低渗透油藏直井长缝压裂技术研究

【摘 要】低渗透油藏埋藏深、物性差、极限泄油半径小，采用常规压裂开发，打井密度高，投入大，单井产量递减快，经济效益差。而大规模长缝压裂[1]，通过增加有效支撑裂缝长度，增大泄油面积，大幅提高产能，从而可以加大井距，少打井，实现经济开发。本文重点介绍了胜利油田在低渗透油藏长缝压裂改造技术方面取得的一些进展和形成的配套技术。该技术的应用，较大幅度提高了胜利油田低渗油藏的单井产能和生产有效期，为胜利油田低渗油藏高效开发奠定了基础。

【关键词】低渗透油藏；直井；长缝压裂

“十一五”胜利油田年均探明低渗透储量5253万吨（占52.5% ），至2012年底探明储量达11.55亿吨（分布在46个油田，440个单元）；致密砂岩油藏探明储量2.7亿吨（分布在16个油田、28单元），占低渗透油藏的23.3%，包括浊积岩、滩坝砂和砂砾岩，以滩坝砂为主，占64%，其次是砂砾岩和浊积岩；低渗透稠油主要分布在罗家垦西砂砾岩体稠油油藏、王家岗滩坝砂稠油油藏等区块，总储量0.77亿吨。

“十二五”期间低渗透油藏将成为油田稳产上产的重要阵地，但是这类油藏均需要压裂改造后才能获得产能。针对胜利油田低渗透油藏特征及开发难点，通过研究攻关形成了大规模直井长缝压裂关键技术，较大幅度提高了胜利油田低渗油藏的单井产能和生产有效期，为胜利油田低渗油藏高效开发奠定了基础。

1.长缝压裂裂缝参数优化

1.1裂缝半长优化

从图1可以看出：

a.通过压裂改造，可以有效地提高油井的产量；b.在相同的导流能力和裂缝支撑半缝长下，有效渗透率越大，其产油量越高；c.对于低渗透储层，在相同的导流能力和有效渗透率条件下，裂缝半缝长越长，其日产油量越高，但随着半缝长的增加，增加的幅度减缓。因此，可以从上面所做数值模拟分析图中得到不同储层渗透率对应的最优缝长。

1.2导流能力优化

图中显示，在储层不同渗透率条件下，与之相适应的裂缝导流能力不同。当有效渗透率为0.5×10-3μm2时，导流能力从10μm2.cm增加到20μm2.cm，日产量增加1m3/d，当导流能力从20μm2.cm增加到30μm2.cm，日产量仅增加0.6m3/d，导流能力从30μm2.cm增加到40μm2.cm，日产量增加更少。而有效渗透率为15×10-3μm2则不同，导流能力从10μm2.cm增加到20μm2.cm，日产量增加2.0m3/d，当导流能力从20μm2.cm增加到30μm2.cm，日产量增加1.2m3/d，而当导流能力从30μm2.cm增加到40μm2.cm，日产量仅增加1.0m3/d，增加相同的裂缝导流能力，渗透率高的储层日产量增加值大，这说明渗透率高的储层通过提高裂缝导流能力可以获得更高的产能，即储层渗透率越高，压裂需要的裂缝导流能力越大。通过数值模拟，可以确定不同渗透率下储层最优裂缝导流能力。

2.长缝压裂施工参数优化

大规模压裂不一定能形成长缝，利用“大型平板可视裂缝模型系统”室内实验研究了压裂液粘度、流速、支撑剂粒径、砂比对支撑裂缝剖面的影响。通过室内实验得出以下结论：①高粘压裂液可以将支撑剂携带至储层深部，实现更长支撑距离，有利于支撑长缝的产生。②压裂液流速越高、支撑剂粒径越小，支撑剂运移距离越大，越容易形成长缝。

3.长缝压裂配套工艺措施

3.1缝高控制技术

缝高过高会造成裂缝长度变短，通过数模研究了影响缝高的因素，并提出了变排量施工、人工转向剂遮挡、优化射孔、变粘度压裂液等控缝高手段。

3.2长缝压裂材料技术

胜利油田特低渗透油藏具有埋藏较深，井底温度高。为了满足大规模长缝压裂施工排量大的要求，研制出低摩阻耐高温乳液交联剂压裂液体系：HPG+HTC-E体系。

该体系在150℃，170s-1，剪切2h粘度为71mPa・s；能够实现延迟交联2.5-5.0min，有效降低压裂液摩阻；破胶彻底残渣含量低于350mg/L。满足长缝压裂的施工要求。

3.3分层压裂工艺技术

针对多薄层低渗透油藏采用笼统压裂存在储层改造不均衡、支撑缝短、缝窄、大排量施工缝高不易控制、铺砂有效性差、产能低、递减快的问题，通过技术攻关形成了直井长缝分层压裂工艺技术，该技术的核心是分层压裂工艺管柱以及射孔优化技术。

分层压裂工艺技术单井最大加砂量170m3，单层最大加砂量达92m3，最大分层数达4层，能满足长缝压裂施工要求。

4.现场应用情况

长缝压裂2010年推广应用以来，累计投产409口，累产油80.7×104t。长缝压裂加砂量达80m3以上，加砂强度达5.7m3/m，裂缝半长达170m以上。油藏类型由浊积岩逐渐应用到滩坝砂、砂砾岩三大类油藏。浊积岩油藏开发25个区块262口井，初期平均日液11.3t/d，日油8.6t/d，含水23.9%，累计产油52.2×104t；滩坝砂油藏开发14个区块135口井，初期平均日液8.7t/d，日油5.8t/d，含水33.3%，累计产油25.8×104t；砂砾岩油藏开发2个区块12口井，初期平均日液11.2t/d，日油8.9t/d，含水21.4%，累计产油2.6×104t。

5.认识与结论

（1）长缝压裂要达到理想的压裂效果，不同的储层物性要求不同的裂缝参数，通过数值模拟，确定了不同储层参数下的压裂裂缝参数。

（2）长缝压裂在配套工艺技术方面主要包括缝高控制技术和分层压裂工艺技术。缝高控制主要包括变排量施工工艺、多级加砂压裂技术、人工遮挡转向技术以及射孔优化技术。分层措施采取了如下技术：限流压裂技术、投球暂堵技术以及机械分层压裂，能够满足长缝压裂的工艺需求。

（3）通过近几年的技术攻关，形成了一套完善的低渗透长缝压裂工艺技术及配套措施，在现场也取得了较好的效果，产能是常规压裂区块开发产能的1.5-2.5倍。■

【参考文献】

[1]张光生，王维波等.国内大型压裂技术的应用与发展：石油天然气学报，2012.

[2]赵金洲，任岚等.裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟：西南石油大学学报（自然科学版），2012.