弱交联压裂技术在吐哈油田探究和应用

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1、弱交联压裂技术在吐哈油田探究和应用【摘要】随着油田进入中高含水期，开发对象由物性较好的储层逐渐向薄、差储层转变，为了进一步挖掘产能,寻找和开采剩余油富集区及未动用的二三类层和前期合层压裂动用差的层（包括重复压裂）。为了降低成本和提髙压裂时效，油公司提出了小型压裂技术路线。吐哈油田温米油区针对前期薄层压裂压后含水上升，增产效果不佳的情况下急需寻求一种理想的方式来有效控制裂缝形态，最大限度发掘可动用储量，提出了弱交联体系的小型压裂思路，其主要目的是控制小规模的裂缝形态，防止沟通底水和注水前沿。其主要的特征和技术难点：①具有单层薄、储层非均质性严重，压裂后形成的裂缝有效支撑程度低

2、，②储隔层应力差较小，通过常规工艺参数不易控制裂高，在无明显隔层条件下很容易沟通底水。【关键词】弱交联压裂液低砂比小液量压裂1技术方案的可行性论证1.1问题的提出温米油田该区块所要压裂的储层一是层薄（最薄2m左右），有的离底水或是水淹层近，且无明显隔层阻挡，施工中缝高容易失控而沟通下部水层；二是对应注水前沿很近，要求造短缝（最短30m）。对比该区块前期压裂效果发现：常规的压裂手段很难控制裂缝，压后含水量直线上升。为了有效改造该类薄层，提高储层动用程度，特提出了弱交联小规模压裂思路，保证裂缝形态，防止沟通水线。1.2小型压裂机理研究1.2.1主要存在技术难点(1)具有层薄、横

3、向连续性差、储层非均质性严重的特点。压裂后形成的裂缝缝宽窄、缝长受限，施工难度大，高砂比加砂困难、易砂堵。(2)储隔层应力差较小，通过常规工艺参数控制缝高难度较大，压后油层内裂缝的有效支撑性差，设计和现场施工难度大。对于目的层离底水近的情况常规手段很难以有效控制。1.2.2影响缝高因素裂缝垂向延伸受地应力差、施工排量、压裂液粘度、储层厚度等因素影响，通常认为在压裂施工中对缝高影响最大的是储隔层的地应力差，但可以通过控制排量、压裂液粘度等工艺参数来控制缝高过度延伸。(1)地应力差与裂缝高度的关系随地应力差的减小，造缝高度迅速增加，当地应力差小于8MPa时缝高延伸严重，不易控制

4、。(2)施工排量与裂缝高度的关系油层厚度为5m,储隔层应力差(14MPa)恒定的情况下,排量变化对造缝高度有一定的影响，排量每增加lm3/min时裂缝高度增加l-2mo2技术方案确定1.1施工排量的确定根据前期善卩勒区块薄层压裂资料，结合测井资料分析，按储层厚度5m,平均地应力差8MPa的前提下拟合得出当排量大于3m3/min时裂缝在高度上过度延伸。综合该区块地质特征，排量拟定在2.5-3.0m3/mino2.2压液体系的确定(1)低粘度压裂液：常规压裂液(0.5%HPG)交联后冻胶粘度在350mp・s左右，该区块可采用弱交联体系，冻胶粘度在150-200mp.So(2)低

5、粘度清洁压裂液：控制可弱交联后的清洁压裂液，携砂性能对比常规来说稍差。(3)低粘度低聚物压裂液：控制低聚物压裂液弱交联后粘度在150mp•s左右。2.3支撑剂性能参数确定(1)石英砂：粒径均值619mm；体积密度1.59g/cm3；视密度2.63g/cm3；沉降速度水12.65cm/s,基液0.33cm/s。(2)覆膜支撑剂：粒径均值658mm；体积密度1.56g/cm3；视密度2.4g/cm3；破碎率(52MPa)1.24%；沉降速度水10.16cm/s,基液0.21cm/so(3)陶粒：粒径均值：630mm；体积密度1.65g/cm3；视密度3.08g/cm3；破碎率(

6、52MPa)3.52%；沉降速度水14.17cm/s,基液0.52cm/s。3小型压裂方案的实施1.1施工参数温米油田四口井的施工参数(表1)。通过对第一轮四井次的施工方案进行论证和压后总结，确定基本参数：(1)排量在3.0m3/min左右；(2)施工最高砂比可以优化为35%；平均砂比20%左右;(3)进一步优化前置液量。3.2主要技术特点突破常规加砂压裂泵注方式，采用低前置液，低砂比，低排量施工，根据现场压力变化微调排量，充分保证裂缝形态。对于温米区块(裂缝延伸压力梯度0.0175MPa/m)采用低前置液低砂比施工最主要的优点是在裂缝刚开启的时候就开始填砂，既可保证缝髙缝

7、长不会过度延伸，又可以有效降滤，达到宽短缝的施工目的。4结论及认识弱交联、低砂比、低排量、小液量压裂思路是在温米采油厂首推的一项原创技术，经过不断优化和完善基本上可以应用于吐哈油田温米油区的薄层宽短缝压裂。(1)根据不同区块地应力大小及压裂层厚度，结合纵向上隔层条件及离注水前沿距离优化施工参数，确定最佳裂缝形态。(2)对于油藏要求的较大规模的裂缝(缝长＞80m),综合考虑隔层条件及注水井波及范围，优化参数及液体配方，保证液体体系能完全满足储层要求。(3)开展不同粘度下液体抗剪切、携砂性能的研究，综合储层参数，优化液