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摘 要：锦州油田属于低渗透储层，本文总结分析了前期压裂工艺效果，并在此基础上开展了一系列室内实验和研究工作，将其应用到现场，选择合适的压裂工艺、优选压裂液体系和支撑剂来提高压裂施工成功率、改善低渗透储层压裂效果，从而达到压裂改造增产的目的。
关键词：低渗透储层；压裂工艺；压裂液；支撑剂
1.前期压裂改造概况
低渗透油藏自然产能一般都达不到工业产能，往往进行压裂投产。从油藏特点和现场试验分析，低渗储层压裂难点主要体现在以下几个方面：⑴地层低孔、低渗、孔隙吼道细，水锁现象严重；⑵地层微裂缝发育，压裂液滤失大，施工难度大；⑶支撑剂嵌入严重，造成裂缝导流能力降低；⑷地层应力敏感性强，地层渗透率不能恢复，伤害大；⑸原油饱和压力高，容易脱气造成驱动效率降低；⑹难以确定合理的井距，最优化的裂缝长度。
2.压裂工艺及效果分析
2.1压裂工艺分析
从压裂井储层物性参数可知，锦45-28-233、锦45-34-24和锦45-018-132井渗透率小于1×10-3μm2，为致密储层，选用适合目的层的、有针对性的高效防膨、易返排、低伤害压裂液体系。
压裂井为天然裂缝发育，为了降低压裂液滤失，主要采用以下降滤施工工艺：
（1）粉陶降滤：在前置液中以较低砂比加入粉陶，逐渐堵塞张开的微裂缝以达到降低压裂液滤失的目的。粉陶破碎率较低、颗粒比重大和粒径均匀，充填在天然裂缝内部被压实，随地层流体返排的情况发生很少。其缺点是其单体颗粒密度大，沉降速率大，在储层厚度大的情况下，无法堵塞储层上部的天然裂缝。
（2）多级支撑剂段塞技术：在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶粒，依次堵住不同缝宽的微小裂缝，以形成有一定缝宽的主裂缝。开始采用低砂比，小粒径，先封堵较窄的裂缝，随着压裂的进行，井底压力逐渐增加，各缝宽逐渐增加，此时可采用逐渐增大的砂粒，适当增加的砂比。随着主裂缝的形成，缝宽的加大，以及缝口附近滤失速度的减小，可以采用更大的砂粒粒径及砂比，整个加砂过程比较顺利。
（3）柴油降滤工艺技术，柴油不仅可降低滤失，还对粘土、泥岩层起稳定作用。
压裂液体系：
（1）采用低浓度变粘度压裂液体系，并添加FC-3B表面活性剂和乙醇，降低压裂液表面张力，减少压裂液水锁；
（2）根据室内实验结果对压裂液配方进行优化，应用了新型的低伤害胍胶压裂液体系；
（3）应用自生热泡沫增压压裂液体系，初见成效；
（4）开展低摩阻清洁压裂液体系现场试验，降低地面施工压力。
优选支撑剂：11口井采用陶粒，9口井采用了粉陶降滤，4口井采用石英砂，2口井采用覆膜砂，降低了支撑剂的沉降和嵌入伤害，提高了裂缝有效导流能力。
2.2增产效果分析
2010年～2018年在锦州油田勘探开发过程中，共实施了68口104井次的压裂施工。压裂主要层位为兴I和莲花层，压裂层平均井深1872.8～1878.9m，平均有效厚度9.5m。压前单井平均日产油0.43t/d，平均日产气1110m3/d。
油井压后初期平均日产2.4～5.0t/d，油井生产时间平均252天，平均单井累计增油量320t；气井有自然产能，压后增产效果明显，日产5000m3/d，部分能生产2～3年，一般1年，生产较稳定，累计产量在200～300×104m3。压后单井递减快，即使具有生产能力的井，压后初期产量较高，日产油量在前11个月递减指数ao1=0.1105，换算成年递减为75.47%；以后月递减指数ao2=0.0315，换算成年递减为31.89%。
3.建议
（1）在进行压裂液体系研制时，一方面要慎用表面活性剂类添加剂，以免加剧油水乳化、增加油水界面张力，另一方面需要有针对性地进行破乳助排剂和粘土稳定剂的筛选。
（2）在技术经济条件允许的前提下，采用醇基压裂液或者醇助剂，以抑制可能出现的粘土水化、膨胀和运移。
（3）从评价结果看改善耐温抗剪切能力、降低破胶液表界面张力、降低残渣和损害率是现有压裂液配方改进的方向。
参考文献：
[1]高雅琴，周文，刘芳，等.致密低渗砂岩气藏压裂效果综合评价.油气井测试，2007，5（16）：38～40.
[2]張向阳，师国际.沙埝油田低渗透储层的压裂改造效果评价.新疆石油天然气，2006，2（2）： 68～72.
[3]蒋海，杨兆中，李允，等.深层低渗透气藏压裂改造难点与对策.石油天然气学报（江汉石油学报学报）.2008，2（30）：140～142.
[4]张智勇，胥云，赵俊生等.须家河低渗砂岩气藏压裂施工曲线特征及压后评估分析.天然气技术，2008，2（1）：23～28.
[5]李宝林.大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用.科技情报开发与经济，2008，11（18）：128～130.
作者简介：
金志学，（1979-），2004年毕业于西南石油大学自动化专业，现任工程师
关键词：低渗透储层；压裂工艺；压裂液；支撑剂
1.前期压裂改造概况
低渗透油藏自然产能一般都达不到工业产能，往往进行压裂投产。从油藏特点和现场试验分析，低渗储层压裂难点主要体现在以下几个方面：⑴地层低孔、低渗、孔隙吼道细，水锁现象严重；⑵地层微裂缝发育，压裂液滤失大，施工难度大；⑶支撑剂嵌入严重，造成裂缝导流能力降低；⑷地层应力敏感性强，地层渗透率不能恢复，伤害大；⑸原油饱和压力高，容易脱气造成驱动效率降低；⑹难以确定合理的井距，最优化的裂缝长度。
2.压裂工艺及效果分析
2.1压裂工艺分析
从压裂井储层物性参数可知，锦45-28-233、锦45-34-24和锦45-018-132井渗透率小于1×10-3μm2，为致密储层，选用适合目的层的、有针对性的高效防膨、易返排、低伤害压裂液体系。
压裂井为天然裂缝发育，为了降低压裂液滤失，主要采用以下降滤施工工艺：
（1）粉陶降滤：在前置液中以较低砂比加入粉陶，逐渐堵塞张开的微裂缝以达到降低压裂液滤失的目的。粉陶破碎率较低、颗粒比重大和粒径均匀，充填在天然裂缝内部被压实，随地层流体返排的情况发生很少。其缺点是其单体颗粒密度大，沉降速率大，在储层厚度大的情况下，无法堵塞储层上部的天然裂缝。
（2）多级支撑剂段塞技术：在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶粒，依次堵住不同缝宽的微小裂缝，以形成有一定缝宽的主裂缝。开始采用低砂比，小粒径，先封堵较窄的裂缝，随着压裂的进行，井底压力逐渐增加，各缝宽逐渐增加，此时可采用逐渐增大的砂粒，适当增加的砂比。随着主裂缝的形成，缝宽的加大，以及缝口附近滤失速度的减小，可以采用更大的砂粒粒径及砂比，整个加砂过程比较顺利。
（3）柴油降滤工艺技术，柴油不仅可降低滤失，还对粘土、泥岩层起稳定作用。
压裂液体系：
（1）采用低浓度变粘度压裂液体系，并添加FC-3B表面活性剂和乙醇，降低压裂液表面张力，减少压裂液水锁；
（2）根据室内实验结果对压裂液配方进行优化，应用了新型的低伤害胍胶压裂液体系；
（3）应用自生热泡沫增压压裂液体系，初见成效；
（4）开展低摩阻清洁压裂液体系现场试验，降低地面施工压力。
优选支撑剂：11口井采用陶粒，9口井采用了粉陶降滤，4口井采用石英砂，2口井采用覆膜砂，降低了支撑剂的沉降和嵌入伤害，提高了裂缝有效导流能力。
2.2增产效果分析
2010年～2018年在锦州油田勘探开发过程中，共实施了68口104井次的压裂施工。压裂主要层位为兴I和莲花层，压裂层平均井深1872.8～1878.9m，平均有效厚度9.5m。压前单井平均日产油0.43t/d，平均日产气1110m3/d。
油井压后初期平均日产2.4～5.0t/d，油井生产时间平均252天，平均单井累计增油量320t；气井有自然产能，压后增产效果明显，日产5000m3/d，部分能生产2～3年，一般1年，生产较稳定，累计产量在200～300×104m3。压后单井递减快，即使具有生产能力的井，压后初期产量较高，日产油量在前11个月递减指数ao1=0.1105，换算成年递减为75.47%；以后月递减指数ao2=0.0315，换算成年递减为31.89%。
3.建议
（1）在进行压裂液体系研制时，一方面要慎用表面活性剂类添加剂，以免加剧油水乳化、增加油水界面张力，另一方面需要有针对性地进行破乳助排剂和粘土稳定剂的筛选。
（2）在技术经济条件允许的前提下，采用醇基压裂液或者醇助剂，以抑制可能出现的粘土水化、膨胀和运移。
（3）从评价结果看改善耐温抗剪切能力、降低破胶液表界面张力、降低残渣和损害率是现有压裂液配方改进的方向。
参考文献：
[1]高雅琴，周文，刘芳，等.致密低渗砂岩气藏压裂效果综合评价.油气井测试，2007，5（16）：38～40.
[2]張向阳，师国际.沙埝油田低渗透储层的压裂改造效果评价.新疆石油天然气，2006，2（2）： 68～72.
[3]蒋海，杨兆中，李允，等.深层低渗透气藏压裂改造难点与对策.石油天然气学报（江汉石油学报学报）.2008，2（30）：140～142.
[4]张智勇，胥云，赵俊生等.须家河低渗砂岩气藏压裂施工曲线特征及压后评估分析.天然气技术，2008，2（1）：23～28.
[5]李宝林.大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用.科技情报开发与经济，2008，11（18）：128～130.
作者简介：
金志学，（1979-），2004年毕业于西南石油大学自动化专业，现任工程师