

M-1井采用電纜泵送橋塞射孔聯作工藝，第一段采用連續油管傳輸射孔（測井公司與連續油管隊配合施工），射孔工具串：Φ50.8 mm連續油管+外卡接頭+Φ73 mm馬達頭+Φ73 mm水力振蕩器+Φ79 mm變扣+Φ73 mm篩管+Φ73 mm起爆器+Φ ?73 mm射孔槍。第2段-第10段電纜傳輸射孔（測井公司與壓裂隊配合施工），射孔工具串：電纜頭+磁定位儀+點火頭+射孔槍+轉換接頭+橋塞點火頭+橋塞坐封工具+推筒+可鉆橋塞。

2.2.2 ?可鉆復合橋塞

高強度易鉆復合金屬材料橋塞是以鎂基金屬材料為主體材料的橋塞，該橋塞主體材料通過粉末冶金制成，材料通過等靜壓機1 000 MPa壓縮制成，具有高抗拉強度、高抗壓強度，制成的壓裂易鉆橋塞耐壓達85 MPa，耐溫達150 ℃，橋塞使用過程中耐壓耐溫性能可靠穩定，壓后鉆除時間較短，通過鉆磨測試，每只橋塞的鉆磨時間15～25 min，鉆除過程中產生的碎屑易排除，只需清水即可將產生的鉆屑洗出，若在黏稠清洗液的輔助下，更能將鉆塞后的井筒清洗干凈，確保后期油氣水的排出。

橋塞采用密集的小顆粒增韌陶瓷作為卡瓦的主要部分，均勻地把咬合力分散到多個受力平面，對套管起到了一定的保護作用，且錨定咬合能力較強，適合各種鋼級的套管，滿足TP140套管使用，在易鉆橋塞產品中屬于性能優秀的。橋塞前端具有保徑陶瓷，下入過程中保證了橋塞外徑尺寸的完整性，有效地防止中途座封的風險。橋塞使用金屬螺紋底部丟手，丟手性能可靠穩定，橋塞丟手力 10～11 t（圖2）。

2.3 ?壓裂液體系優選

1）采用致密氣藏壓裂常用的、應用成熟的低濃度瓜膠壓裂液體系;

2）壓裂液懸砂能力強，耐溫抗剪切性能好;

3）儲層保護性能好：采用無機鹽+有機黏土穩定劑復合防膨技術，防膨率達到91.6%;

4）采用高性能助排劑和氣井防水鎖劑，有利于壓裂液高效返排，解除流體水鎖傷害;

5）低溫破膠性能好：采用氧化破膠劑+低溫活化劑+生物酶破膠劑復合破膠技術，滿足1 h內壓裂液破膠，提高破膠的長效性和徹底性。

優選壓裂體系配方見表3所示。

通過室內實驗分析優選壓裂液體系各項性能指標見表4，反映出該低濃度瓜膠壓裂液體系具有懸砂能力強、耐溫抗剪切性能好、儲層保護性能好的優點。

2.4 ?支撐劑優選

根據區塊鄰井資料預測M-1井本1段井底閉合壓力37 MPa左右，為保證支撐劑在地層中長期不破碎，從而長期保持較高導流能力，同時為降低泵注施工風險，使用30/50目（0.550/0.270 mm）、 ?40/70目（0.380/0.212 mm）低密陶粒作為壓裂支撐劑，段塞能夠滿足施工要求（表5）。

2.5 ?壓裂施工參數優化

M-1井水平段長1 020 m，壓裂設計共劃分10段、19簇，最大限度開發儲層、挖潛油氣，達到對儲層針對性改造的目的，該井10段壓裂施工參數設計如表6所示。

一般而言井口最高限壓值宜滿足計算最大井口施工壓力的1.25倍，井口試壓值應達到設計最高施工壓力的1.3倍，且不超過設備的額定工作壓力。壓裂井口額定工作壓力70 MPa，油管四通下法蘭及套管頭上法蘭額定工作壓力70 MPa，設計套管泵注壓裂下，考慮液氮影響，預測泵注施工管線最高試壓為44.6 MPa，小于壓裂井口裝置額定工作壓力。

3 ?壓裂效果模擬

利用三維壓裂評價軟件FracproPT基于設計的壓裂參數及施工過程來進行模擬，第一段模擬結果表明，壓裂人工裂縫縫長60.8 m、支撐縫長55.8 m，反映出壓裂過程造縫能力較強，裂縫延伸距離較遠，達到了壓裂設計目的（圖3）。

支撐劑質量濃度分布從井筒上部到下部 ?4.5～0.5 kg·m-3，裂縫導流能力最大達到430 mD·m（圖4）。軟件模擬結果驗證了針對M-1井設計的壓裂液體系及壓裂工藝參數，能有效實現儲層改造，具有較強的應用潛力。

4 ?結束語

低滲儲層壓裂一直是近年來儲層改造的重點工作，特別是針對長水平段水平井分段壓裂工藝技術的實施，壓裂措施效果對油氣井產能具有直接的影響。本研究設計的M-1井長水平段分段壓裂工藝在壓裂模擬中反映出了較好的效果，對現場的應用具有重要指導意義。

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