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摘 要：裂缝性储层无需人工裂缝，能否沟通更多的储层区域和天然裂缝是保证油井压后产量和效率的关键。同时，还应有效控制压裂液向天然裂缝的滤失，以保障裂缝性储层水力压裂处在最适宜的水平。该文主要介绍了支撑剂优选，压裂液优化，施工工艺优化等这几方面的问题，通过对此三项问题的研究，并以辽河油田为例，结合现场施工实践，优化了施工参数，实现了较理想的效果，对裂缝性储层压裂工艺技术进行了详细分析。
关键词：天然裂缝 压裂 支撑剂
中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（a）-0033-01
实践表明，水力压裂是提高低渗油气藏高产高效的一项重要手段。诚然，虽然天然裂缝的发育有利于沟通储集层，增加渗流面积，但大多数低渗油气藏储层的天然裂缝发育程度不尽相同，从而大大增加了作业施工难度。
1 不同裂缝性储层压裂的特性
通常来讲，低渗透裂缝性储层压裂在改造过程中易形成脱砂、砂堵的现象，难以顺利完成施工。低渗透裂缝性储层因其天然裂缝构造应力各有不同，故而压裂施工时可能产生不同的状况，具体情况有以下几种。
1.1 闭合天然裂缝储层
闭合天然裂缝发育的储层在泵入前置液时，其施工压力能够保持正常工作状态。该类储层大部分处于构造应力非松弛区，且受压裂液滤失构造应力的影响，当加砂后砂浓度提高时，在没有降滤失措施的情况下，将会大大增加压裂液对地层产生的滤失，砂堵便由此形成。据此分析，结合辽河油田岩心的实际情况，以及以往压裂施工的表现，有研究表示辽河油田天然裂缝即属于此类闭合天然裂缝发育储层。
1.2 张性天然裂缝储层
处在张性天然裂缝发育阶段的储层大部分位于构造应力的松弛区域，因此，这样的储层压裂具有施工压力较低、地层破裂压力不明显等特点，与此同时，天然裂缝还控制着压裂液的滤失，在进行压裂优化设计时难以准确预计。
1.3 复杂天然裂缝储层
该类型储层的特点是构造应力复杂，且受各种构造应力的影响程度较大，从而施工形成多裂缝的几率有所增加，裂缝形态严重扭曲，裂缝摩阻增加，这使得砂堵在加砂早期便会产生。
2 压裂的优化设计
2.1 支持剂优选
针对裂缝性储层而言，压裂井的生产能力很大程度上取决于主裂缝沟通的天然裂缝系统所控制区域的大小。裂缝性储层压裂改造后，短期的产能来自高导流的主裂缝，而长期的产能则主要靠沟通的天然裂缝。所以，要想提高压裂井的改造效果，主裂缝的导流能力可以做次之处理，重要的是沟通更广泛的储层区域和更远的天然裂缝。
对此再次关注辽河油田的储层状况可以发现，辽河油田地层过于破碎，地层应力分布较为复杂，极易出现裂缝弯曲，同时人工裂缝的宽度相对较窄，大粒径支撑剂缝内输送较为困难，容易在裂缝狭窄处形成桥堵。
2.2 低伤害压裂液的优化
2.2.1 稠化剂浓度的优化
增加稠化剂的浓度可以保证压裂液的过滤性，但是这会对储层造成更大的伤害。为了优选稠化剂浓度，分别选取不同浓度的稠化剂做了岩心伤害实验和抗滤实验，实验后总结出了最适宜的稠化剂，即浓度为0.45%的稠化剂。
2.2.2 降滤失材料的优化
裂缝性储层压裂施工成功的必要因素之一是控制压裂液向天然裂缝的滤失量，提高压裂液效率。由于粉砂本身不可溶解于地层中，且在运移过程中可能对支撑裂缝造成伤害，故而选择LB-2降滤失剂。LB-2是一种油溶性降滤失剂，在水、酸液中不可溶解，仍能保持固体颗粒的特性。在煤油中溶解量大，能够保证在排液投产后无固体颗粒残留物堵塞油流通道。在实际施工中，若在压裂液中加入LB-2降滤失剂，降滤剂的比例设为2%，可满足裂缝性地层压裂施工要求，降滤效果显著。
2.3 施工参数优化
2.3.1 前置液量
在确定前置液的使用量时，应将地层吸收能力，压裂液性质，滤失状况等因素充份考虑其中。就普通储层而言，在保障造缝和滤失的情况下，为进一步降低对储层的伤害，应尽量降低前置液的使用量。
2.3.2 砂比的确定
施工砂比是裂缝导流能力的间接反映，当砂比增高时，填砂裂缝的导流能力所会有所提高，压后的产量提高。因此，对于低渗透地层，在造长缝的前提下应可能地提高施工砂比。提高施工砂比时应当注意的是，当缝口的宽度加以限制时，即便是有足够长的裂缝，也应确保瞬时砂比不超过临界值，以免造成缝口脱砂。
压裂施工表明，当施工砂比提高到30%左右时，砂堵便会产生。有时压裂压力对砂浓度极为敏感时，砂堵甚至发生在砂比在10%左右的时刻。因此在设置砂比时，应以低砂比、小量增加，同时控制最高砂比为主要原则。在实际施工设计中建议开始砂比取5%～8%，砂比增量取5%，最高砂比一般不超过30%。
2.3.3 施工排量的确定
在针对施工排量进行选择时，应考虑到四方面因素：井口限压、支撑剂沉降、地层的滤失情况、裂缝垂向延伸等。针对那些滤失较大的微裂缝发育储层压裂的施工情况，当裂缝不断延伸时，滤失也会随之持续发生改变。当泵入地层的液体无法持续弥补地层滤失时，则应在压裂施工压力动态情况的基础上，对泵注排量做进一步优化。
3 辽河油田裂缝性油藏施工特点
辽河油田压裂施工早期地层破碎，压裂施工时隐性裂缝开启，液体的滤失量偏大，压裂液无法充分造缝，裂缝宽度普遍不理想，致使辽河油田施工难度较大，成功率较低。普通的陶粒进入地层容易在低砂比段发生突发性的砂堵情况，施工较为困难；另外，砂泥岩保护层不利于缝高的控制，同样会造成裂缝宽度偏窄，施工易砂堵。随着我国压裂技术的日益发展，裂缝性油藏的施工环境也在不断改善，辽河油田也在尽量克服油层改造的难度，因地制宜，正在逐步发掘最适合的开发方案。
经过长期的实践与完善，不断优化施工参数，辽河油田经过了若干口井的压裂施工后，成功率已由原来的44.3%提高到了92.8%，平均砂比由15%左右提高到23.4%，很大程度上攻克了施工中易砂堵的问题。压裂取得了较好的增产效果，并且有八口井获得了高产油流，每口井平均日增产原油超过三吨。可见，利用压裂施工技术后，基本实现了增储上产的预期目标。
4 结语
通过上述研究与实际应用，可得出有关裂缝性储层的注意事项如下：
（1）天然裂缝的发育程度、构造应力的不同，其施工压力也不尽相同。
（2）应发展更多的储层区域，以及天然裂缝。
（3）应有效降低天然裂缝的滤失。
（4）加强天然裂缝储层压裂的监控与测试，以避免起裂延伸等技术难题。
参考文献
[1] 程武刚，李婵，李红丹.超低渗储层压裂裂缝形态研究[J].中国化工贸易，2013（10）：176.
[2] 周荣萍，秦玉英，陶长州，等.富县探区中生界油藏储层压裂裂缝形态研究[J].石油化工应用，2012（1）：37-40.
关键词：天然裂缝 压裂 支撑剂
中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（a）-0033-01
实践表明，水力压裂是提高低渗油气藏高产高效的一项重要手段。诚然，虽然天然裂缝的发育有利于沟通储集层，增加渗流面积，但大多数低渗油气藏储层的天然裂缝发育程度不尽相同，从而大大增加了作业施工难度。
1 不同裂缝性储层压裂的特性
通常来讲，低渗透裂缝性储层压裂在改造过程中易形成脱砂、砂堵的现象，难以顺利完成施工。低渗透裂缝性储层因其天然裂缝构造应力各有不同，故而压裂施工时可能产生不同的状况，具体情况有以下几种。
1.1 闭合天然裂缝储层
闭合天然裂缝发育的储层在泵入前置液时，其施工压力能够保持正常工作状态。该类储层大部分处于构造应力非松弛区，且受压裂液滤失构造应力的影响，当加砂后砂浓度提高时，在没有降滤失措施的情况下，将会大大增加压裂液对地层产生的滤失，砂堵便由此形成。据此分析，结合辽河油田岩心的实际情况，以及以往压裂施工的表现，有研究表示辽河油田天然裂缝即属于此类闭合天然裂缝发育储层。
1.2 张性天然裂缝储层
处在张性天然裂缝发育阶段的储层大部分位于构造应力的松弛区域，因此，这样的储层压裂具有施工压力较低、地层破裂压力不明显等特点，与此同时，天然裂缝还控制着压裂液的滤失，在进行压裂优化设计时难以准确预计。
1.3 复杂天然裂缝储层
该类型储层的特点是构造应力复杂，且受各种构造应力的影响程度较大，从而施工形成多裂缝的几率有所增加，裂缝形态严重扭曲，裂缝摩阻增加，这使得砂堵在加砂早期便会产生。
2 压裂的优化设计
2.1 支持剂优选
针对裂缝性储层而言，压裂井的生产能力很大程度上取决于主裂缝沟通的天然裂缝系统所控制区域的大小。裂缝性储层压裂改造后，短期的产能来自高导流的主裂缝，而长期的产能则主要靠沟通的天然裂缝。所以，要想提高压裂井的改造效果，主裂缝的导流能力可以做次之处理，重要的是沟通更广泛的储层区域和更远的天然裂缝。
对此再次关注辽河油田的储层状况可以发现，辽河油田地层过于破碎，地层应力分布较为复杂，极易出现裂缝弯曲，同时人工裂缝的宽度相对较窄，大粒径支撑剂缝内输送较为困难，容易在裂缝狭窄处形成桥堵。
2.2 低伤害压裂液的优化
2.2.1 稠化剂浓度的优化
增加稠化剂的浓度可以保证压裂液的过滤性，但是这会对储层造成更大的伤害。为了优选稠化剂浓度，分别选取不同浓度的稠化剂做了岩心伤害实验和抗滤实验，实验后总结出了最适宜的稠化剂，即浓度为0.45%的稠化剂。
2.2.2 降滤失材料的优化
裂缝性储层压裂施工成功的必要因素之一是控制压裂液向天然裂缝的滤失量，提高压裂液效率。由于粉砂本身不可溶解于地层中，且在运移过程中可能对支撑裂缝造成伤害，故而选择LB-2降滤失剂。LB-2是一种油溶性降滤失剂，在水、酸液中不可溶解，仍能保持固体颗粒的特性。在煤油中溶解量大，能够保证在排液投产后无固体颗粒残留物堵塞油流通道。在实际施工中，若在压裂液中加入LB-2降滤失剂，降滤剂的比例设为2%，可满足裂缝性地层压裂施工要求，降滤效果显著。
2.3 施工参数优化
2.3.1 前置液量
在确定前置液的使用量时，应将地层吸收能力，压裂液性质，滤失状况等因素充份考虑其中。就普通储层而言，在保障造缝和滤失的情况下，为进一步降低对储层的伤害，应尽量降低前置液的使用量。
2.3.2 砂比的确定
施工砂比是裂缝导流能力的间接反映，当砂比增高时，填砂裂缝的导流能力所会有所提高，压后的产量提高。因此，对于低渗透地层，在造长缝的前提下应可能地提高施工砂比。提高施工砂比时应当注意的是，当缝口的宽度加以限制时，即便是有足够长的裂缝，也应确保瞬时砂比不超过临界值，以免造成缝口脱砂。
压裂施工表明，当施工砂比提高到30%左右时，砂堵便会产生。有时压裂压力对砂浓度极为敏感时，砂堵甚至发生在砂比在10%左右的时刻。因此在设置砂比时，应以低砂比、小量增加，同时控制最高砂比为主要原则。在实际施工设计中建议开始砂比取5%～8%，砂比增量取5%，最高砂比一般不超过30%。
2.3.3 施工排量的确定
在针对施工排量进行选择时，应考虑到四方面因素：井口限压、支撑剂沉降、地层的滤失情况、裂缝垂向延伸等。针对那些滤失较大的微裂缝发育储层压裂的施工情况，当裂缝不断延伸时，滤失也会随之持续发生改变。当泵入地层的液体无法持续弥补地层滤失时，则应在压裂施工压力动态情况的基础上，对泵注排量做进一步优化。
3 辽河油田裂缝性油藏施工特点
辽河油田压裂施工早期地层破碎，压裂施工时隐性裂缝开启，液体的滤失量偏大，压裂液无法充分造缝，裂缝宽度普遍不理想，致使辽河油田施工难度较大，成功率较低。普通的陶粒进入地层容易在低砂比段发生突发性的砂堵情况，施工较为困难；另外，砂泥岩保护层不利于缝高的控制，同样会造成裂缝宽度偏窄，施工易砂堵。随着我国压裂技术的日益发展，裂缝性油藏的施工环境也在不断改善，辽河油田也在尽量克服油层改造的难度，因地制宜，正在逐步发掘最适合的开发方案。
经过长期的实践与完善，不断优化施工参数，辽河油田经过了若干口井的压裂施工后，成功率已由原来的44.3%提高到了92.8%，平均砂比由15%左右提高到23.4%，很大程度上攻克了施工中易砂堵的问题。压裂取得了较好的增产效果，并且有八口井获得了高产油流，每口井平均日增产原油超过三吨。可见，利用压裂施工技术后，基本实现了增储上产的预期目标。
4 结语
通过上述研究与实际应用，可得出有关裂缝性储层的注意事项如下：
（1）天然裂缝的发育程度、构造应力的不同，其施工压力也不尽相同。
（2）应发展更多的储层区域，以及天然裂缝。
（3）应有效降低天然裂缝的滤失。
（4）加强天然裂缝储层压裂的监控与测试，以避免起裂延伸等技术难题。
参考文献
[1] 程武刚，李婵，李红丹.超低渗储层压裂裂缝形态研究[J].中国化工贸易，2013（10）：176.
[2] 周荣萍，秦玉英，陶长州，等.富县探区中生界油藏储层压裂裂缝形态研究[J].石油化工应用，2012（1）：37-40.