【摘要】直罗地区三叠系长8储层发育，油藏展布范围广，石油地质储量丰富，具备规模建产潜力。但该区储层致密，油层自然产能极低，须经压裂改造方可获得工业油流。为了提高油田开发水平，对压裂工艺进行技术优化，效果明显。
　　
【关键词】压裂工艺 储层特征 射孔
　　
1 区域概况
　　
直罗油田姜家川区块位于富县地区直罗镇东北部的姜家川乡，研究区西自富西1井，东达富南9井，南起驛探4井，北抵富西18，面积约为200km2，研究层位为长8。截止到2011年1月，该区有开发井数共计106口，其中探井64口，生产井42口，已投产井51口。
　　
2 储层特征2.1 岩石学特征
　　
研究区长8油层储层砂岩主要为灰色、灰绿色、灰褐色成分成熟度较低的细粒长石砂岩及岩屑长石砂岩。磨圆以次圆—次棱为主，分选性好。砂岩中黑云母的含量在2%～6%。胶结物主要的石英加大和长石加大。胶结类型主要为孔隙和压嵌式胶结。接触关系主要为点接触和点线接触。储层的孔隙类型主要为粒间孔和裂隙孔。
　　
2.2 储层孔隙类型分布特征
　　
长8储层主要孔隙类型为粒间溶孔和长石溶孔，其次为岩屑溶孔，有少量的原生孔隙发育。在岩心薄片观察中，该区孔隙按孔径大小可分为大孔、中孔、小孔和微孔四种。其中，大孔（≥50μm）比例小，包括部分砂岩中发育的残余粒间孔隙和溶蚀粒间孔隙，它们占总孔隙的10%～20%。中孔（50μm～30μm）比例较大，主要有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙，包括长石溶孔、岩屑溶孔等，占总孔隙的10%～30%。小孔（30μm～10μm）比例较大，主要包括晶间孔隙、杂基溶孔，约占总孔隙的30%左右。微孔（≤10μm）比例较小，主要为基质和胶结物溶孔，约占总孔隙的20%左右。显然，该区储层孔隙以中小孔隙为主，微孔和大孔隙都比较少。
　　
2.3 孔隙度和渗透率特征
　　
研究区位于长8延安三角洲末端，沉积物粒度偏细，泥质偏高，表现为“高孔低渗”的特征。结合本区试油情况分析，本区长81平均渗透率最终取值0.45×10-3μm2，长82平均渗透率最终取值0.6×10-3μm2。
　　
2.4 储层非均质性
　　
储层的非均质性对油田开发，尤其是对注水开发的波及程度影响较大，常把渗透率的差异看做非均质性的集中表现，研究渗透率的各向异性是揭示储层非均质性的主要手段。反映渗透率变化程度的参数主要有：变异系数、突进系数、渗透率级差等。
　　
3 压裂工艺优化设计
　　
根据试采特征分析，天然能量不足，均需要压裂投产。采用水基压裂液，支撑剂为粒径0.45-0.9mm的石英砂+陶粒，砂比23-35%，排量1.2-2.8m3/min。
　　
从前期压裂改造实践来看，工艺上存在以下几个问题：
　　
（1）压裂规模优化未从油藏整体考虑，不能只取决于单井设计；
　　
（2）由于地层压力低，大多数压裂井压裂液返排困难，且对储层有伤害；
　　
（3）目前尚未建立完善的注采井网，前期试油试采依靠地层本身能量开采，随着地层能量的衰竭，产量递减是必然趋势，因此要及时补充地层能量，提高压裂有效期。3.1 射孔工艺优化设计
　　
通过对低渗透油田的完井工艺分析，优选射孔完井方式，并在直罗油田姜家川区块射孔现状的基础上提出负压射孔方式，优化射孔枪、射孔弹、射孔液、相位角、布孔方式、孔径及孔密。
　　
3.1.1 射孔枪弹选择
　　
目前，适用于Φ139.5mm套管完井的枪身主要有两种：89枪和102枪。与之相匹配的常用射孔弹主要有：89、102、127、1m弹。由89和102型射孔枪及相应射孔弹性能参数对比分析，结合姜家川实际情况，选择102型射孔枪，射孔弹选取1m射孔弹进行高性能深穿透射孔作业。3.1.2 射孔参数优化
　　
由于目前研究区内使用的套管为139.5mm，常使用89、102的射孔枪型。与此相匹配的射孔弹型主要有102、127、1m弹。因此根据以上射孔枪弹对其进行了孔深、孔径、孔密、相位角的敏感性分析，分析结果得出以射孔后增加油水井产能为目标，姜家川研究区长8储层优化射孔参数为：孔密16孔/m、相位角为90°。
　　
3.2 压裂工艺方案设计
　　
根据油藏为低渗低压砂岩油气藏特性，采用水力压裂，压裂思路采用整体压裂。水井暂不压裂，若注不进水，则考虑清水低砂比压裂或者气爆压裂。
　　
3.2.1 压裂方式
　　
水力压裂是低渗油藏开发的主要增产措施。压裂方式选择单层分压，上下坐封压裂方式。对压裂规模要严格控制，生产井缝长不超过井距的1/4-1/3，防止注入水沿裂缝突进。并建议对该区对长8储层进行整体压裂改造，即在开采过程中，把注水、采油和压裂配套结合起来。 3.2.2 加砂量、排量、砂比
　　
根据姜家川区域的地质油藏条件，经压裂参数优化，对于姜家川长8储层压裂，推荐加砂量为14-65m3，排量为1.4-2.4m3/min，砂比15%-31%。
　　
3.2.3 压裂管柱设计
　　
根据设计要求压裂施工时破裂压力为20～50MPa，选用J55钢级、Φ73mm油管，最小抗内压强度51MPa。
　　
3.3 压裂液优选
　　
增稠剂是水基压裂液的最主要添加剂，其增粘能力及耐温、抗盐、抗剪切性等应用性能一直是压裂液领域研究的重点。植物胶（胍胶、羟丙基胍胶、香豆胶、田菁胶）及其衍生物这种增稠剂来源广、性能好，应用广泛，因而推荐增稠剂选用0.25-0.30%胍胶。交联剂：清水+0.4%硼砂+0.35%过硫酸铵，交联比：100：8-12。其它添加剂包括0.1%氯化钾防膨剂；0.1%碳酸钠；0.3%助排剂。
　　
综上所述压裂液体系优化配方：
　　
清水+0.25%胍胶+0.3%助排剂+0.1%杀菌剂+0.1%活性剂+1%氯化钾+0.1%碳酸钠+0.1%活化剂
　　
3.4 支撑剂
　　
压裂支撑剂的作用在于充填压开的水力裂缝，使之不再重新闭合并在储层中形成一个具有高导流能力的流动通道[1]。支撑剂的类型、物理性质及支撑剂在裂缝中的铺置浓度是整体压裂方案设计中的重要环节，也是保证压后增产，提高油藏开发水平的关键。根据以往压裂施工井的停泵压力统计，根据支撑剂的性能和使用标准，考虑现场原料的来源，推荐使用0.45-0.8mm石英砂作为支撑剂并尾追陶粒。
　　
4 总结
　　
经过上述压裂工艺的优化实施，姜家川区域长8油层增产效果明显，因此对于超低渗油藏，单井自然产能低，必须经过压裂改造才能获得工业油流，同时实现最优的压裂增产效果，坚持“保护与改造并举”的原则，在做好前期钻井完井过程中储层保护的基础上，进一步加强压裂改造过程的储层保护研究，为提高储层的压裂改造效果奠定良好的基础。
　　
参考文献
　　
[1] 郭强.油、气井用压裂支撑剂的研制[J]，四川冶金，2003（02）