壓裂液性能優(yōu)化在南泥灣油田的應(yīng)用

任建忠

（延長油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西延安 716000）

1 概述

南泥灣油田位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡帶，主力層位為長6、長4＋5油層組，屬低滲-特低滲、低壓、低產(chǎn)油田，儲層必須經(jīng)壓裂改造后才能獲取產(chǎn)量。由于儲層埋藏淺，裂縫形狀復(fù)雜，可能水平縫與垂直縫并存，也可能有微裂縫存在，使得裂縫幾何形狀更加復(fù)雜，所以有必要進行壓裂優(yōu)化模擬。

2 地質(zhì)特征

2.1 儲層特征

長6油層組，自下而上可以分為長64、長63、長62、長61四個沉積旋回序列，每個旋回由砂巖、粉砂巖以及泥巖組成，是油田的主力油層。長4＋5油層組，分長4＋52和長4＋51兩段，劃分標志層的電性特征為高聲波時差、高自然伽瑪、高自然電位、低密度、低電阻率及尖刀狀擴徑，其聲波時差、自然伽瑪、密度曲線之間對應(yīng)關(guān)系良好。巖性為黑色泥頁巖，水平層理發(fā)育。

2.2 物性特征

根據(jù)該區(qū)31口井799塊巖心分析資料的統(tǒng)計表明，長6儲層孔隙度一般為7%～13%，平均值為9.39%。其中，長4+52儲層孔隙度最大，長62儲層最小，儲層物性也在一定程度上反映了三角洲反旋回的特征，越往下，孔隙度越小，孔隙度大于 8%的樣品出現(xiàn)的頻率也顯示了同樣的規(guī)律。從樣品分布的穩(wěn)定性分析，長61樣品分布最為穩(wěn)定，標準誤差為0.09，長62次之，長 4+52最差。反映長61油層儲層物性最為穩(wěn)定，有利于開發(fā)。

3 壓裂優(yōu)化設(shè)計

3.1 沉積地應(yīng)力

一般情況下，地層中的巖石處于壓應(yīng)力狀態(tài)，作用在地下巖石某單元體上的應(yīng)力為垂向主應(yīng)力σzo和水平主應(yīng)力σH（可為兩個相互垂直的主應(yīng)力σx，σy）。

3.2 井壁上的壓力

在地層中鉆井以后，井壁上及其周圍地層的應(yīng)力分布受到井筒的影響，這種影響是復(fù)雜的。隨著半徑的增加，周向應(yīng)力迅速降低?？妆谏系膽?yīng)力比遠處的大得多，這就是地層破裂壓力大于裂縫延伸壓力的一個重要原因。井壁周向應(yīng)力與內(nèi)壓大小相等，但符號相反。壓裂液徑向滲入地層所引起的井壁應(yīng)力，在地層破裂前，井壁上的最小總周向應(yīng)力應(yīng)為地應(yīng)力、井簡力壓及液體滲流所引起的周向應(yīng)力之和。

3.3 造縫條件

形成垂直裂縫：當(dāng)井壁上存在的周向應(yīng)力達到井壁巖石的水平方向的抗拉強度σth時，巖石將在垂直于水平應(yīng)力的方向上產(chǎn)生脆性破裂，即在與周向應(yīng)力相垂直的方向上產(chǎn)生垂直裂縫。

4 地應(yīng)力剖面及壓裂優(yōu)化模擬

從施工曲線分析，南泥灣油田幾乎所有的壓裂井都有個共同特點：即排量2m3/min左右，很平穩(wěn)，而壓力則開始上升到27～28MPa，然后下降到16～17MPa，下降10MPa左右。在加砂期間很平穩(wěn)。這個現(xiàn)象不正常。地層破裂壓力過大，下降太多（10MPa），這從另一方面反映出地層是有微裂縫或多裂縫，或復(fù)雜裂縫，當(dāng)最初的選擇結(jié)束，逐漸形成一個主裂縫后。壓力趨向于平穩(wěn)。要克服這種現(xiàn)象，只需在壓裂前置液初期加裂縫轉(zhuǎn)向劑即可消除此現(xiàn)象，使施工更加順利。

壓裂施工過程中可能出現(xiàn)兩種情況：一是壓后有一定產(chǎn)能，但出水較多；另一種是壓后不見效。對于第一種情況，應(yīng)分析水的來源，是底水、注入水還是層間水。如果是底水，則應(yīng)控制裂縫高度，實施控高壓裂技術(shù)，如果是注入水，則應(yīng)控制施工規(guī)模，測裂縫方位，看是否與注水井處于不利位置；如果是層間水則不必理它，還照原工藝即可。

對于第二種情況，可能比較復(fù)雜。一是可能裂縫竄裂過甚，支撐劑無效支撐，而使油層沒有形成一個真正的通道；二是地層確實沒有油；三是壓裂液使得油層造成了二次污染；四是可能所用支撐劑強度不夠在很短時間內(nèi)破碎，造成裂縫導(dǎo)流能力失效。但又認為，南泥灣油田可能不會是靠孔隙儲油，而是靠微裂縫儲油。這樣壓裂時，裂縫幾何形狀要復(fù)雜得多，可能是水平裂縫也可能沿著大的裂隙延伸。但產(chǎn)量特別低的井，可能仍是以孔隙儲油為主。那只有用低傷害壓裂液，造一條合理的裂縫。從特低滲透來講，應(yīng)該造長縫，但施工規(guī)模也不宜太大（裂縫高度不易控制），所以中等即可。從泥質(zhì)含量看，大部分在20%左右，多的高達30%，泥質(zhì)含量很嚴重，所以壓裂的整個過程都應(yīng)注意黏土膨脹問題。又由于孔隙小，易于被外物堵塞，所以壓裂液中應(yīng)注意三點問題：一是水中的細菌；二是壓裂液中的殘渣；三是壓裂液破膠后的乳化（由于井溫低，不易破膠徹底）。水中或壓裂液中的細菌往往容易忽視。有時清水中，壓裂液中根本不加殺菌劑，實際上南泥灣油田地層溫度平均33℃左右，正適合于細菌生長。大量的喜氧細菌隨著壓裂液進入地層，進入孔隙，在短時間內(nèi)由于溫度適宜而大量繁殖。當(dāng)氧氣耗盡時，細菌停止繁殖，而殘留物無法處理而滯留于孔隙深處，將油分子死死堵住，這可能是某些油層不出油的主要原因。所以在壓裂的前前后后要注意殺菌，最好用多功能活性殺菌劑。這種殺菌劑可百分之百將水中、植物膠中的細菌殺滅。潤濕角只有45°，保證巖石的親水性，表面張力只有23.6mN/m，使得孔隙中的液體易于排出，并且還有防止黏土膨脹的功能，加一種活性殺菌劑，等于加入了四種高效產(chǎn)品。

壓裂液殘渣只要用植物膠類壓裂液，則是不可避免的。壓裂后壓裂液快速破膠以及較強的返排能力是必備的。所以壓裂液要加入高效的低溫活化劑，使得壓后能夠迅速破膠。為了不使壓裂液形成乳狀液而堵塞孔隙，加入破乳劑是必要的。

總之，南泥灣油田是特低滲透層，不壓裂則不能生產(chǎn)，或不能有效生產(chǎn)。而壓裂則需耍從設(shè)計上、工藝上、液體上下功夫，每一個環(huán)節(jié)都要最優(yōu)化，即優(yōu)化設(shè)計要遵循：造長縫與寬縫相結(jié)合，既注重泄油面積，又注重裂縫的導(dǎo)流能力。裂縫高度要控制，射孔井段沒必要只射1～2m，如果支撐劑有返吐現(xiàn)象，可通過工藝手段解決。加砂比不一定高，中等即可。因為支撐劑嵌入不嚴重。鋪砂濃度盡量高，在10kg/m2以上，現(xiàn)在只有8～9kg/m2，顯得有點低。壓裂工藝要遵循人工控制裂縫高度，不使上下竄裂過甚；因閉合壓力小，要防止支撐劑返吐；若有底水產(chǎn)出，則在壓裂過程中堵水、控水。壓裂液則前已述及，目前看來，用瓜膠凍膠較為合適，最好用低傷害瓜膠，用粉劑速溶瓜膠。用清潔壓裂液可以做實驗，但對特低滲透層，清潔壓裂液膠束分子團進入孔隙后不易破膠，反而形成永久堵塞。

5 壓裂液配方優(yōu)選

通過實驗室?guī)r心實驗，確定所用壓裂稠化劑、變聯(lián)劑、破膠劑、低溫活化劑的最佳用量，并篩選出了黏土穩(wěn)定劑、活性殺菌劑等添加劑，使該壓裂液體系的物理化學(xué)性能優(yōu)良。

5.1 壓裂液添加劑的優(yōu)選

稠化劑的選擇：由于羥丙基瓜膠的增稠能力強、水不溶物低、水溶性好、配液容易，是目前國內(nèi)外壓裂主要用稠化劑。

變聯(lián)劑的優(yōu)選：能使羥丙基瓜膠溶膠液交聯(lián)的物質(zhì)有硼砂、硼酸、有機鈦或有機鋯。由于硼砂價格低廉、無毒，對地層和支撐裂縫傷害小，因而得到了廣泛應(yīng)用。

破膠劑的優(yōu)選：實驗表明，華北用的低溫活化劑的低溫活化性能較好，壓裂液破膠液黏度低，建議采用。

硫酸銨用量的優(yōu)選：優(yōu)選出了壓裂液在不同溫度條件下不同時間內(nèi)破膠所需破膠劑的最佳用量。

黏土穩(wěn)定劑的優(yōu)選：KCl對膨潤土的防膨初始防膨效果很好。防膨效果計算公式：防膨效果（%）=（H清水-H防膨劑）/H清水

式中：H清水=清水沖洗后士柱高度

H防膨劑=防膨劑沖洗后土柱高度

活性殺菌劑的優(yōu)選：由實驗數(shù)據(jù)可知，華北活性劑具有較低的界面張力，并且破乳效果較好，建議采用。

5.2 壓裂液體系配方的確定

通過實驗，篩選出了性能較好的壓裂液的各種添加劑。根據(jù)地層溫度和黏土含量，確定出適合不同地層壓裂的壓裂液配方。

6 結(jié)束語

1）從施工數(shù)據(jù)來看，排量越大，人工裂縫越寬，越有利于支撐劑的進入。

2）通過模擬不同加砂規(guī)模下的裂縫寬度及增產(chǎn)比，結(jié)合油田實際，認為單層加砂量30m3較為合理。

3）當(dāng)單層加砂量為30m3時，增產(chǎn)比可達9，對應(yīng)的支撐寬度為3.2mm。根據(jù)對砂比與支撐縫寬的模擬曲線砂比為25%，此指標與原凍膠壓裂液平均砂比（26%）持平。

4）初步確定前置液為壓裂液量（不包括頂替液）的35%，即[（前置液量/（前置液量+攜砂液量）]×100%=35%。