第12卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版）2010年6月收稿日期：2009-10-03作者简介：赵洪涛(1983-)，男，山东临沂人，西南石油大学油气田开发工程专业在读硕士研究生，研究方向为油气井增产措施。
渤南油田深层系砂四段砂砾岩储层天然裂缝发育，天然裂缝的存在对于提高油气藏的渗透性有好处［1］。
但是，大量的室内研究和现场施工表明，天然裂缝的存在对水力压裂实施过程中所形成的水力裂缝的几何形态有着显著的影响［2］，主要表现为：在控制裂缝的起裂位置及延伸方向阻止裂缝垂向延伸；在近井和远井带形成多裂缝或裂缝分支；在施工中增大液体滤失，使裂缝变短；施工中由于裂缝扭曲、转向、形成多裂缝、裂缝转移等使近井筒摩阻增加，进而使施工压力增加，缝内净压降低，以致影响支撑剂携带和铺置，造成压裂早期砂堵。
为防止天然裂缝的不利影响，有必要针对渤南油田深层裂缝性储层开展压裂关键技术研究。
1渤南油田砂四段储层特点渤南油田沙四段砂砾岩储层埋藏深（一般大于3500m ），地层温度高（高于140℃）；油层跨度大（在300~800m 之间），油层数量多，渗透率和孔隙度低，属于典型的低空低渗储层；启动梯度大；油层泥质含量较高，普遍具有水敏特征；油井微裂缝发育；其裂缝发育程度是影响储层物性和压裂改造的重要因素。
岩性以灰绿色及深灰色中细砾岩、砾状砂岩为主，夹少量薄层粉砂岩。
砾石大小混杂，分选差，砾径一般为2～10mm ，最大40mm ，磨圆差，多呈次棱、次圆状；成分成熟度和结构成熟度均较低。
2深层天然裂缝性储层压裂技术研究2.1高粘低伤害压裂液体系研究压裂液粘度是衡量压裂液质量的一个重要参数。
对深层裂缝性储层压裂而言，增大流体粘度，在裂缝条数较少时增加了流动压力，在裂缝条数较多时能够起到减少裂缝条数，增加裂缝宽度，减少弯曲摩擦阻力的作用。
具体来说，增加流体粘度，可以帮助携砂，由于近井裂缝壁面的粗糙可能使流体发生剪切稀释，失去部分粘度，而高的粘度可以弥补这部分损失；在裂缝条数较少时，比如只有一条转向裂缝存在时，高的粘度使近井压力适当增加，使裂缝转向半径增大，过渡平缓，减小摩擦阻力。
更重要的是，当存在多裂缝时，粘性流体不易在各个裂缝之间分流，只容易流进阻力小、闭合应力小、裂缝宽度较宽的裂缝，同时，高的粘度可以增加裂缝缝宽，减小多裂缝起裂的倾向，最终的结果是减小了裂缝条数，减小了近井摩擦阻力、增加了裂缝宽度、增加了加砂量、减缓了施工压力的增加。
但是当压裂施工完成压裂液破胶后，稠化剂中的不溶杂质都变为残渣易在填砂裂缝或天然裂缝中沉淀，使得裂缝的导流能力下降。
所以我们在对压裂液体系优化时从多方面考虑，通过大量基液与交联液性能测试的室内试验，调整出适合渤南油田深层裂缝性储层压裂施工的高粘低伤害压裂液体系配方：0.56%HPG +2%KCl +0.15%Na 2CO 3+0.5%BA1-深层裂缝性储层压裂技术研究与应用赵洪涛1郭建春1王建2（1.西南石油大学，成都610500；2.中国石化胜利油田石油开发中心，东营257000）摘要：针对渤南油田深层系低孔、低渗、高温以及储层天然裂缝发育等地质特征，在大量实验测试的基础上，优选出了耐高温、高粘度、低伤害、低摩阻延迟交联液体系。
同时，采用前置液加小陶段塞与高效暂堵剂降滤失、优化射孔、高排量施工、全程伴注液氮助排等技术措施，形成了一套适合于渤南油田深层系裂缝型储层的压裂工艺技术，并在多口压裂井上得到了成功应用，取得了预期效果。
关键词：渤南油田；天然裂缝；延迟交联；优化射孔；降滤中图分类号：TE357文献标识码：A文章编号：1673-1980（2010）03-0048-0413+0.5%BA1-13B+1%BA1-5+0.5%BA1-26+0.15％BA2-3该体系基液性能为：粘度81mPa·s；pH值为10~12。
延迟交联剂选用BA1-21，它是由两部分组成，其一是主交联剂A，另一部分是副交联剂催化剂B，交联比取0.5%，交联时间为3~10min。
该压裂液具有耐高温、耐剪切能力强、延迟交联时间可控、破胶迅速彻底、与地层配伍性好等优点，能够完全满足渤南油田高温深层裂缝性储层压裂施工携砂的需要，主要体现在以下4个方面：（1）选择改性胍尔胶低摩阻稠化剂。
试验结果表明胍尔胶具有低摩阻特征，经多功能流动回路测定，胍尔胶稠化剂的摩阻仅相当于清水摩阻的30%左右。
（2）延迟压裂液体系。
针对深井压裂液在井筒流动距离长的特点，为了降低摩阻，采用了延迟交联的压裂液体系。
室内实验表明，通过控制A剂与B 剂的比例，压裂液延迟交联的时间可控制在3~ 10min之间。
（3）合理调整压裂液粘度。
根据液体流变性测试方法［3,4］，在实验室通过HAAKE-RS600流变仪测得了所配置的交联冻胶的流变性，该体系在120℃、剪切速率170s-1，剪切120min条件下，压裂液冻胶粘度依然能够达到250mPa·s以上；在140℃、剪切速率170s-1，剪切120min条件下，压裂液冻胶粘度控制在100Pa·s以上。
实践证明优化配方的压裂液体系有很好的剪切稳定性。
在高温、高剪切速率的环境下能够长时间保持高粘度，是深层裂缝性储层压裂施工成功与否的关键。
（4）采用压裂液降低伤害技术。
为了达到在裂缝闭合后快速彻底破胶，便于返排，从前置液阶段开始逐渐追加高温胶囊破胶剂，以实现在较短时间内快速彻底破胶。
2.2支撑剂段塞+降滤失剂技术在原始储层条件下（裂缝内压力等于原始地层压力），裂缝为变形或闭合状态，当液体刚进入时，液体压力小于裂缝闭合压力，裂缝为闭合状态，但此时已存在滤失，随着液体压力增加，等于或大于闭合压力时裂缝张开，滤失加大；当滤失量增加到一定量时，出现脱砂。
Warpinski［5］的研究表明，当缝内净压超过裂缝张开压力时，滤失系数将增加50倍。
而Barree［6］在1997的天然缝滤失研究表明天然缝的滤失系数为基质滤失系数的10倍左右。
因此为了保证施工的成功率，提高压裂效果，必须采取一定的降滤失工艺措施来降低裂缝性储层的压裂液滤失。
目前，油田采用较为普遍的降滤失工艺是在压裂前置液阶段泵注一定量的降滤失剂，对天然裂缝进行封堵，降低天然裂缝渗流能力从而达到降滤失的目的，为后续的压裂施工创造条件。
现场可采用前置液加100目或40/70目支撑剂段塞。
其原理是，多条裂缝并存时，由于裂缝轨迹复杂，裂缝壁面的闭合作用力大小不一，必然存在相对较宽的裂缝，也存在相对较窄的裂缝。
这样，当小颗粒的支撑剂进入某些狭窄裂缝时，就能够封堵这些裂缝，而大部分液体能够经过较宽裂缝进入到地层深处。
在裂缝延伸沿程，如果存在张开的天然裂缝，这些较小的颗粒也能够优先进入，并起到封堵降滤的作用。
对于油藏，也可采用油溶性的降滤剂，兼起降滤、减少裂缝条数的作用［7］。
比如在前置液中分散一定浓度的高效暂堵剂，能够在乳化后起到降低滤失的作用，从而降低了压裂液对地层的伤害；同时能够减少前置液的比例，增加同液量下裂缝的长度。
而暂堵剂本身即使滤失到地层以后，也能够随着地层原油一起返排出来，对地层不会造成伤害。
2.3高排量施工技术水力裂缝要克服天然缝面上的岩石强度才能穿透天然缝，因此需要剪切力超过其岩石张力。
而低排量时滤失进的液体成为了润滑剂减少并消除剪切力，阻止裂缝形成［8］。
因此，裂缝性储层的变排量压裂不利于形成主控水力裂缝，一旦天然缝被滤失进入的液体胀开，就很难再改变裂缝的几何形状形成新的水力裂缝。
而且，由于天然裂缝的存在，压裂液大量滤失，导致压裂液效率过低，为满足高滤失下动态缝宽的扩展，压裂施工中需要压裂液的高排量注入，以获取较大的缝宽、较好的连接与较大的转向半径，同时高的排量有利于携带支撑剂通过近井区域。
缝在垂向上过度延伸。
因此，在对渤南油田沙四段砂砾岩储层压裂设计时应控制排量在5.5m3/min以上。
2.4全程液氮伴注技术液氮伴注的主要目的是增加压裂液返排能量，使压后压裂液能够顺利流出地层，减小压裂液对地层的伤害。
由于氮气的可压缩性，提供了储存能量的能力。
压力下降后，气体膨胀，足够的能量使举升液体能量增强。
氮气与压裂液混合液体的密度低，减少了静液柱压力，从而可减少举升液体的能量要求，有利于压后自喷返排。
又因排液速度快，可携带出固体颗粒及残渣，使裂缝壁面和地层孔隙得到彻底净化、畅通，大大提高了裂缝的导流能力。
氮气属于惰性气体，仅微溶于地层流体，不会引起储层的伤害。
为实现压裂液的高效返排，在前置液阶段建议液氮排量应为0.15~0.2m3/min，携砂液阶段液氮排量为0.1~0.15m3/min，液氮量8~18m3即可实现压裂液较高返排率，但针对具体井层可以适当增加液氮排量和用量。
同时，压裂施工的全过程液氮伴注对降低压裂液的初滤失和综合滤失系数有积极的作用［9］。
2.5优化射孔技术对于天然裂缝发育的地层而言，适当减小射孔段的长度也能够起到削减裂缝条数、优化裂缝形态的作用［10］。
1995年优化射孔减少压裂早期砂堵在美国阿科拉荷马州的Anadarko盆地气田得到应用，在原来射孔设计的基础上，采用不定向、零相位角、大孔眼、低密度和小层段射孔技术，进行了射孔技术改进，取得了显著的效果，大大降低了近井筒多裂缝的形成，避免了低砂浓度条件下的砂堵，将砂浓度由原来的2.5ppg提高到8ppg以上。
对于大段天然缝发育地层水力压裂而言，改进射孔设计对压裂的成功实施至关重要，当采用全产层段常规射孔时，由于出现多个垂直缝（见图1），使得施工压力较大，压裂早期出现砂堵；而将射孔进行重新设计优化后（见图2），射孔井段减少，孔密孔径加大，压裂中只形成单一裂缝，施工成功。
根据油田现场压裂施工经验，认为采用增加孔密孔径、减小射孔厚度；选择射开低渗透、天然缝不发育层段；选择在靠近页岩遮挡层的顶部射孔；避免射开天然缝方向垂直或平行最大主应力方向层段的优化射孔方式可以减少或避免裂缝扭曲和形成多裂缝的可能性，减少砂堵机会，降低施工风险。
3应用实例上述技术措施，在渤南油田多口压裂井上得到了成功应用，加砂压裂过程顺利，效果明显。
Y104-1侧井目的层段（3708.5～3775.5m）为沙四段砂砾岩，该区域天然裂缝发育、滤失严重。
在压裂方案设计中采用本文优化出的耐高温、高粘度低伤害的延迟交联液体系；前置液阶段泵注两段40/ 70目小陶段塞和一定量的高效暂堵剂，有效封堵微裂缝，减少压裂液滤失，全程伴注液氮，提高返排速率的同时降低压裂液滤失，大排量（7m3/min）施工，达到增加加砂量与造缝长度、延迟砂堵的目的；本井压裂层段跨度67m（3708.5~3775.5m），射孔段长度20m（3715~3735m），射孔段相对集中，减少水力压裂裂缝的起裂点，抑制多裂缝的产生，在一定程度上解决了高排量下进液困难、近井裂缝摩阻较高的问题。
