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摘要：在对包14块油藏情况分析的基础上，结合压裂措施的效果，提出了包14块在压裂设计及现场实施中应考虑和注意的若干问题，对于提高薄互层油藏的压裂效果具有一定的指导意义。
关键词：包14块 水力压裂 低温 树脂砂 速溶稠化剂
中图分类号；TE3 文献标识码：A 文章编号：1007-3973(2011)009-020-02
包14块是科尔沁地区最具开发潜力的区块之一，压裂改造是包14块开发过程中必不可少的一项增产措施，通过科尔沁油田开发实践证明，大部分区块和油井必须通过压裂改造和压裂投产才能实现正常生产。
1 油藏基本情况
包14块位于内蒙古自治区阿鲁科尔沁旗五十家庙乡西部，构造上位于陆家堡凹陷马家铺高垒带向五十家子庙凹陷倾没的斜坡上。该块是依附于五十家子庙断层的断鼻构造，是被断层遮挡形成的圈闭。主要含油层位为中生界侏罗系九佛堂组，油藏埋深－960～－1400米，为构造—岩性油藏。探明含油面积2.8km2，探明石油地质储量252×104t。
包14块地层压力梯度为1.06MPa／100m，该块原始地层压力12.3MPa，压力系数0.96，饱和压力4.95Mpa，地温梯度为3.5℃／100m。
2 压裂储层评估与分析
2.1 有利条件
(1)包14块探明原油地质储量252×104t，压裂储层有足够的可采储量；
(2)包14块大多数井采用压裂投产方式，基本上仍保持原始地层压力，储层具有足够的驱动能量；
(3)压裂储层埋藏较浅，为－960～－1400m，破裂泵压低，压裂现场施工难度不大；
(4)原油性质较好，属稀油，压裂后生产难度不大。
2.2 不利条件
(1)储层温度低，压裂液破胶困难，压裂液返排效率低；
(2)主力储层九佛堂组上段，储层跨度大，但单层层数多、单层厚度薄；
(3)储层平面上、纵向上非均质性均较强，各井之间连通性较差：
(4)施工现场离油田驻地较远，现场无完善的压裂液配液站。
3 压裂配套工艺技术
3.1 新型低温压裂液体系
新型低温压裂液体系是在常规压裂液体系的基础上，在体系中加入一种叫做“低温破胶剂助剂”的物质，其在低温下可激发APS活性、并通过控制APS释放过氧基的历程，控制化学反应的关键步骤，如反应速度来控制压裂液的破胶时间。
3.1.1 APS破胶剂加量对压裂液破胶时间的影响
常规压裂液体系在低温下加入APS破胶剂后没有破胶显示，而新型低温压裂液体系的破胶时间却随破胶剂APS加入量的增多而减少。
3.1.2 pH值对新型低温压裂液破胶时间的影响
压裂液体系的pH值也将对压裂液冻胶的破胶情况起到一定的影响。当实验温度在35℃，而pH值不同条件下的一组实验曲线。结论：新型低温压裂液体系，其冻胶的破胶时间与体系的pH值密切相关，具体表现为体系的pH值增加，压裂液冻胶的破胶时间增加。
3.1.3 环境温度对压裂液冻胶破胶时间的影响
环境温度将对压裂液冻胶破胶反应能否发生、并且以何种破胶反应速度发生起到影响。当新型低温压裂液体系pH值为9时，冻胶体系在不同温度(52℃以下)时的破胶试验结果。温度对压裂液的破胶速度影响很大，破胶速度随体系温度的上升而急剧加快。
3.1.4 低温破胶助剂用量对压裂液冻胶破胶时间的影响
低温破胶助剂是通过降低APS破胶反应的活化能，改变和加速压裂液冻胶体系的破胶情况，表明了低温破胶助剂用量对压裂液冻胶破胶时间的影响。可以发现激活剂浓度在某一数值区间时，压裂液冻胶破胶时间会有一个较大的变化。
3.2 压裂出砂的防治
随着包14块布井逐渐转移到构造边部，在油藏开发和压裂改造中出现了新的问题。压裂出砂就是一个比较突出的问题，大大影响了检泵周期，并造成一些新井的停产。
我们先选取包10-02井进行压裂测试，分析压裂出砂的原因，使用G函数法计算闭合应力，该方法应用被认为是目前测试闭合应力的最好方法。
分析得出了包10-02井瞬时井底停泵压力ISIP为17MPa，1066.2-1097.2m的闭合压力为16.45MPa，闭合应力梯度在0.0152MPa／m，地面闭合压力为5.61MPa。
结论：该区块不存在闭合应力过低的问题；降低施工排量，解决施工中由于净压力过高，缝长不够充分.缝宽过宽，导致生产中返压裂砂。
了解出砂原因后，我们使用了树脂砂封口固砂技术。在加砂结束后尾随4-5m3树脂砂，现场使用情况表明，树脂砂的使用确实起到防砂固砂的目的。
3.3 压裂液速溶稠化剂
科尔沁地区远离配液现场、使用配液站配液是不可行的。现场使用胍胶等植物胶或相应粉剂配液存在用量大、“鱼眼”多、抽吸难等诸多问题。
为解决该难题室内进行了大量的研究试验工作、筛选出适合包14块九佛堂组地层的压裂液速溶稠化剂。该速溶稠化剂外观为土黄色可流动粘稠液体，密度为1.1 66g／cm3，pH值为7。
3.3.1 速溶稠化剂的优点
①溶胀迅速(3-5min溶液粘度达实验室粘度的80％以上、lOmin粘度全部释放)、结合井队目前的设备装置情况，实现半连续配液施工。如果设备允许可实现连续混配施工。②分散性好、只需稍加搅拌就会充分分散、材料充分利用、无鱼眼现象。③压裂液粘度稳定可调。④适应环境能力强。⑤摩阻低。
3.3.2 与改性胍胶干粉性能对比
水不溶物比较。用速溶稠化剂破胶代替改性胍胶后，发现速溶稠化剂对压裂液破胶时间、破胶液粘度并没有多大的影响。破胶性能良好、同改性胍胶压裂液体系比较、破胶液有微量油出现，但不乳化，可以随压裂液排出。
4 矿场试验
2002年以来包14块累计实施水力压裂措施68井次，取得了明显的增产效果，部分压裂井效果较好。
4.1 包8-6井
施工日期2004.3.18，压裂井段1035.7-1076.4m，射开25.9m／10层，施工中加入支撑剂34rn3，施工液量196.6m3，施工排量4.0m3／min，平均砂比24.4％，施工压力29-27-26-27Mpa。本井是压裂投产，压后日产液40.2m3，日产油30.1t。
4.2 包7-5井
施工日期2004.5.26，压裂井段1024 8-1079.9m，射开24.7m／17层，施工中加入支撑剂45m3，施工液量239.6m3，施工排量46m3／min：平均砂比27.2％，施工压力35－31－30－27Mpa。本井是压裂投产，压后日产液32.5m3，日产油26.3t。
5 结论
(1)由于包14块地层渗透率较低，原油物性也较差，常规投产产能很低，达不到工业性开采的目的，必须经过压裂投产，才能使这类油田的开发在经济合理的基础上生产；
(2)实践表明：新型低温压裂液体系适合包14块低温井的压裂施工要求及压后返排，对同类井具有借鉴作用：
(3)包14块压裂出砂是由于裂缝内净压力过高，缝长不够充分.缝宽过宽，压裂中尾随树脂砂是切实可行的方法；
(4)压裂液速溶稠化剂的研制，解决了现场无法配液的难题，同时也为外围井采取压裂措施提供了保证。
参考文献：
[1][美]米卡尔J.埃克诺米德斯等.油藏增产措施(第三版)[M].石油工业出版社,2002
[2][美]K.C.洪.蒸汽驱油藏管理[M1.北京：石油工业出版社.1996,6
[3]刘慧卿，范玉平.热力采油技术原理方法[M1.石油大学出版社,2000
[4]李秀花.陈进富.国外延缓交联和廷缓破胶技术的发展概况[J].钻井液与完井液，1994,11(5)：8—11
[5]金立华等.科尔沁油田水力压裂人工裂缝测试报告[R].1995
关键词：包14块 水力压裂 低温 树脂砂 速溶稠化剂
中图分类号；TE3 文献标识码：A 文章编号：1007-3973(2011)009-020-02
包14块是科尔沁地区最具开发潜力的区块之一，压裂改造是包14块开发过程中必不可少的一项增产措施，通过科尔沁油田开发实践证明，大部分区块和油井必须通过压裂改造和压裂投产才能实现正常生产。
1 油藏基本情况
包14块位于内蒙古自治区阿鲁科尔沁旗五十家庙乡西部，构造上位于陆家堡凹陷马家铺高垒带向五十家子庙凹陷倾没的斜坡上。该块是依附于五十家子庙断层的断鼻构造，是被断层遮挡形成的圈闭。主要含油层位为中生界侏罗系九佛堂组，油藏埋深－960～－1400米，为构造—岩性油藏。探明含油面积2.8km2，探明石油地质储量252×104t。
包14块地层压力梯度为1.06MPa／100m，该块原始地层压力12.3MPa，压力系数0.96，饱和压力4.95Mpa，地温梯度为3.5℃／100m。
2 压裂储层评估与分析
2.1 有利条件
(1)包14块探明原油地质储量252×104t，压裂储层有足够的可采储量；
(2)包14块大多数井采用压裂投产方式，基本上仍保持原始地层压力，储层具有足够的驱动能量；
(3)压裂储层埋藏较浅，为－960～－1400m，破裂泵压低，压裂现场施工难度不大；
(4)原油性质较好，属稀油，压裂后生产难度不大。
2.2 不利条件
(1)储层温度低，压裂液破胶困难，压裂液返排效率低；
(2)主力储层九佛堂组上段，储层跨度大，但单层层数多、单层厚度薄；
(3)储层平面上、纵向上非均质性均较强，各井之间连通性较差：
(4)施工现场离油田驻地较远，现场无完善的压裂液配液站。
3 压裂配套工艺技术
3.1 新型低温压裂液体系
新型低温压裂液体系是在常规压裂液体系的基础上，在体系中加入一种叫做“低温破胶剂助剂”的物质，其在低温下可激发APS活性、并通过控制APS释放过氧基的历程，控制化学反应的关键步骤，如反应速度来控制压裂液的破胶时间。
3.1.1 APS破胶剂加量对压裂液破胶时间的影响
常规压裂液体系在低温下加入APS破胶剂后没有破胶显示，而新型低温压裂液体系的破胶时间却随破胶剂APS加入量的增多而减少。
3.1.2 pH值对新型低温压裂液破胶时间的影响
压裂液体系的pH值也将对压裂液冻胶的破胶情况起到一定的影响。当实验温度在35℃，而pH值不同条件下的一组实验曲线。结论：新型低温压裂液体系，其冻胶的破胶时间与体系的pH值密切相关，具体表现为体系的pH值增加，压裂液冻胶的破胶时间增加。
3.1.3 环境温度对压裂液冻胶破胶时间的影响
环境温度将对压裂液冻胶破胶反应能否发生、并且以何种破胶反应速度发生起到影响。当新型低温压裂液体系pH值为9时，冻胶体系在不同温度(52℃以下)时的破胶试验结果。温度对压裂液的破胶速度影响很大，破胶速度随体系温度的上升而急剧加快。
3.1.4 低温破胶助剂用量对压裂液冻胶破胶时间的影响
低温破胶助剂是通过降低APS破胶反应的活化能，改变和加速压裂液冻胶体系的破胶情况，表明了低温破胶助剂用量对压裂液冻胶破胶时间的影响。可以发现激活剂浓度在某一数值区间时，压裂液冻胶破胶时间会有一个较大的变化。
3.2 压裂出砂的防治
随着包14块布井逐渐转移到构造边部，在油藏开发和压裂改造中出现了新的问题。压裂出砂就是一个比较突出的问题，大大影响了检泵周期，并造成一些新井的停产。
我们先选取包10-02井进行压裂测试，分析压裂出砂的原因，使用G函数法计算闭合应力，该方法应用被认为是目前测试闭合应力的最好方法。
分析得出了包10-02井瞬时井底停泵压力ISIP为17MPa，1066.2-1097.2m的闭合压力为16.45MPa，闭合应力梯度在0.0152MPa／m，地面闭合压力为5.61MPa。
结论：该区块不存在闭合应力过低的问题；降低施工排量，解决施工中由于净压力过高，缝长不够充分.缝宽过宽，导致生产中返压裂砂。
了解出砂原因后，我们使用了树脂砂封口固砂技术。在加砂结束后尾随4-5m3树脂砂，现场使用情况表明，树脂砂的使用确实起到防砂固砂的目的。
3.3 压裂液速溶稠化剂
科尔沁地区远离配液现场、使用配液站配液是不可行的。现场使用胍胶等植物胶或相应粉剂配液存在用量大、“鱼眼”多、抽吸难等诸多问题。
为解决该难题室内进行了大量的研究试验工作、筛选出适合包14块九佛堂组地层的压裂液速溶稠化剂。该速溶稠化剂外观为土黄色可流动粘稠液体，密度为1.1 66g／cm3，pH值为7。
3.3.1 速溶稠化剂的优点
①溶胀迅速(3-5min溶液粘度达实验室粘度的80％以上、lOmin粘度全部释放)、结合井队目前的设备装置情况，实现半连续配液施工。如果设备允许可实现连续混配施工。②分散性好、只需稍加搅拌就会充分分散、材料充分利用、无鱼眼现象。③压裂液粘度稳定可调。④适应环境能力强。⑤摩阻低。
3.3.2 与改性胍胶干粉性能对比
水不溶物比较。用速溶稠化剂破胶代替改性胍胶后，发现速溶稠化剂对压裂液破胶时间、破胶液粘度并没有多大的影响。破胶性能良好、同改性胍胶压裂液体系比较、破胶液有微量油出现，但不乳化，可以随压裂液排出。
4 矿场试验
2002年以来包14块累计实施水力压裂措施68井次，取得了明显的增产效果，部分压裂井效果较好。
4.1 包8-6井
施工日期2004.3.18，压裂井段1035.7-1076.4m，射开25.9m／10层，施工中加入支撑剂34rn3，施工液量196.6m3，施工排量4.0m3／min，平均砂比24.4％，施工压力29-27-26-27Mpa。本井是压裂投产，压后日产液40.2m3，日产油30.1t。
4.2 包7-5井
施工日期2004.5.26，压裂井段1024 8-1079.9m，射开24.7m／17层，施工中加入支撑剂45m3，施工液量239.6m3，施工排量46m3／min：平均砂比27.2％，施工压力35－31－30－27Mpa。本井是压裂投产，压后日产液32.5m3，日产油26.3t。
5 结论
(1)由于包14块地层渗透率较低，原油物性也较差，常规投产产能很低，达不到工业性开采的目的，必须经过压裂投产，才能使这类油田的开发在经济合理的基础上生产；
(2)实践表明：新型低温压裂液体系适合包14块低温井的压裂施工要求及压后返排，对同类井具有借鉴作用：
(3)包14块压裂出砂是由于裂缝内净压力过高，缝长不够充分.缝宽过宽，压裂中尾随树脂砂是切实可行的方法；
(4)压裂液速溶稠化剂的研制，解决了现场无法配液的难题，同时也为外围井采取压裂措施提供了保证。
参考文献：
[1][美]米卡尔J.埃克诺米德斯等.油藏增产措施(第三版)[M].石油工业出版社,2002
[2][美]K.C.洪.蒸汽驱油藏管理[M1.北京：石油工业出版社.1996,6
[3]刘慧卿，范玉平.热力采油技术原理方法[M1.石油大学出版社,2000
[4]李秀花.陈进富.国外延缓交联和廷缓破胶技术的发展概况[J].钻井液与完井液，1994,11(5)：8—11
[5]金立华等.科尔沁油田水力压裂人工裂缝测试报告[R].1995