低滲透薄互層壓裂技術研究及應用

尹 建 郭建春 曾凡輝

西南石油大學“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室，四川 成都 610500

0 前言

我國低滲透油田石油地質儲量豐富，其資源量約占全國石油總資源量的30%。在已探明儲量中，低滲透油藏的比例約占全國儲量的2/3以上，開發(fā)潛力巨大。僅2008年，油田原油產量就占全國原油總產量的37.6%，天然氣產量則占全國天然氣總產量的42.1%。大慶、勝利等油田的低滲透儲層多為薄互層，該類儲層具有儲層厚度薄、物性差、非均質嚴重、天然裂縫相對發(fā)育、天然能量低等特點，因而許多探明的低滲透薄互層儲量都處于難動用的“邊際油田”之中。但大多數低滲透薄互層在經過壓裂改造后，增產幅度較大。壓裂改造已成為低滲透薄互層投產和穩(wěn)產的有效方式［1～4］。

1 低滲透薄互層壓裂難點及關鍵技術

低滲透薄互層壓裂具有以下難點：a）儲層厚度薄，單砂層厚度一般為 2～8m［5］；b） 隔層薄，一般小于5m，有的甚至小于 1m［6］；c） 隔產層應力差小，采用常規(guī)壓裂技術的集中射孔方式，大排量壓裂會導致裂縫竄層嚴重，支撐劑在儲層底部鋪置，無法對產層進行有效支撐；小排量壓裂則可能會使部分需要改造的儲層無法壓開，影響增產效果；d）巖石力學測試結果表明，這類地層的巖石通常表現出極強的塑性變形特征，容易發(fā)生支撐劑嵌入情況，無法長期保持高導流能力，大部分井壓裂后初期試產效果較好，但穩(wěn)產期短［7～8］。

針對低滲透薄互層的壓裂特點，通過技術攻關，研究形成了定點射孔、壓裂和支撐裂縫長期高導流能力保持等關鍵技術，實現了低滲透薄互層的高效壓裂改造。

1.1 定點射孔、壓裂技術

在低滲透薄互層壓裂改造中，常規(guī)集中射孔、壓裂往往不能很好地處理每個油層段，許多薄層不能被壓開，導致壓裂效果不顯著，油藏不能夠完全開發(fā)。因此，在考慮儲層物性、地應力分布、含油氣性等基礎上，對含油氣性好的井段進行分段，定點射孔，壓裂時促使裂縫在油層段內起裂和擴展，實現支撐劑對改造油層段的定點鋪置［9］。

1.2 支撐裂縫長期高導流能力保持技術

影響薄互層壓裂效果的另一重要因素是裂縫導流能力。通過室內實驗測試對比了相同粒徑、不同鋪砂濃度以及支撐劑不同粒徑組合下的裂縫導流能力。為模擬地層真實情況，將砂泥巖互層巖芯加工成17.7 cm×3.8 cm×2 cm（長×寬×高）的巖板，使用 FCES-100型裂縫導流儀測試了不同閉合壓力下的支撐裂縫導流能力［10］。 實驗參數：16/30目、20/40目卡博陶粒，最高測試壓力69MPa，每個測試壓力點測量30 h。

采用20/40目陶粒在5、7.5、10 kg/m2三種鋪砂濃度下的支撐裂縫導流能力對比結果見圖1?？梢钥闯觯谙嗤]合壓力下，鋪砂濃度越高，支撐裂縫導流能力越高。由此可得采用高砂比施工有利于保持較高的裂縫導流能力。

圖1 鋪砂濃度對導流能力的影響

圖2 支撐劑粒徑組合對導流能力的影響

16/30目和20/40目陶粒按照不同體積比組合下的裂縫導流能力對比結果見圖2?？梢钥闯?，當閉合壓力超過41MPa后，組合粒徑支撐劑 （16/30目∶20/40目=4∶1）獲得的裂縫導流能力已經接近單一粒徑（16/30目）的導流能力。說明采用組合粒徑陶粒施工可降低施工風險，且維持較高的裂縫導流能力。此外，采用組合粒徑陶粒施工，還可改善支撐劑縱向鋪置效果。因為采用單一粒徑支撐劑施工時，對流沉降作用導致支撐劑在輸送過程中大多都鋪置在裂縫下部，而物性較好的上部儲層往往得不到有效支撐；因不同粒徑的支撐劑受力不同，通過組合不同粒徑支撐劑，改善支撐劑縱向鋪置效果，提高改造有效率。

因此對于薄互層壓裂而言，在施工條件允許的情況下，盡量提高支撐劑鋪砂濃度并采用組合粒徑支撐劑施工可獲得較高的裂縫導流能力。

2 應用實例分析

2.1 LW井基本情況

LW井是一口評價井，完鉆層位為沙四段，完鉆井深為3 079m，采用套管射孔方式完井。儲層巖性為灰色粉砂巖、泥質粉砂巖。改造井段2 606.80～2 631.70m。目的層溫度109℃，壓力系數1.2，平均孔隙度12.7%，平均滲透率8.3×10-3μm2，為中孔特低滲儲層。本井改造層段跨度較大（20.9m），層多、層?。?0.8m/10層）、油層有效厚度為6.2m，單層最大厚度1.4m，無明顯隔層。

2.2 射孔、壓裂優(yōu)化設計

LW井改造井段為典型的薄互層，產層薄、無明顯隔層，壓裂過程中縫高難以控制，有效改造儲層段的難度大。

基于對LW井地質資料和鉆錄井、測井及鄰井施工資料的分析，采用定點射孔在儲層段集中打開2607.90～2 608.50m、2 608.90～2 609.50m、2 609.90～2 610.40m、2 623.00～2 623.90m、2 626.00～2 627.40m、2 628.20～2 628.80m，總射孔厚度為4.6m/6層，射孔槍型彈型為102槍深穿透彈，孔密為16孔/m。

通過PT軟件進行裂縫形態(tài)模擬，得到定點射開6層形成每一層的裂縫剖面（見圖3），與模擬集中射開2 層（2 607.90～2 610.40m、2 623.00～2 628.80m）得到各層的裂縫形態(tài)（見圖4）進行對比，具體裂縫參數對比見表1。

采用定點射孔方式得到的支撐縫高為56.6 m（2 582.7～2 639.3 m），重合的裂縫跨度為 2 614.6～2 618.1m，有效鋪置了產層，提高了裂縫導流能力，而采用集中射孔方式得到的支撐縫高為80.3m（2 564.9～2 645.2m），裂縫上竄嚴重，對產層沒有達到有效鋪置，說明該井采用定點射孔方式在控縫高、實現產層有效鋪置方面取得了成功。

圖3 定點射孔 （6層）裂縫剖面模擬結果

圖4 集中射孔 （2層）裂縫剖面模擬結果

表1 定點射孔與集中射孔得到的裂縫參數對比

由于部分儲層礫巖含量高，巖芯觀察夾層存在微裂縫，壓裂液濾失較大，采用大排量壓裂有利于攜砂和充分造縫，因此設計排量6.0～6.5m3/min。為提高裂縫長期高導流能力，將平均砂比控制在30%左右。采用組合大粒徑和中粒徑陶粒加砂方式 （16/30目陶粒34m3，20/40 目陶粒 8m3），有效支撐裂縫，提高支撐裂縫導流能力?？紤]到該井無有效隔層，天然裂縫發(fā)育，施工過程中配合使用上浮轉向劑技術控制縫高擴展；全程伴注液氮降低濾失和提高返排速率。

2.3 現場實施

本次施工按照設計順利完成，施工排量6.0～6.5 m3/min，累計泵入前置液 161.8m3，攜砂液 203.5m3，頂替液14.7m3，平均砂比30%，最高砂比50%，破裂壓力56MPa，施工壓力50～68MPa。注入攜砂液時，先泵入20/40目陶粒8m3，再泵入16/30目陶粒34m3，有效支撐全部壓裂層段的同時重點支撐上部儲層，施工曲線見圖5。從施工曲線可見，儲層破裂后，在注入前置液階段，排量不變的情況下，施工壓力緩慢上升，表明有效控制住了裂縫在高度上的擴展。

圖5 LW井壓裂施工曲線

2.4 效果評價

LW井壓后初期自噴產液15.4 t/d，產油14.3 t/d，產氣0.6×104m3/d，鄰井采用常規(guī)壓裂工藝的LX井初期自噴產液7.3 t/d，產油6.7 t/d。生產2月LW井累計產量403 t，遠高于LX井的179 t，說明采用本方法進行改造取得了良好效果。

3 結論

a）壓裂改造是薄互層投產的重要手段，提出定點射孔、壓裂技術實現薄互層的充分改造。

b）導流能力是影響薄互層壓裂效果的重要因素，通過室內實驗分析得出在壓裂施工中盡可能采用高砂比和組合粒徑支撐劑以保持支撐裂縫長期導流能力較高。

c）現場應用表明本套綜合工藝在薄互層改造的造長縫、控縫高等關鍵方面具有理想效果，與鄰井相比增產改造效果顯著，值得在類似儲層中推廣使用。

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