砂岩储层改造技术

储层压裂改造技术致密油气的开发在国内外已经成为热点领域之一。全球约有40多个国家拥有致密油资源，资源量规模巨大。这类储层由于物性极差，孔喉细微，低孔、低渗，高毛管压力，局部微裂缝发育且局部存在超低含水饱和度现象，使得这类储层产量低、易发生储层损害，必须对储层进行必要的改造措施才能实现有效开发。致密砂岩储层改造的关键是减轻储层损害和提高导流能力。水力压裂是改造油气层的有效方法，是气井的重要增产措施[1]。水力压裂最初是作为单井的强化采油措施、提高单井产量而提出的。随着致密气藏的开发，发展了“大型水力压裂”技术，该技术被认为是压裂技术领域的突破性的进展，促进了由油气井增产、水井增注向油气藏整体开发、提高采收率方面转型。水力压裂通过降低地层流体渗流阻力、改变流体渗流状态、降低能量消耗使油气井增产和注水井增注，还可解除近井带损害，应用较为广泛，逐步形成了适应各种储层条件的水力压裂工艺技术。1压裂改造工艺概况水力压裂增产原理主要是降低井底附近地层中流体的渗流阻力和改变流体的渗流状态，使原来的径向流动改变为油层与裂缝近似性的单向流动和裂缝与井筒间的单向流动，消除了径向节流损失，降低了能量消耗，因而油气井产量或注水井注入量就会大幅度提高[2.3]。水力压裂首先是作为单井的强化采油措施、提高单井产量而提出的。1970s美国在致力于致密气层开发时，提出只有使用“大型水力压裂”技术，使支撑缝半长在气层内有足够的延伸，才可使致密气层储量获得经济开发，成功地开发了一系列不具备自然产能的低渗透-致密油气田。1980s以后，美国进行了以达到最大净现值为目的的优化压裂设计研究，并进一步对致密气层与处于二次采油期的低渗透油层，进行井网与水力裂缝组合优化对采收率的影响研究，提出此技术能提高致密气藏的最终采收率达40%~75%。1960s中期以前，我国主要以油井解堵为目的开展小型压裂试验。1960s中期的压裂目的是解堵和增产，即常规压裂。1970s进入改造致密气层的大型水力压裂时期。这一时期，我国在分层压裂技术的基础上，发展了适应高含水量所需的蜡球选择性压裂技术，以及化学解堵与压裂配套的综合改造技术。1980s，进入对低渗油藏改造时期。80年代中后期国内整体压裂技术获得了较快的发展，开始优化水力压裂设计，推出了“低渗油藏整体压裂技术”。1993年以后，提出压裂工程必须与油藏工程高度结合，并形成了“以油气藏精细描述为基础，优化压裂开发井网、整体压裂改造、保持地层能量、供采平衡开采”的特低渗透油田的整体改造模式。目前主要压裂技术包括分层压裂技术、水力化学压裂技术、水平井压裂技术、多缝加砂支撑压裂技术、低压油井的泡沫压裂技术、低渗油层的优化压裂技术、改变应力的压裂技术、整体优化压裂技术、同井同层重复压裂技术、深井、超深井压裂技术、低损害压裂技术、连续油管压裂技术等。2压裂液技术研究目前使用最多的压裂液是水基冻胶压裂液，它占到整个压裂用液的98%以上。常用的水基压裂液增稠剂是一些高分子的聚合物，且增稠剂与交联剂交联形成超大分子，水解性差，压裂结束后有相当一部分水不溶物（20%~60%）和未彻降解的聚合物残留在地层裂缝中，影响了地层流体的渗流，降低压裂改造效果。压裂液对储层的损害包括以下三个方面[4-7]：①液体损害。压裂液滤液引起的地层黏土膨胀、分散、运移、堵塞孔道，滤液进入喉道后由于毛细管压力的作用而造成水锁，润湿性反转使油相渗透率变小，与地层流体配伍性差而产生沉淀等。水基压裂液体系对该区储层的强烈水相圈闭损害是其致命的弱点。②固体损害。压裂液破胶水化后，残留固相颗粒对地层喉道和支撑裂缝造成堵塞。③压裂液滤饼和浓缩胶损害。由于滤失作用，在压裂成的裂缝表面形成致密的滤饼；同时滤液进入地层裂缝内形成浓缩压裂液，破胶困难，导致裂缝导流能力大大降低。压裂液残渣是压裂液破胶后不溶于水的固体微粒，其来源主要是植物胶稠化剂的水不溶物和其他添加剂的杂质[5-7]。残渣对压裂效果的影响存在双重性：①形成滤饼，阻碍压裂液侵入地层深处，提高了压裂液效率，减轻了地层损害；②堵塞地层及裂缝内孔隙和喉道，增强了乳化液的界面膜厚度，难以破乳，降低地层和裂缝渗透率，损害地层。压裂液残渣含量及性质与压裂液添加剂及配方、温度和时间等因素有关。残渣对地层与裂缝的损害程度与其在破胶液分散体系中的粒径大小及分布规律有关。当固体颗粒直径小于地层孔喉直径的1/3时，则不能进入储层造成损害。