中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司 河南南阳 473132
摘要：目前，油田油井由于油层渗透率低或近井地带油层污染堵塞，造成渗透能力差，生产过程中油井供液能力差，油井产量低下，开采效果差，油藏动用程度低。以往油井酸化易形成酸渣和有机堵塞对地层造成二次伤害，措施风险高且有效期短。由于压裂工具涉及到车组设备、压裂液材料、井下工具总成本高，浅层地层闭合压力低，压裂措施后易“吐砂”造成裂缝闭合而影造成裂缝闭合而影响裂缝导流能力，有效期短。这些因素降低了储层改造的经济效益。
关键词：油层改造；低成本；压裂
前言
针对河南油田部分区块油井由于油层低孔低渗或近井地带污染堵塞, 造成渗流能力差, 生产过程中供液能力差, 油井产量低下, 开采效果差的现状, 通过一系列油层改造技术现场实验, 研究并配套应用了低成本压裂充填增产技术,该工艺适用范围广,增产效果明显,有效期长,可提高油田开发效果。
1.低伤害携砂液体系研究
1.1污水及原胶液与地层水/油配伍性
（1）油田污水与地层水配伍性
实验步骤：①量取50ml油田污水，一份为空白样，另三份中加入50ml的地层水，搅拌至充分溶解；②将三种混合液放在50摄氏度的水浴锅2h，对比观察两份样品的现象，实验结果如表1。
表1 不同体积的油田污水与地层水配伍性
1.3污水及原胶液对原油破乳性能评价
（1）污水对原油破乳性能评价。实验步骤：量取现场原油40ml，倒入100ml刻度的比色管中，加入含有联合站净化污水40ml，摇动使其均匀混合，置于50℃的恒温水浴中静止破乳2h，记录破出的水相液量。通过目视观察，污水与原油之间无乳状液。
（2）原胶液对原油破乳性能评价。实验步骤：量取现场原油40ml，倒入100ml刻度的比色管中，加入含有0.3%原胶液40ml，摇动使其完全乳化，置于50℃的恒温水浴中静止破乳2h，记录破出的水相液量。通过目视观察，原胶液与原油之间无乳状液。（如图1）
图1 原胶液与原油混合后无乳化现象
2.浅层压裂充填参数优化研究
2.1充填强度与地层物性关系研究
通过统计楼八区压裂的6口井改造H3Ⅳ53储层有效厚度、孔隙度、渗透率、砂液比、充填强度后，H3Ⅳ53层在用原胶液携砂时，平均砂比14—17%。在弱交联压裂液时平均砂比可达到19—22%。加砂强度3.4—7.2m3/m。
表6 楼八区压裂井储层物性与砂液比统计表
2.2支撑剂沉降与施工排量的关系研究
压裂充填施工的关键，是保证携砂液能够将支撑剂顺利携带通过射孔炮眼，达到压裂裂缝区域。携砂液在射孔孔眼内的流动属于水平管流，由于支撑剂的沉降特性，支撑剂颗粒容易在射孔孔眼入口端发生沉降，严重时会堵塞射孔孔眼，使后续支撑剂难以被携带到管外地层，如图2所示。
图2压裂充填孔眼堵塞示意图
为了保证支撑剂顺利充填到地层中，携砂液必须有足够的支撑剂携带能力,这取决于流速(充填排量)、携砂比和携砂液粘度，在给定其他参数的条件下，排量越大，越不容易产生堵塞，但充填排量过大也会造成地层裂缝高度失控，缝长变短，降低改造有效范围。这样就存在一个不发生堵塞的临界排量，对于支撑剂充填防砂的充填排量，存在一个合理值，这个合理值应略高于保持孔眼中不产生堵塞的最小临界排量。
（1）临界排量的计算方法
经过调研分析，采用误差相对较小的沉降时间法来计算临界排量。这种方法考虑支撑剂颗粒要顺利通过射孔孔眼,并保证支撑剂在沉降到孔眼底部之前已经被携砂液携带到孔眼末。支撑剂充填过程中射孔孔眼中不产生沉积堵塞的地面最小临界排量为：
式中，Lp为射孔孔眼长度，m；
Dp为射孔孔眼直径，m；
Hp为射孔井段长度，m；
SD为射孔孔眼密度，m-1；
ρg为支撑剂密度，kg/m3；
ρl为携砂液密度，kg/m3；
dg为支撑剂平均粒径，mm；
Cs为支撑剂体积分数；
CD为阻力系数；
Qc 为充填最小临界排量，m3/ s。
图3 不同储层厚度的临界排量
（2）不同储层厚度下临界最小排量
利用沉降时间法的临界最小排量计算公式，在其它参数一定的情况下，对不同储层厚度下的临界最小排量进行计算，为不同储层厚度下砾石充填防砂的充填排量及其他工艺参数的优化提供参考和依据（图3）。
（3）不同砂比下临界最小排量
利用临界最小排量计算公式，在保持其它参数不变的情况下，对不同砂比下的临界最小排量进行计算，为确定防砂充填排量及其他工艺参数的优化提供合理有效的理论基础（图4）。
图4 不同携砂液粘度的临界最小排量
3.低成本施工工艺
对楼八区总体改造是以降低成本和减少储层伤害为目的，一方面，以采用污水造缝，原胶液携砂，储层减少伤害，降低材料成本。通过权重比较表（表8）可知，弱交联的压裂液较为适合楼八区压裂。另外一方面，简化管柱，减少作业量，采用光油管对物性较好的储层采用压裂充填改造。
（1）现场试验污水造缝，原胶液充填裂缝的降本方法
楼847井、楼824井，设计思路前置液采用污水造缝，携砂液采用原胶液携砂。该工艺在楼847井进行试验，施工过程中出现了加砂阶段压力抬头的砂堵现象，通过现场调整施工排量，最高砂比40.07%，加砂19.4m3，达到了设计参数。楼824井现场施工时加砂阶段因热污水造缝不充分，出现砂堵，放喷后继续施工又因地层发生砂堵，经现场讨论决定由泵车反洗井防止管柱砂埋，该井加砂12.82m3，用液128.3m3，平均砂比17.87 %（图5、图6）。
低粘度原胶液造缝，高粘度原胶液携砂工艺由于前两次施工均出现不同程度的砂堵现象，为提高前置液造缝效果，设计楼864井施工将前置液由污水调整为原胶液造缝（配方为：0.4%羟丙基胍胶+1.0%氯化钾+0.2%压裂助排剂+0.2%杀菌剂+清水，粘度：45mPa.s ，pH值9-10。），避免造缝不充分而砂堵，实际由于楼864井位于边部位置，物性相对较差，配制的原胶液粘度低，造缝不充分，导致缝宽较小，砂比提升幅度过快（7-8%）造成砂堵。由于施工过程发生砂堵，经现场讨论决定反洗井后再配制60方液体，并提高原胶液至60mPa.S（0.45%羟丙基胍胶+1.0%氯化钾+0.2%压裂助排剂+0.2%杀菌剂+清水 粘度：60mPa.s ，pH值9-10。），顺利完成施工，加砂12.28m3，达到设计数值的78.65%。（图7）
图5 楼847井压裂充填施工曲线
图7 楼864井压裂充填施工曲线
图9 楼870井压裂充填施工曲线
楼870井、楼871井设计用弱交联压裂液体系和压裂防砂一体化管柱，减少作业成本，降低占产时间（图8，图9）。
表8 施工液体权重比较表
5.结论及认识
（1）冻胶压裂液和原胶液与地层水/油配伍性良好，无沉淀。原胶液对岩心伤害率小于冻胶压裂液的破胶液。
（2）通过对楼八区现场试验总结，液体的造缝和携砂能力分别为：污水＜原胶液＜弱交联压裂液＜冻胶的压裂液，使用原胶液携砂时支撑剂在裂缝内沉砂速度快且沉砂位置靠近裂缝缝口位置，易造成施工砂堵。因此建议使用携砂性能相对较好的弱交联冻胶压裂液。若采用弱交联压裂液体系，可加大施工规模，提高砂比，可造高导流能力长缝。
（3）由于楼八区地层闭合压力低，楼824和楼864油井生产制度造成地层出细粉砂和支撑剂，造成泵效降低。后期楼871、楼870井设计砂筛管循环充填工艺对地层出砂进行控制，同时减少作业成本。
参考文献
［1］冯胜利，石振军，董涛等.高压充填防砂工艺在涩北气田的应用［J］.特种油气藏，2006,6:75-76.
［2］周自武，王海勇等.雁木西疏松松砂岩油藏压裂充填试验［J］. 钻采工艺， 2004， 27(3) : 41－43.
论文作者:薛新宇
论文发表刊物:《基层建设》2019年第5期
论文发表时间:2019/5/9
标签：排量论文; 孔眼论文; 压裂论文; 临界论文; 地层论文; 污水论文; 油井论文; 《基层建设》2019年第5期论文;