王鵬，趙益忠，崔明月，武明鳴，蔣衛(wèi)東，郭黎明

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東 東營 257000）

壓裂防砂技術在勝利油田低滲敏感稠油油藏的應用

王鵬1，趙益忠2，崔明月1，武明鳴2，蔣衛(wèi)東1，郭黎明2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東 東營 257000）

為進一步提高低滲敏感稠油油藏開發(fā)效果，勝利油田引進了壓裂防砂技術。利用有限元模擬方法定量分析了壓裂防砂技術增產及防砂的內在機理，明確了該技術對低滲敏感稠油油藏具有較強適應性；開展了壓裂防砂施工工藝優(yōu)化，確定最優(yōu)造縫長度為70 m，優(yōu)選0.425～0.850 mm陶粒作為支撐劑，合成聚合物壓裂液作為施工用液，前置液用量比為35%～45%。2013年壓裂防砂技術在勝利油田草13區(qū)塊現場試驗15井次，油井投產初期平均單井日產油5.4 t，與擠壓充填防砂井日產油相比，單井增產1.8倍，能夠很好地滿足現場要求。壓裂防砂技術對于低滲敏感稠油油藏具有較強的針對性和適應性，可為該類油藏高效開發(fā)提供新的技術支持。

壓裂防砂；低滲；敏感；稠油；防砂機理；工藝優(yōu)化

0　引言

勝利油田低滲敏感性稠油油藏主要分布在草13、王152等區(qū)塊的沙河街組、館陶組，總體探明可動用儲量達4 300多萬噸，做好該類油藏高效開發(fā)工作對于勝利油田穩(wěn)產具有重要的意義。但該類油藏開發(fā)動用難度大，主要體現在：油層物性差（油層薄、夾層多、滲透率低、非均質性強、泥質含量高、敏感性強），且開發(fā)過程中易出砂［1-3］；擠壓充填等常規(guī)防砂工藝措施改造地層能力有限，防砂后普遍存在低產、低液等問題［4-7］，限制了該類油藏的高效開發(fā)。為此，勝利油田引進壓裂防砂技術［8-15］，從增產及防砂內在機理出發(fā)分析了該技術對低滲敏感稠油油藏的適應性，優(yōu)化了施工工藝，并在草13塊開展了15井次的現場試驗，應用效果良好，為該類油藏開發(fā)提供了強有力的技術支撐。

1　增產及防砂機理分析

1.1增產機理分析

采用有限元模擬的方法對壓裂防砂井及未壓裂井井周滲流形態(tài)進行定量分析，模擬采用的基礎參數均取自勝利油田草13區(qū)塊沙四段 （見表1）。以半縫長80 m為例，模擬未壓裂井及壓裂防砂井井周壓力分布云圖（見圖1、圖2）。

表1　模擬所需基礎參數

對比圖1、圖2可明顯看出：對于未壓裂井來說，油藏壓降絕大部分都消耗在了近井區(qū)域，生產壓差影響區(qū)域有限，尤其是當近井地帶存在污染時，更容易導致油井低產低液；而對于壓裂防砂井來說，人工裂縫的存在明顯改變了近井壓力分布形態(tài)，井周低壓區(qū)面積顯著擴大，生產壓差對儲層的波及影響程度得到有效增強［11-15］，大幅提高了儲層供液能力。

圖1　未壓裂井井周壓力

圖2　壓裂防砂井井周壓力

將井眼中心作為坐標原點，未壓裂井及不同縫長壓裂防砂井沿人工裂縫縫長方向、垂直縫長方向的壓力分布情況見圖3、圖4。由圖可知：對于未壓裂井來說，井周存在顯著的壓降梯度，導致驅替能量大部分消耗在近井地帶，而油藏廣大區(qū)域并未建立起有效的驅替壓力梯度，對稠油油藏滲流非常不利；對于壓裂防砂井來說，井周壓降梯度明顯變緩，油藏廣大區(qū)域內產生有效的驅替壓力梯度，使得有效滲流區(qū)域顯著擴大，進而起到良好的增產效果，尤其對于近井存在污染的油井，增產效果更加顯著。

圖3　沿縫長方向壓力分布

圖4　垂直縫長方向壓力分布

1.2防砂機理分析

一方面，人工裂縫的存在可顯著緩解生產對地層巖石的破壞作用。原因如下：開井生產后，近井孔隙壓力梯度顯著增加，由流固耦合理論可知，近井壓力梯度的形成會導致儲層巖石骨架有效應力的增加，當骨架承受應力超過其強度時，巖石破壞出砂，而對于壓裂井來說，其近井壓力梯度遠小于未壓裂井，使得其井周巖石受力狀況得到一定改善，降低了巖石骨架受力破壞風險。

另一方面，人工裂縫的存在可顯著降低近井流體滲流產生的沖刷攜帶作用。將未壓裂井與壓裂防砂井井周最大流速進行對比（見圖5）可知：與未壓裂井相比，壓裂防砂井井周最大滲流速度最多可降低10倍以上，井周2 m以內區(qū)域滲流速度可降低5倍以上，從而大大降低了滲流對地層微粒及泥質的沖刷攜帶作用，顯著降低地層出砂及泥質堵塞的風險。

圖5　滲流速度降低倍數

在上述內在機理綜合作用下，壓裂防砂技術即可以實現油井增產，同時又可以顯著降低油井出砂隱患，延長油井防砂有效期，對于低滲敏感稠油油藏具有較強的適應性。

2　壓裂防砂工藝優(yōu)化

2.1壓裂裂縫規(guī)模優(yōu)化

采用草13區(qū)塊物性參數，對壓裂裂縫規(guī)模進行了優(yōu)化，壓裂裂縫縫長與壓裂后油井累計產油關系見圖6。由圖可知：隨壓裂縫長增加，壓后累計產油逐漸增加，當裂縫長度超過70 m時，隨裂縫長度的增加，累計產油增加趨勢顯著放緩，從投入產出的經濟角度考慮，人工裂縫最優(yōu)長度為70 m。

圖6　累計產油量與壓裂縫長的關系

2.2支撐劑優(yōu)選

支撐劑選擇需要綜合考慮油藏閉合壓力、支撐劑導流能力及粒徑等因素。勝利油田草13區(qū)塊埋深介于1 250～1 450 m，油藏閉合壓力為21 MPa，由于石英砂在15～20 MPa下導流能力為陶粒的68%，為保證人工裂縫具有較高導流能力，支撐劑選用耐壓52MPa的陶粒。

另外，壓裂防砂支撐劑粒徑選擇依據為地層砂粒徑中值的4～8倍。草13沙四塊地層砂粒度中值為0.090 mm，且分選性較好，因此選擇陶粒粒徑為0.425～0.850 mm即可。

2.3攜砂液優(yōu)選

壓裂液是影響壓裂防砂施工成功率和壓后油井生產效果的重要因素。壓裂防砂施工用攜砂液主要從胍膠壓裂液、VES（黏彈性表面活性劑）壓裂液、合成聚合物壓裂液等3類中選擇，其中能夠滿足低滲儲層大排量、高砂比改造的主要是胍膠壓裂液和合成聚合物壓裂液。對上述2種攜砂液從黏溫性、敏感性方面開展評價，實驗結果見圖7、圖8。從圖可以看出，合成聚合物壓裂液對于低滲敏感稠油油藏的保護性和適應性更強，故優(yōu)選其作為壓裂防砂施工用液。

圖7　2種攜砂液黏溫性對比

圖8　2種攜砂液傷害率對比

2.4前置液用量比優(yōu)化

采用Meyer壓裂模擬軟件對施工前置液用量比進行了優(yōu)化（見圖9）。由圖可知，隨前置液用量比增加，造縫長度逐漸增加，當前置液用量占總液量比達到35%～45%時，壓裂縫長可達70～75 m，因此，優(yōu)化前置液用量占總液量的35%～45%，即可確保造縫長度達到設計要求。

圖9　縫長與前置液比的關系

3　現場應用效果

2013年，壓裂防砂技術在勝利油田草13塊實施15井次，施工排量平均為4.0 m3/min，前置液比平均為40.8%，平均砂比為27.2%，最高砂比為100%，平均單井加砂32.9 m3。壓裂防砂施工后全部采用冷采生產，投產初期平均單井日產油5.4 t，與擠壓充填防砂井日產油相比，單井增產1.8倍，取得了很好的開發(fā)效果。

4　結論

1）人工裂縫的存在明顯改變了近井壓力分布的形態(tài)，井周低壓區(qū)面積得到顯著擴大，生產壓差對儲層的波及影響程度得到有效增強，大幅提高了儲層供液能力。

2）人工裂縫的存在可顯著緩解生產對地層巖石的破壞作用，可顯著降低近井流體滲流產生的沖刷攜帶作用，顯著降低地層出砂及泥質堵塞的風險。

3）壓裂防砂技術即可以實現油井增產，同時又可以顯著降低油井出砂趨勢，延長油井防砂有效期，對于低滲敏感稠油油藏具有較強的適應性。

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（編輯史曉貞）

Application of fracturing sand control technology in low permeability sensitive heavy oil reservoir of Shengli Oilfield

WANG Peng1，ZHAO Yizhong2，CUI Mingyue1，WU Mingming2，JIANG Weidong1，GUO Liming2
（1.Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Langfang 065007，China；2.Research Institute of Petroleum Engineering，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257000，China）

In order to improve the development effect of low permeability sensitive heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield，fracturing sand control technology is introduced.In this article，first，the increasing production effect of fracturing sand control technology and sand control inherent mechanism were analyzed by means of finite-element simulation.Second，fracturing sand control process was optimized.Optimization results are as follows：the optimum fracture length is 70 m，the best proppant is 0.425-0.850 mm ceramic，the optimized liquid is synthetic polymer fracturing fluid，and the optimized prepad fluid usage is 35%-45%.Third，field test of 15 wells in Cao-13 Block in Shengli Oilfield is carried out.The average oil output is 5.4 t/d per well，which is 1.8 times as much as squeeze packing sand control method，which meets field demand.The study shows that fracturing sand control technology is targeted and suitable for the low permeability sensitive heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield，which provides new technology support for this kind of reservoir.

fracturing sandcontroltechnology；lowpermeability；sensitivity；heavy oil；sandcontrolmechanism；processoptimization

山東省博士后創(chuàng)新項目“疏松砂巖儲層應力及出砂界限研究”（201203017）

TE357

A

10.6056/dkyqt201602031

2015-09-01；改回日期：2016-01-12。

王鵬，男，1974年生，工程師，碩士，1997年本科畢業(yè)于中國石油大學（北京）石油工程專業(yè)，主要從事油氣井完井設計及研究。E-mail：wangpeng69@petrochina.com.cn。

引用格式：王鵬，趙益忠，崔明月，等.壓裂防砂技術在勝利油田低滲敏感稠油油藏的應用［J］.斷塊油氣田，2016，23（2）：269-272. WANG Peng，ZHAO Yizhong，CUI Mingyue，et al.Application of fracturing sand control technology in low permeability sensitive heavy oil reservoir of Shengli Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：269-272.