李勇明 赵金洲 岳迎春 毛 虎 江有适

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500）

G43断块油藏整体压裂技术研究与应用

李勇明 赵金洲 岳迎春 毛 虎 江有适

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500）

G43区块主力产层为中孔中渗储层，地层饱和压力低，弹性采收率低；岩石塑性较强，造成支撑剂嵌入，前期压裂效果差。为提高压裂开发效果，进行了整体压裂技术研究。通过原油性质测试表明，区块原油胶质沥青质较重，在前置液前加降黏液以避免原油乳化；岩石力学试验表明，区块岩石易发生支撑剂嵌入，且储层为中孔、中低渗储层，压裂设计应以提高裂缝导流能力为主，具体措施包括通过单剂优选和整体性能测试，优选出适合G43区块的压裂液体系，该体系具有携砂性能好、低摩阻、低残渣的特点，可减少压裂液对地层及支撑裂缝的伤害；通过支撑剂导流能力试验，结合整体压裂裂缝参数优化，采用大粒径陶粒或组合陶粒压裂技术提高支撑裂缝导流能力。3口井的现场实施表明，G43断块整体压裂各项技术措施针性强，压后增产效果显著，推动了G43区块压裂开发的有效实施。

整体压裂；导流能力；压裂液；支撑剂嵌入

G43区块为3条断层控制形成的单斜断块，主力产层为沙河街组沙一段下部和沙河街组沙三段，油层中深3 100 m，岩性以细砂岩为主，平均渗透率63.1× 10-3μm2，为中孔、中低渗、中等厚度储层。该区平均地层压力为28.5 MPa，地温梯度为3.3℃·hm-1，属正常温度压力系统；饱和压力较低（1.8 MPa），溶解气油比低（7.5 m3·t），基本不会发生溶解气驱，计算的弹性采收率仅为2.8%。为保持地层能量，采用人工注水开发，井距230 m，经注水量调整测试初步确定人工裂缝方向55～60°，注水井井排方向为60°左右。

1 室内试验分析

1.1 原油物性

试验分析表明，该区沙一段和沙三段地面原油黏度分别为263.53 mPa·s和634.51 mPa·s，胶质沥青质质量分数分别高达46.33%和53.32%，易与压裂液发生乳化而堵塞储层孔喉，降低压裂效果。

1.2 敏感性试验

对G43区块岩心进行了敏感性试验，结果表明：该区为无速敏、无-弱碱敏、中等偏弱-极强酸敏、弱-中等偏弱水敏。虽然储层为弱水敏，鉴于该区为特低渗透油藏，在压裂设计时，应注意黏土膨胀对压裂效果的影响［1］。

1.3 岩石力学试验

岩石力学试验结果可以看出，储层岩石的弹性模量值一般在1.0×104～1.6×104MPa，泊松比为0.12～0.20，具有较强的弹塑性特征，易造成支撑剂嵌入［2］。

2 整体压裂技术原则

1）G43区块注采井距仅为230 m，为避免沟通注水井造成水窜，应适当控制压裂规模和裂缝长度。

2）区块原油黏度较高，胶质沥青质较重，为避免压裂液与原油的乳化作用而降低压裂增产效果，可在前置液前加降黏液［3］。

3）G43区块为中孔、中低渗储层，压裂设计应以提高裂缝导流能力为主；同时，区块泥质质量分数较高、地层塑性强，支撑剂选择上应采用大粒径支撑剂，或大粒径与中等粒径组合支撑剂技术，来缓解支撑剂嵌入严重的问题，提高裂缝的导流能力。

4）适当调整胍胶质量浓度和施工排量，达到不用降滤剂降低滤失目的，以满足储层对导流能力的要求。

5）优化的压裂液体系需具有携砂性能好、摩阻低等特点，以满足大陶粒、大排量施工要求。同时，压裂液还需具有低残渣的特点，以尽量减小对裂缝和地层的伤害［4］。

6）加强压裂后返排，尽可能减小压裂液对地层的伤害。

3 压裂材料优选

3.1 压裂液体系优选

根据G43区块的储层特征、流体性质和整体压裂技术要求，采用胍胶压裂液体系，提出性能要求如下：1）体系必须为中高温配方，耐温120℃以上；2）液体造缝性能良好，基液黏度大于60 mPa·s；3）交联后冻胶具有良好的抗温、抗剪切性能，能适应长时间（120 min）高砂比、大粒径支撑剂压裂施工的要求，120℃、170 s-1条件下剪切120 min压裂液体系黏度不低于100 mPa·s；4）储层低孔、低渗，要求压裂液体系低伤害、易返排，常温破胶液表面张力低于30 mN·m-1；5）原油胶质、沥青质质量分数高，压裂工作液体与原油配伍性差，容易形成高黏W/O型乳状液导致乳化堵塞，需优选破乳助排剂［5］。

通过单剂优选、配方体系性能评价，优选了2套低伤害配方体系，交联比均为0.45%（体积比）。

0.5 %HPG+2%KCl+0.5%BA1-13+1.0%BA1-5+ 0.5%BA1-26+0.15%Na2CO3＋0.05%BA2-3；

0.56 %HPG+2%KCl+0.5%BA1-13+1.0%BA1-5+ 0.5%BA1-26+0.15%Na2CO3＋0.05%BA2-3。

3.2 支撑剂优选

为满足G43区块整体压裂对支撑裂缝导流能力的要求，开展了以裂缝导流能力为评价标准的支撑剂优选实验，包括大粒径支撑剂和组合粒径支撑剂导流能力试验。

3.2.1 大陶粒压裂

为提高裂缝有效导流能力，开展了16/30目大粒径支撑剂导流能力试验。铺砂浓度不仅影响支撑剂的嵌入，更是极大的影响压裂裂缝的导流能力，对16/30目支撑剂不同铺砂浓度导流能力测试对比表明，铺砂浓度越高，导流能力越大，这是由于铺砂浓度较高时支撑剂层厚度较大，并且支撑剂嵌入量也较小。因此，对于适宜采用高导流压裂技术的储层，并且施工条件允许情况下，可适当使用大粒径支撑剂，同时应尽可能的提高铺砂浓度［6］。

3.2.2 组合陶粒压裂

实验采用16/30目和20/40目组合陶粒进行导流能力测试，采用了10 kg·m-2的铺砂浓度。测试结果表明，在闭合压力较小时组合粒径支撑剂导流能力明显高于20/40目支撑剂导流能力；当中粒径组分比例增加到一定值以后，导流能力有一定程度的降低。大粒径支撑剂和小粒径的导流能力差距逐渐缩小，但在一定闭合压力下组合粒径支撑剂的导流能力仍然大于中等粒径支撑剂导流能力。

在同等铺砂浓度下，组合粒径支撑剂能够提供高于普通中等粒径支撑剂的导流能力，与单一大粒径支撑剂导流能力相差极小，施工过程中易进一步提高砂比。并且，有利于优化铺砂剖面，以提供压裂裂缝最佳导流能力。

4 整体压裂参数优化

针对G43区块的井网布置和压裂裂缝走向，进行压裂裂缝参数的优化。

图1和图2分别为生产2 a的采出程度随裂缝穿透比和导流能力的变化曲线。图1表明，在裂缝穿透比小于0.4时，随着穿透比的增加采出程度增加，当裂缝穿透比为0.4时出现了明显的拐点，采出程度基本不再增加。图2表明，随裂缝导流能力增加，采出程度增加，但当导流能力大于30 μm2·cm后，采出程度随导流能力增加变化不大。

综上分析，以长期采出程度和压裂初期采出程度为主要的评价指标。G43区块的压裂裂缝导流能力取30 μm2·cm左右，裂缝穿透比取0.4～0.45（单翼裂缝长度90～100 m）。

5 应用效果分析

由于使用了16～30目大陶粒，并将加砂强度提高到2.0 m3·m-1以上，有效地提高了裂缝的导流能力。特别是X10-125X和X10-143X井通过采用大陶粒和组合陶粒压裂工艺及性能良好的压裂液体系，在未使用粉砂降滤的情况下成功地进行了压裂施工，进一步提高了裂缝的导流能力，减小了对地层的伤害，这2口井的平均压后产量达到了12.39 t·d-1，增产效果显著。

6 结论

1）G43区块储层岩石表现为弱-中等偏弱水敏、地层温度125.7℃，采用推荐的胍胶压裂液体系可满足加砂要求，但胍胶浓度应根据实际井的渗透性和加砂规模进行微调。

2）G43区块存在一定的支撑剂嵌入，加之地层渗透率相对较高，采用大粒径或组合粒径支撑剂可有效提高裂缝导流能力。

3）为提高该区块压裂效果，应采取不加粉砂降滤剂、前置液前加降黏液、强化压后返排等技术措施。

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ResearchandapplicationofsystematicfracturingtechnologyofoilreservoirinBlockG43

Li Yongming Zhao Jinzhou Yue Yingchun Mao Hu Jiang Youshi
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China)

The main producing formation of Block G43 is medium porosity and permeability reservoir,and the saturated pressure and elastic recovery ratio are low.Strong plasticity makes the effects of fracturing become worse.In order to enhance the fracturing effects,the research on systematic fracturing technology was carried out.The crude oil test shows that the asphaltene content is high, so the viscosity breaking fluid is added in the prepad fluid period.The rock mechanics test shows that the embedding extent is strong and the reservoir has medium porosity and permeability,so improving fracture conductivity is the main design idea.The detailed measures include:through additives optimizing and fluid performance test,the fracturing fluid system is optimized,which has good sand-carrying performance,low friction and residue,so the damage of fracturing fluid to formation and propped fracture are low;based on the conductivity test and combined with the parameters optimization of systematic fracturing,big diameter or mixed diameter proppant technique is proposed to improve the propping fractures conductivity.The field applications of 3 wells show that the effect of fracturing is remarkable,which promotes the application of systematic fracturing in Block G43.

systematic fracturing,conductivity,fracturing fluid,proppant embedding.

四川省教育厅重大培育项目“油气层酸损伤的机理及应用研究”（07ZZ045）和国家自然科学基金项目“缝洞型碳酸盐岩油气藏酸蚀蚓孔基础理论研究”（50774064）资助

TE357.1+3

A

2009-11-11；改回日期：2010-07-13。

李勇明，男，1974年生，博士，副教授，现从事油气开采和增产新技术研究。E-mail：swpifrac@163.com。

（编辑 滕春鸣）

1005-8907（2010）05-611-03

李勇明，赵金洲，岳迎春，等.G43断块油藏整体压裂技术研究与应用［J］.断块油气田，2010，17（5）：611-613.

Li Yongming，Zhao Jinzhou，Yue Yingchun，et al.Research and application of systematic fracturing technology of oil reservoir in Block G43［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：611-613.