沈268井是辽河断陷大民屯凹陷沈225区块的一口预探井，它具有储层物性较差、渗透率低、储层埋藏深和油品性质差等特点。通过对沈268井的压前储层评估，总结了对该井进行压裂改造存在的有利和不利条件，在储层评价和室内实验研究的基础上，确定了对沈268井进行压裂的改造的设计规­则，通过现场施工达到了预期的效果。沈268井压裂试油的成功，为辽河油田类似的探井压裂提供了可以借鉴的经­验。

   1、油井基本情况

    沈268井是大民屯凹陷沈225块一口预探井，控制含油面积2.7km2，它的成功试油，将为扩大含油面积、增加地质储量和后备接替区块提供重要的动态依据，勘探意义十分重大。

   沈268井开发层系为S4段油藏，含油井段-3082.6～-3452.8m，解释油层厚度246.7m，此次试油井段为-3216.1～-3256.8m，采用常规方式试油结果为：平均液面2897.5m，平均日产量1.35t/d，常规方式试油结果不理想，因此，决定采用压裂改造的方式进行试油。

    2、压前储层评估

    根据沈268井的钻井、测井、录井、试油等基础数据，进行了压裂前的储层评估工作，对于该井进行压裂改造的有利条件和不利条件进行了分析。

   2.1 有利条件

   2.1.1该井为预探井，从地质、物探等方面分析具备了基本的成油条件，测井、录井解释结论为低油，因此，该井含油可能性较大；

   2.1.2该井为新区新井，经­测试得到静压为31.13MPa，压力系数较高，具备了较充分的储层能量；

   2.1.3该井岩性为砂砾岩，有效孔隙度中等，这种岩性抗张强度、破裂压力梯度一般比较有利于压裂过程中的造缝和加砂；

   2.1.4渗透率较低，压裂液滤失较小，同时，在具备含油丰度的情况下，较低的渗透率更有利于压裂改造后得到较好的增产效果。

   2.2 不利条件

   2.2.1储层埋藏较深，为3216.1-3256.8m，施工泵压高，且大型压裂时间较长，对压裂井口、压裂封隔器、压裂车、混砂车等压裂工具和设备提出了在较高的压力下长时间工作的要求；

   2.2.2储层温度较高，测试为112.75℃/3193.6m，对压裂液提出了长时间耐高温的条件下保持较好的携砂性能的要求；

   2.2.3该井为新区新井，无同区块井压裂经­验可借鉴；

   2.2.4储层上下无良好遮挡层，缝高难以控制；

   2.2.5渗透率较低，对排量提出较高要求，如排量较低，缝宽较小，长时间加砂比较困难。

   2.3 泥质含量的再评价

   根据测井解释结果，储层泥质含量较高，达到37.9-43.9%，如果这样，裂缝的扩展、延伸将会比较困难，在加砂过程中很可能早出现砂堵，无法完成大型压裂目标。但根据岩芯观察，泥质含量似乎并不高，于是补充进行了岩芯矿物组成分析实验，对泥质含量进行再评价。

    3、压裂工程设计

    3.1 设计主导思想

   大排量、大砂量、中低砂比、造长缝，提供较长的油流通道，同时，在近井筒地带保证一定的高砂比和高导流能力。

   3.2 压裂液设计

   3.2.1压裂液特殊要求与技术方案

   (1) 低摩阻

   用于沈268井压裂目的层压裂的压裂液，主要采取以下三种措施降低摩阻：

   A、降低规胶液粉剂用量增大交联剂用量。HPG粉的用量由常规深井使用浓度0.7%的一级HPG改为0.6%的二级HPG；

   B、延长延缓交联时间，采用北京产TCB-3高温交联剂，可延迟交联20秒；

   C、添加表面活性剂增加液体的光滑度。

   (2) 长时间耐温

   主要采取耐温达145℃的TCB-3高温交联剂和BFC-1冻胶稳定剂的加入增加压裂液长效耐温性。

   耐温实验采用SY5107-95标准进行，在室温下测得涡旋封闭时间为45-85秒。交联后的冻胶不挂壁，可挑性好。交联前溶胶液粘度在89mPa.s-116mPa.s之间。交联后的冻胶加热到油层温度，在170S-1剪切速率下，粘度从1890mPa.s逐渐变为200mPa.s左右，维持120min 不变。

   (3) 长时间抗剪切

   沈268井压裂液设计液量为714m3，施工时间为97分56秒，要求抗剪切和破胶时间长。主要采用质量优良的特级HPG粉，增加压裂液的抗剪切性。

   (4) 低伤害

   通过对4种PH值调节剂进行优化复配、对破乳剂的筛选、对防膨剂的筛选、针对绿泥石含量高加入适合的络合剂、和加入临界状态的高温破胶剂使压裂液彻底破胶减小伤害程度。

   3.2.2压裂液性能评价

   将制备好的6块标准岩心放入真空干燥器中抽空4小时后，吸入8%浓度的标准盐水饱和抽空4小时，直到无气泡产生，浸泡备用。

   (1) 速敏性评价实验

   速敏性评价实验按SY/T5358-2002《储层敏感性流动实验评价方法》执行，实验液体为标准盐水，实验室温度为19℃，19℃时中性煤油粘度为1.01 mPa•s。

   岩心渗透率曲线平缓，随着实验流速的增大变化很小。渗透率损害率为3.95%，小于5%，该岩心无速敏。

   (2) 水敏性评价实验

   通过实验得到岩心的水敏指数为4.86%，小于5%，说明无水敏。

   (3) 岩敏性评价实验

   岩心盐敏性曲线比较平缓。当标准盐水矿化度下降时，岩心渗透率变化不，明显，因此无盐敏。

   (4) 压裂液伤害率评价

   压裂液滤液对岩心平均伤害率为6.9%，很小，说明压裂液与地层配伍性较好。

   3.3 压裂设计方案

   根据以上实验和分析的基础上，我们进行了压裂施工方案的设计。在加砂压裂前进行测试压裂，其主要目的是求取延伸压力和地层闭合压力梯度，另外通过曲线拟合得出的参数来指导现场的压裂施工。

    4、现场实施

    4.1 测试压裂

   压裂前按照设计的要求进行了测试压裂，本次测试准备了51m3的压裂测试液体，现场采用交联液进行测试。

   首先进行的阶梯排量测试，得出4.5m3/min时，有地层的低应力区破裂迹象，延伸压力梯度为0.0181MPa/m，阶梯排量降实验没有反映出明显的近井筒摩阻。

   最后利用得到的闭合梯度，来对一些施工参数进行曲线拟合，拟合后的地层渗透率为0.1×10-3μm2，综合滤失系数3×10-3m/min0.5。

   通过模拟主压裂，认为施工中净压力偏低，施工井段长，施工裂缝会形成多裂缝，而提高净压力是解决多裂缝干扰的有效手段。现场决定通过提高排量，在设备允许的范围内,实现提高净压力。6m3/min时，地面压力达到68MPa，经­过计算，7m3/min时地面压力将会达到77.95MPa,可以满足设计中要求的试压90MPa的安全施工压力范围。

   4.2 主压裂现场施工

   4.2.1泵注前置液

   现场施工打前置液阶段压力79MPa上下0.5MPa偶尔波动，反映出压裂层井段长，没有遮挡性的隔层存在。施工第18.5分钟时，现场井口漏，现场停泵整改后，第25分钟时继续施工,压力恢复到整改前的78.2MPa，在加砂前没有观察到异常的液体滤失和弯曲摩阻，可以认为前置液在目前这个阶段造缝是可以接受的。

   4.2.2加砂

   第46分钟陶粒进入地层后，压力76.4-77.4MPa之间波动，由于没有采用井底压力计，这里我们只能认为是加入支撑剂对井筒和地层摩阻的影响在1MPa以内；随着现场排量、交联剂Э调稳定，施工压力基本恢复平稳,压力在76.5-81.5MPa间波动，只是多裂缝干扰、支撑剂摩阻影响的作用，不能认为是前端砂堵迹象。

   4.2.3顶替

   第113分钟顶替，压力74MPa，顶替液14.5m3。

    5、压后效果

    压后排液情况良好，上抽后日产油17.7t，达到了较好的试油效果，更重要的是扩大了该区块的含油面积，通过该井落实控制储量2014×104t。