準(zhǔn)噶爾盆地高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層改造技術(shù)研究及應(yīng)用

章 敬，李佳琦，徐江濤，陳仙江，王 榮，紀(jì)擁軍

（1.中國(guó)石油新疆油田分公司開發(fā)公司，新疆克拉瑪依834000；2.中國(guó)石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依834000）

準(zhǔn)噶爾盆地高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層改造技術(shù)研究及應(yīng)用

章 敬1，李佳琦2，徐江濤1，陳仙江2，王 榮2，紀(jì)擁軍1

（1.中國(guó)石油新疆油田分公司開發(fā)公司，新疆克拉瑪依834000；2.中國(guó)石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依834000）

準(zhǔn)噶爾盆地高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層是指井深大于3 500 m，閉合應(yīng)力梯度大于0.02 MPa/m，且由于儲(chǔ)層物性差、楊氏模量高、泊松比高，導(dǎo)致地層破裂壓力高而難以壓開的儲(chǔ)層，主要包括西北緣二疊系、車排子凸起侏羅系和白堊系及部分高溫超深風(fēng)險(xiǎn)探井鉆遇的儲(chǔ)層。目前對(duì)此類儲(chǔ)層改造的重點(diǎn)與難點(diǎn)主要體現(xiàn)在5個(gè)方面：①施工風(fēng)險(xiǎn)大、技術(shù)選擇余地??；②施工易砂堵；③對(duì)壓裂材料的性能要求高；④微裂縫發(fā)育，壓裂液濾失嚴(yán)重；⑤設(shè)備故障率較高。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐與研究，形成了以降低井口施工壓力技術(shù)為核心，支撐劑組合優(yōu)化技術(shù)與施工參數(shù)優(yōu)化技術(shù)相結(jié)合的高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層改造技術(shù)體系，加重壓裂液密度最高達(dá)1.365 g/m3，突破了技術(shù)瓶頸，使高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層探井壓裂成功率由常規(guī)方法的50%提高至100%。

高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層儲(chǔ)層改造加重壓裂液延遲交聯(lián)酸化預(yù)處理

目前，中外對(duì)高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層的劃分沒有具體的量化標(biāo)準(zhǔn)，依據(jù)新疆油田深井、超深井界限，將井深超過(guò)3 500 m，閉合應(yīng)力梯度大于0.02 MPa/ m，且具有儲(chǔ)層物性差、楊氏模量和泊松比高、地層破裂壓力和閉合應(yīng)力高、壓裂難度大等特征的儲(chǔ)層定義為高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層。準(zhǔn)噶爾盆地典型的高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層［1］主要包括西北緣二疊系、車排子凸起侏羅系和白堊系以及部分高溫超深風(fēng)險(xiǎn)探井鉆遇的儲(chǔ)層，其勘探潛力巨大，根據(jù)中國(guó)石油新疆油田分公司制定的2011—2020年油氣勘探發(fā)展規(guī)劃，針對(duì)這部分儲(chǔ)層要實(shí)現(xiàn)探明石油儲(chǔ)量為6× 108t、探明天然氣儲(chǔ)量為4 500×108m3的勘探任務(wù)，儲(chǔ)量任務(wù)艱巨。由于前期儲(chǔ)層壓裂改造難度極大，壓裂施工成功率僅為50%，亟需技術(shù)突破。為此，筆者在總結(jié)前期現(xiàn)場(chǎng)施工經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，從降低壓裂施工壓力入手，對(duì)壓裂管柱、壓裂液、支撐劑和壓裂參數(shù)進(jìn)行全方位分析與調(diào)整，最終形成了針對(duì)高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層的改造技術(shù)，以期為準(zhǔn)噶爾盆地高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層的勘探開發(fā)提供強(qiáng)有力的技術(shù)保障。

1 儲(chǔ)層特征及改造難點(diǎn)

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣二疊系、車排子凸起侏羅系和白堊系及部分高溫超深風(fēng)險(xiǎn)探井鉆遇儲(chǔ)層的平均埋深大于4 500 m，其儲(chǔ)層物性差，平均孔隙度小于5.5%，平均滲透率小于0.3×10-3μm2，非均質(zhì)性強(qiáng)，屬于低孔低滲透儲(chǔ)層。壓力系數(shù)為1.5～2.0，地層溫度為100～170℃，地層閉合壓力為90～110 MPa，且部分儲(chǔ)層微裂縫相對(duì)發(fā)育。

目前對(duì)高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層改造的重點(diǎn)與難點(diǎn)主要體現(xiàn)在5個(gè)方面：①施工風(fēng)險(xiǎn)大、技術(shù)選擇余地小。由于儲(chǔ)層致密，地層壓裂難度很大，井口破裂壓力高，對(duì)壓裂設(shè)備和管柱的承壓要求很高，且較高的施工壓力導(dǎo)致作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)增大，現(xiàn)場(chǎng)控制技術(shù)選擇余地小。②施工易砂堵。由于儲(chǔ)層埋藏深，管柱摩阻大，導(dǎo)致施工排量很難提高，形成的裂縫較窄，施工中難以提高砂比，易砂堵導(dǎo)致施工失敗。③對(duì)壓裂材料的性能要求高。支撐劑必須保證在高閉合應(yīng)力下提供足夠的導(dǎo)流能力，壓裂液必須滿足高溫下能順利攜砂，同時(shí)摩阻較低的需求。④微裂縫發(fā)育，壓裂液濾失嚴(yán)重。儲(chǔ)層中微裂縫發(fā)育，導(dǎo)致壓裂液濾失量大，還可能形成復(fù)雜裂縫，且施工壓力異常高，常導(dǎo)致壓裂施工無(wú)法順利完成甚至砂堵。⑤設(shè)備故障率較高。由于儲(chǔ)層物性差，須造長(zhǎng)縫，導(dǎo)致大規(guī)模壓裂時(shí)高壓作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)，間接加大了設(shè)備出現(xiàn)故障的概率。

2 降低井口施工壓力技術(shù)

在準(zhǔn)確預(yù)測(cè)閉合壓力和破裂壓力［2］的基礎(chǔ)上，綜合研究了壓裂液加重技術(shù)、酸化預(yù)處理技術(shù)［3-6］及降低井筒摩阻技術(shù)，應(yīng)根據(jù)儲(chǔ)層特點(diǎn)，采用其中1項(xiàng)或多項(xiàng)技術(shù)，以達(dá)到降低井口施工壓力的目的。

2.1 壓裂液加重技術(shù)

目前，羥丙基胍膠有機(jī)硼交聯(lián)高密度壓裂液已成功應(yīng)用于中外許多油田［7］，該壓裂液所用的加重材料主要包括氯化鉀、氯化鈉、硝酸鉀、硝酸鈉、溴化鉀、溴化鈉及其復(fù)合鹽。綜合考慮成本和對(duì)環(huán)境污染的影響，分析對(duì)比了單一氯化鉀、氯化鉀與硝酸鈉復(fù)配和單一硝酸鈉3種主要壓裂液加重配方。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：氯化鉀與硝酸鈉復(fù)配后壓裂液的加重密度為1.21 g/cm3，交聯(lián)時(shí)間為3 min，在溫度為140℃、剪切速率為170 s-1的條件下，剪切90 min，粘度仍大于280 mPa·s；單一硝酸鈉加重壓裂液的密度為1.365 g/cm3，交聯(lián)時(shí)間為3 min，在溫度為150℃、剪切速率為170 s-1的條件下，剪切90 min，粘度仍保持在120 mPa·s以上，該壓裂液體系突破了單一氯化鉀加重壓裂液最高只能加重到1.18 g/cm3的技術(shù)瓶頸。對(duì)埋深大于5 000 m的井進(jìn)行壓裂時(shí)，若采用常規(guī)壓裂液，液柱壓力為50 MPa；采用單一硝酸鈉加重壓裂液時(shí)，液柱壓力為68.25 MPa，增加了18.25 MPa，大幅降低了井口施工壓力。

2.2 酸化預(yù)處理技術(shù)

酸化預(yù)處理技術(shù)降低地層破裂壓力的原理是：在壓裂前，通過(guò)向地層擠入一定濃度和劑量的酸液，腐蝕井筒附近地層中的礦物并降低其應(yīng)力，使得后續(xù)壓裂施工時(shí)地層更容易破裂，從而降低井口施工壓力。對(duì)高溫超深井進(jìn)行壓裂時(shí)，要求酸液具有良好的緩蝕和緩速性能，以減小酸液對(duì)油管和套管的腐蝕，增加酸液的作用距離，故研制了高溫緩速酸液體系。

高溫緩速酸液體系的性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明：常溫下，酸液密度為1.05～1.07 g/cm3；在130℃下，靜態(tài)放置4 h，對(duì)鋼片腐蝕速度為17.8 g/（m2·h）；在90℃下，靜態(tài)放置4 h，對(duì)鋼片緩速率大于等于70%；常溫下，表面張力小于等于28 mN/m；常溫下穩(wěn)定鐵離子能力大于等于800 mg/L；在90℃下與原油靜置1 h，破乳率大于等于95%。

分析XH1井的酸化預(yù)處理結(jié)果可知，其破裂壓力比前期未進(jìn)行酸化預(yù)處理但其他條件相近的壓裂施工井降低了約4～10 MPa。

2.3 降低井筒摩阻技術(shù)

在壓裂施工過(guò)程中，一般壓裂液交聯(lián)較快，不僅使壓裂液在管柱中提前達(dá)到最大摩阻，還使先前形成的凍膠因受到較長(zhǎng)時(shí)間的高速剪切而變稀，導(dǎo)致造縫與攜砂能力變差；若壓裂液交聯(lián)速度太慢，甚至壓裂液進(jìn)入地層后才交聯(lián)，則凍膠起不到有效攜砂作用，將會(huì)增大砂堵風(fēng)險(xiǎn)。只有壓裂液的交聯(lián)時(shí)間與壓裂液流經(jīng)管柱的時(shí)間一致，壓裂液性能才能達(dá)到最佳。室內(nèi)研究發(fā)現(xiàn)，延遲壓裂液交聯(lián)時(shí)間的方法主要有3種：①用聚合物將硼砂包裹，形成固體干顆粒，通過(guò)減緩硼砂的溶解速度來(lái)延遲凍膠形成時(shí)間；②提高溶膠液的pH值，通過(guò)抑制硼砂的水解來(lái)延遲凍膠形成時(shí)間；③在硼酸溶液中加入絡(luò)合劑（甘油），使之先與硼酸形成絡(luò)合物，將硼酸隱藏起來(lái)，延遲硼酸與胍膠的反應(yīng)時(shí)間。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況，考慮成本因素，可采用提高溶膠液的pH值來(lái)延遲壓裂液交聯(lián)時(shí)間，以有效降低井口施工壓力。

對(duì)比FC1井與T60井的現(xiàn)場(chǎng)施工結(jié)果可知：T60井為較早期施工井，未采用延遲交聯(lián)技術(shù)，壓裂液摩阻為清水摩阻的25%；FC1井采用了延遲交聯(lián)技術(shù)，延遲壓裂液交聯(lián)時(shí)間可達(dá)2～3 min，胍膠壓裂液摩阻為清水摩阻的16%，有效降低了壓裂液摩阻，進(jìn)而降低了井口施工壓力。

若與常規(guī)儲(chǔ)層壓裂一樣，分別采用外徑為88.9 和73.02 mm的油管或2種油管的復(fù)合管柱，對(duì)埋深大于3 500 m的井進(jìn)行壓裂時(shí)，將會(huì)產(chǎn)生極大的管柱摩阻，即使采用140 MPa的采油樹也很難滿足安全需要。因此，針對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層，須采用外徑為101.6 mm的油管與外徑為73.02 mm油管的復(fù)合管柱或外徑為127 mm的套管與外徑為73.02 mm油管的復(fù)合管柱，可有效降低壓裂液摩阻。

3 支撐劑組合優(yōu)化技術(shù)

儲(chǔ)層改造難度大歸根結(jié)底是因?yàn)榭p寬與井口施工壓力之間的矛盾：排量增大，可增大縫寬，但井口施工壓力增大，風(fēng)險(xiǎn)增加；排量降低，可降低井口施工壓力，但縫寬變小，支撐劑加入困難，施工風(fēng)險(xiǎn)也會(huì)增加。壓裂采用主要支撐劑類型為20/40，30/ 50，40/70和70/140目的石英砂和陶粒，一般采用混合支撐劑。不同粒徑混合支撐劑的性能評(píng)價(jià)［8］結(jié)果表明：①不同粒徑支撐劑混合后的導(dǎo)流能力介于單一支撐劑的導(dǎo)流能力之間；②使用單一支撐劑段塞時(shí)，越小的顆粒造成的混合支撐劑的導(dǎo)流能力越小；③混合方式與數(shù)量決定了混合支撐劑導(dǎo)流能力；④小顆粒支撐劑混入大顆粒支撐劑的量越多，整體的導(dǎo)流能力越小。

為了降低壓裂液濾失量須使用段塞［9-10］，但這勢(shì)必造成導(dǎo)流能力的降低，故采用3種支撐劑混合的方式，通過(guò)調(diào)整混合比例以得到最佳支撐劑導(dǎo)流能力。筆者結(jié)合前期施工經(jīng)驗(yàn)，充分考慮加砂總量、裂縫的改造規(guī)模、壓裂液濾失量、射孔方式和天然裂縫等因素，確立了段塞支撐劑顆粒和段塞選用原則（表1，表2）。

表1 段塞支撐劑顆粒選用原則

表2 段塞選用原則

4 施工參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

4.1 前置液百分比

目前主要使用2種方法來(lái)控制濾失量：前置液中加入支撐劑段塞和壓裂液中加入降濾失劑，但這2種方法的作用有限，對(duì)于壓裂風(fēng)險(xiǎn)較高的井，提高前置液百分比仍是最有效的手段。確定前置液百分比［11-15］主要考慮2個(gè)因素：壓裂液濾失的裂縫條數(shù)和濾失系數(shù)，而這2個(gè)因素又與壓裂液效率有關(guān)，通過(guò)測(cè)試壓裂解釋的壓裂液效率求取前置液百分比的計(jì)算式為

式中：fp為前置液百分比；η為壓裂液效率。

根據(jù)致密儲(chǔ)層的施工數(shù)據(jù)，前置液百分比應(yīng)大于等于45%；當(dāng)濾失多裂縫條數(shù)增加時(shí)，前置液百分比也可增大，最大可達(dá)60%。

4.2 施工砂比及加砂程序

由于研究區(qū)儲(chǔ)層埋藏較深，施工砂比和井口壓力響應(yīng)時(shí)間較長(zhǎng)，導(dǎo)致施工風(fēng)險(xiǎn)較大，且由于縫寬小，高砂比加砂極易造成砂堵。前期施工情況表明，最高砂比超過(guò)30%時(shí)，井口施工壓力迅速增大，這是導(dǎo)致施工失敗的重要原因。因此，后續(xù)加砂最高砂比以20%左右為宜，最高不超過(guò)30%，平均砂比為12%～15%。加砂時(shí)可采用低起點(diǎn)、小臺(tái)階、長(zhǎng)時(shí)段加砂程序。

4.3 施工排量

研究區(qū)部分儲(chǔ)層存在天然裂縫、儲(chǔ)蓋層與底層應(yīng)力差小，施工排量會(huì)影響壓裂所形成裂縫的寬度和高度。若增大施工排量，在增大縫高、縫寬和濾失量的同時(shí)，會(huì)導(dǎo)致裂縫穿透距離受限，縫長(zhǎng)變短；若降低施工排量，則會(huì)增大砂堵風(fēng)險(xiǎn)。因此，施工排量須在合理范圍之內(nèi)，既要避免裂縫縱向上過(guò)度延伸，又可增大油層中裂縫的水平穿透距離。常規(guī)儲(chǔ)層壓裂施工排量一般為2.5～5.0 m3/min，故將研究區(qū)壓裂施工排量定為3.0～4.0 m3/min，并根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行微調(diào)。

5 改造效果

2009—2010年，對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層共進(jìn)行常規(guī)壓裂施工14次，最高井口施工壓力達(dá)91 MPa，平均加砂量為26.4 m3，因突然砂堵和井口施工壓力過(guò)高而導(dǎo)致施工終止7次，最終成功率僅為50%。

XH1井位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣沖斷帶四棵樹凹陷，該井于2010年11月15日完井，其致密儲(chǔ)層埋深為5 996～6 018 m，油藏溫度達(dá)135℃，彈性模量為40 000 MPa，屬于高溫超深井，壓裂難度極大。該井于2011年5月18日進(jìn)行壓裂施工，采用氯化鉀和硝酸鈉復(fù)配的壓裂液，加重密度為1.21 g/cm3，采用外徑為127 mm套管和外徑為73.02 mm油管的復(fù)合管柱，施工排量為3～3.5 m3/min，前置液百分比為45%，平均砂比為19.1%，加砂量為30 m3，最終井口施工壓力達(dá)87～102 MPa，成功完成了加砂量，壓裂后試油產(chǎn)液量為12.1 m3/d。2011年以后，利用高閉合應(yīng)力致密改造技術(shù)，對(duì)研究區(qū)8口井進(jìn)行壓裂施工，施工成功率達(dá)100%（表3）。

表3 2011年準(zhǔn)噶爾盆地高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層改造施工情況

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6 結(jié)束語(yǔ)

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣二疊系、車排子凸起侏羅系和白堊系及部分高溫超深風(fēng)險(xiǎn)探井鉆遇儲(chǔ)層均屬于高閉合應(yīng)力致密儲(chǔ)層，其埋藏深、高溫高壓、應(yīng)力高，壓裂施工井口壓力高、形成裂縫寬度窄，導(dǎo)致前期壓裂成功率僅為50%。從降低井口施工壓力技術(shù)、支撐劑組合優(yōu)化技術(shù)和施工參數(shù)優(yōu)化技術(shù)等方面綜合考慮進(jìn)行改造，其中加重壓裂液密度最高達(dá)1.365 g/m3，突破了技術(shù)瓶頸。應(yīng)用該技術(shù)體系使得研究區(qū)后續(xù)儲(chǔ)層壓裂成功率達(dá)100%。

編輯常迎梅

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TE357.14<文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：a class="emphasis_bold"> 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A文章編號(hào)：1文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：a

1

A文章編號(hào)：1009-9603（2014）02-0098-04

2013-12-03。

章敬，男，高級(jí)工程師，博士，從事復(fù)雜油氣藏壓裂技術(shù)研究與管理。聯(lián)系電話：（0990）6887566，E-mail：zhangj688@petrochina. com.cn。

中國(guó)石油油氣勘探重點(diǎn)工程技術(shù)攻關(guān)項(xiàng)目“準(zhǔn)噶爾盆地復(fù)雜巖性低滲儲(chǔ)層試油（含措施改造）配套技術(shù)研究”。