强水敏地层水平井投球分段压裂的研究与应用

1 巴18区块油藏地质特征

1.1 构造特征

地处内蒙古自治区东乌珠穆沁旗西部, 位于二连盆地马尼特坳陷东北部的巴音都兰凹陷南洼槽巴Ⅱ号构造带。从构造上看, 断块整体上呈一断背斜形态, 内部发育了3条近于平行的北东向正断层, 将断块分割为四个井区。

1.2 储层特征

断块主要含油层位为阿四段Ⅱ、Ⅲ二套油组。其中Ⅱ油组分布较为稳定, 以细砂岩和含砾砂岩为主, 平均孔隙度17.3%, 渗透率145×10-3μm2, 属中孔中渗透储层。巴18平2、3、6井水平段目的层是32小层, 属于中孔中渗储层。岩性为白云质粉砂岩和细砂岩。

2 主要采用的压裂工艺

(1) 压裂井为水平井, 已射孔井段长, 全方位布孔, 工具无法分割。因此, 只能采用多次投球分段压裂。 (2) 压裂层段垂深较浅, 地层温度低 (5 0℃~6 0℃) , 在地层温度≤55℃时, 过硫酸铵对聚合物的氧化降解作用缓慢, 压裂液破胶困难。为了能使压裂液彻底破胶水化, 优选了适合此区块的低温破胶压裂液。 (3) 压裂储层为中等偏强水敏储层, 要求压裂液具有高效防膨能力, 防止对储层造成二次污染, 施工时先注入高效防膨剂, 然后采用清洁压裂液造缝, 水基瓜胶压裂液携砂。备注:巴19断块储层岩石的水敏性表现为中等偏强~极强水敏, 其中, 巴19断块4~6号小层储层以中等偏强水敏为主, 1~3号小层储层以极强水敏为主。巴38断块水敏指数为0.08~0.84, 储层岩石的水敏性表现为弱-强水敏, 以中等偏弱-强水敏为主。巴48断块水敏指数为0.86, 储层岩石的水敏性表现为强水敏。 (4) 储层为中孔中渗透储层, 射孔孔眼多, 为了控制压裂液大量滤失, 影响压裂液的造缝效率, 采用大排量4.5~5.0、组合陶粒30/50目和20/40目陶粒组合加入提高施工成功率。 (5) 由于本地区最大水平主应力方位为2 4 3°~2 5 3°, 所形成裂缝将与井眼轨迹方向呈一定角度夹角, 裂缝可能出现转向, 施工中可能出现高压, 对施工不利, 采用组合陶粒, 用少量小粒径陶粒 (3 0/5 0目) 长段塞打磨裂缝。 (6) 针对长射孔段研制了封堵效果好的三种不同密度 (≥1、≤1、=1的蜡球) 平2∶1476个球, 平3∶1560个球, 平6∶1592个球, 粒径18mm, 油溶率:99%熔点80℃。

3 压裂液优选

3.1 水基瓜胶压裂液流变性能测定

0.4%瓜胶+1.0%K C L+0.5%A S-1 0 0+0.2%R S Z-0 6+0.2%F H Z-8+0.05%LHX+0.05%JA-1+0.1%低温活化剂+0.0 1%~0.2%过硫酸铵+0.1 2%~0.1%JC-15。

3.2 压裂液配伍性实验

(1) 破胶液与地层水配伍实验:三种不同比例分别为2∶1, 1∶1, 1∶2, 实验时间分别为1h、2h、4h、8h、24h, 观察配伍好, 均无沉淀。 (2) 破胶液与地层原油配伍性实验:压裂液与地层水和地层原油配伍性良好, 不产生沉淀, 破乳性能好。

3.3 清洁压裂液特点

环保, 保持支撑缝的渗透率, 简单可靠的两种添加剂, 具有较好的稳定粘土的作用。配置简单:将表面活性剂混入盐水。易破胶:遇油、气、地层水破胶。

在不同温度下、170s-1剪切速率下清洁压裂液的流变性能。

由表2可以看出, 随着剪切时间的延长, 清洁压裂液的粘度变化不大, 说明清洁压裂液的抗剪切性能较好。

4 支撑剂优选

根据巴18区块巴18-155X井的测试成果得到井底流压6.4 M P a, 参考其值计算出巴1 8平2, 3, 6井的地层闭合压力为21Mpa左右, 破裂压力为28MPa左右。在闭合压力<30MPa条件下进行了室内导流能力实验, 导流能力基本达到100μm2·cm因此, 采用国产中密度陶粒作为压裂支撑剂 (表2) 。

5 现场应用及效果

5.1 压裂施工曲线图分析

巴18平2施工数据 (压裂井段1 6 5 9~1840m) 。

循环试压73.45MPa。

投球前:前置液25.68+98.99+39.99m3携砂液166.85m3, 加砂30.8m3。

投球1476个, 清洁压裂液99.06m3。

投球后:前置液44.46m3携砂液129.78m3, 加砂25.75m3。

顶替液11.98m3。

总计加砂:56.55m3。

破裂压力 (1) 29.33MPa, 破裂压力。 (2) 24.80MPa, 停泵压力12.31MPa, 巴18平3, 施工数据 (压裂井段1740-1885m) 。

循环试压77.12MPa。

投球前:前置液29.71+49.65+58.94m 3, 中间二次段塞加砂1.5 2 m 3, 携砂液66.43m3, 加砂13.32m3。

第一次:投球870个, 清洁压裂液60.06m3。

投球后:前置液29.62m3携砂液106.99m3, 加砂19.69m3。

第二次:投球690个, 清洁压裂液70.18m3。

投球后:前置液23.57m3, 携砂液68.10m3, 加砂15.01m3, 顶替液12.19m3。

总计加砂:49.54m3。

破裂压力: (1) 31.33MPa, 破裂压力。 (2) 25.65MPa, 破裂压力 (3) 20.37MPa, 停泵压力7.90MPa。

巴1 8平6施工数据 (压裂井段1 8 0 0-1945m) 。

循环试压68.33MPa。

投球前:前置液26.12+69.8+58.04m3, 中间二次段塞加砂1.3 1 m 3, 携砂液9 6.49m3, 加砂18.43m3。

第一次:投球7 6 0个, 清洁压裂液6 1.29m3。

投球后:前置液41.8m3携砂液98.06m3加砂19.83m3。

第二次:投球832个, 清洁压裂液63.24m3。

投球后:前置液38.57m3, 携砂液110.16m3, 加砂29.52m3, 顶替液13.6m3, 总计加砂:69.09m3。

破裂压力: (1) 33.95MPa, 破裂压力。 (2) 33.75MPa, 破裂压力。 (3) 26.53MPa, 停泵压力12.58Mpa。

5.2 压前、压后效果对比

3口水平井井压前产油在2.4~6t, 平均4.65t, 压后目前采用8mm~10mm油嘴放喷, 日产油14.88~21.57t, 平均单井日产油18.9t, 是压前的4倍。 (表3)

6 认识

(1) 先注入高效防膨剂, 再用清洁压裂液造缝, 水基压裂液携砂复合工艺适合强水敏地层的改造, 减少了储层二次污染。 (2) 特制的三种密度蜡球封堵效果较好, 起到了长射孔井段分段压裂的作用。 (3) 优选的施工参数、组合陶粒加砂工艺合理, 有效控制施工压力, 提高了施工成功率。

摘要：针对二连油田巴18区块水平井压裂储层为中等偏强水敏易被二次污染, 中孔中渗、射孔段长易漏失不易压开, 改造难度大等特点, 进行了强水敏地层水平井投球分段压裂的研究与应用。通过理论分析和室内实验研究后, 采取了高效防膨压裂液体系防止储层的二次污染;采用三种不同密度堵球全方位封堵长射孔段, 控制压裂液大量滤失;采用大排量、组合陶粒, 提高压裂液的造缝效率。并充分认识地应力对裂缝方位的影响, 采用长段塞打磨裂缝, 防控施工中出现高压, 提高施工成功率。通过对巴18平2、3、6三口井的优化设计和现场施工, 3口水平井井压前产油在2.4t～6t, 平均4.65t, 压后日产油14.88t～21.57t, 平均单井日产油18.9t, 是压前的4倍, 改造效果显著, 为国内类似油田压裂改造提高开发效果提供了借鉴。

关键词：强水敏,水平井,投球分段压裂,组合陶粒