鴨西區(qū)塊異常高應(yīng)力儲層加砂壓裂探索與實踐

翁定為 （中國石油大學(xué) （北京）石油工程學(xué)院，北京102249 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分壓裂酸化中心，河北廊坊065007）

張慶九，蒙炯 （中國石油玉門油田分公司鉆采工程研究院，甘肅 酒泉735200）

鄭力會 （中國石油大學(xué) （北京）石油工程學(xué)院，北京102249）

酒泉盆地鴨西區(qū)塊儲層基質(zhì)滲透性差，不壓裂改造無法實現(xiàn)有效開發(fā)。但地層受多次構(gòu)造運動逆斷層擠壓、構(gòu)造應(yīng)力異常偏高，導(dǎo)致壓裂施工時破裂壓力、施工壓力高，甚至壓不開地層，無法實現(xiàn)加砂。針對異常高應(yīng)力儲層，國內(nèi)外主要采用酸洗、加重壓裂液、管柱優(yōu)化等手段來降低破裂壓力。程興生等［1，2］研發(fā)了一種新型的低成本加重壓裂液，現(xiàn)場應(yīng)用取得好的效果；胥云等［3］采用酸化預(yù)處理解除近井帶地層傷害，達到降低地層破裂壓力的目的；付育武等［4］采用前置酸和超高壓壓裂施工設(shè)備成功改造了儲層。以上研究只是應(yīng)用單一技術(shù)手段來降低施工壓力達到壓開地層的目的，筆者則是在儲層精細(xì)壓前評價的基礎(chǔ)上，綜合應(yīng)用多種降低施工壓力的手段以及采用高效施工質(zhì)量控制手段，并研發(fā)配套加重壓裂液體系，實現(xiàn)了該區(qū)塊的加砂壓裂。

1 鴨西儲層概況

鴨西鼻狀構(gòu)造為青西凹陷兩大含油氣單元之一，處于凹陷內(nèi)油氣向東主運移通道上，已發(fā)現(xiàn)白堊系油藏。鴨西白堊系油藏為構(gòu)造巖性油藏，主要油層為白堊系下溝組K1g2＋3、K1g1段；主要目的層K1g1含油砂體橫向?qū)Ρ群?，分布穩(wěn)定。鴨西儲層巖性主要為砂巖、泥質(zhì)砂巖、礫巖、砂礫巖和泥巖，局部有泥質(zhì)白云巖；碳酸鹽含量低、黏土含量高，礦物成分主要以石英、長石和白云石及黏土礦物呈現(xiàn)各占1／3的特點，巖性較為復(fù)雜。儲層平均厚度20m左右，平均孔隙度和滲透率分別為7．5%和2．5mD，為低孔低滲儲層。地層壓力系數(shù)在1．33左右，為異常高壓系統(tǒng)；地溫梯度2．96℃／100m，地溫梯度正常。儲層可動流體飽和度66．18%，按可動流體飽和度分類屬于Ⅰ類儲層。巖心試驗結(jié)果顯示儲層和隔層彈性模量分別在30000MPa和39000MPa左右，儲層較 “硬”。

采用莫爾－庫侖準(zhǔn)則試驗方法對鴨西地區(qū)巖心進行地應(yīng)力大小測試［5］，該試驗方法未考慮構(gòu)造應(yīng)力的影響，測得儲層最小主應(yīng)力71．1MPa，最小主應(yīng)力梯度為0．0180MPa／m。

2 以往壓裂分析

鴨西區(qū)塊有3口井嘗試進行了壓裂施工，其中埋藏較淺、改造目的層位為K1g2的A井完成加砂，而埋藏較深、改造目的層位為K1g1的B井和C井未完成加砂。

A井射孔段3857．0～3860．0m和3862．0～3874．0m，共15．0m／2層。于2008年7月進行壓裂施工，施工泵壓93．1～95．5MPa，施工排量2．5m3／min，壓裂液用量256．9m3，加入70／140目砂2．5m3和30／50目陶粒16．0m3，最高砂液比15%，平均砂液比12．7%。B井試油層段為4072．0～4092．0m，于2005年10月進行壓裂施工，施工排量1．0～1．4m3／min，施工壓力96～99MPa，泵入壓裂液64m3，加粉陶2m3，陶粒進入地層初期壓力小幅下降，但很快又重新上升，達到井口和設(shè)備的承壓極限，停止加砂。C井射孔段為4301．1～4306．8m和4297．4～4299．4m，共7．7m／2層，于2011年5月進行第1次壓裂施工，C井初次壓裂共試擠27次，后因施工壓力太高，未完成施工。該井共擠入壓井液10m3（密度1．2g／cm3），酸液6m3（從第8次試擠開始進地層）、基液20m3（在第12次試擠時開始進入地層）；第26次試擠量最高，1．51m3／min，對應(yīng)施工壓力最高，110．7MPa；第27次試擠持續(xù)時間最長，用液量最多，排量1．4m3／min，對應(yīng)施工壓力108MPa，用液6m3。通過對曲線進行細(xì)致分析，可以發(fā)現(xiàn)該井壓裂施工于第26次試擠時成功壓開地層，地面破裂壓力110MPa；而第27次已形成人工裂縫。如果未壓開地層，按徑向流公式計算儲層此時的液相滲透率即混合液滲透率為1009．2～1272．2mD，與儲層測井及巖心試驗結(jié)果相背離。因此認(rèn)為已形成人工壓裂裂縫。計算時各參數(shù)取值如表1所示。

表1 C井壓開分析各參數(shù)取值表

因此可將最后一次試擠作為測試壓裂，分析可知管柱及入口摩阻為13MPa左右，地層破裂壓力為140．7MPa，地層破裂壓力梯度為0．0327MPa／m；但由于測試時間較短，未能得到C井儲層閉合應(yīng)力。儲層天然裂縫較發(fā)育，與巖心觀察及測井解釋結(jié)果一致。

3 壓裂施工難點及對策分析

引起鴨西地區(qū)應(yīng)力異常偏高的主要原因可能有：①該地區(qū)受多次構(gòu)造運動、逆斷層擠壓，構(gòu)造應(yīng)力異常偏高；②泥質(zhì)含量偏高增加地應(yīng)力；③井筒附近傷害引起附加應(yīng)力。結(jié)合壓前評估和以往壓裂井分析，可知鴨西地區(qū)實施加砂壓裂困難的主要原因在于構(gòu)造應(yīng)力高引起的地層應(yīng)力高，地層破裂壓力高。此外，鴨西儲層還有巖石 “硬”等特征。表2總結(jié)了該地區(qū)壓裂施工難點及采取的對策。

表2 鴨西區(qū)塊壓裂施工難點及對策表

4 壓裂優(yōu)化設(shè)計

4.1 低傷害加重壓裂液體系

優(yōu)選了低傷害加重壓裂液體系。采用40%的鹽作為加重材料，加重壓裂液密度1．30g／cm3，剪切速率170s－1下，基液黏度48～54mPa·s；采用有機硼作為交聯(lián)劑，交聯(lián)時間1～4min，交聯(lián)時間可控，有效降低壓裂液摩阻。交聯(lián)凍膠剪切120min后黏度仍保持在200mPa·s以上，凍膠性能穩(wěn)定可靠，為低排量長時間施工提供了保障。此外，由于加重壓裂液稠化劑有效成分增加，壓裂液破膠難度加大，因此通過評價，采用0．01%～0．02%膠囊破膠劑＋0．02%～0．03%～0．05%過硫酸銨雙元復(fù)合破膠體系，120℃下該壓裂液體系黏度可降至5mPa·s以下，為壓后快速返排奠定了基礎(chǔ)。

4.2 施工壓力預(yù)測及排量優(yōu)化

羥丙基瓜膠壓裂液體系的降阻率在60%～65%，為安全起見，考慮壓裂液降阻率為60%時預(yù)測不同施工排量下的井口壓力。采用加重壓裂液體系，預(yù)測不同施工排量下的井口壓力，結(jié)果見表3。為確保安全施工，應(yīng)將排量控制在2．0～2．5m3／min，此時對應(yīng)的井口壓力為94～97MPa。

表3 不同排量下的井口壓力預(yù)測

4.3 水力裂縫和施工參數(shù)優(yōu)化

以壓后最大限度地提高產(chǎn)量作為優(yōu)化的目標(biāo)函數(shù)，采用油藏數(shù)值模擬軟件建立單井模型，模擬計算不同裂縫長度和導(dǎo)流能力下的產(chǎn)油量。模擬結(jié)果顯示優(yōu)化后的裂縫半縫長和導(dǎo)流能力分別為130～180m和20～30μm2·cm。

在水力裂縫優(yōu)化的基礎(chǔ)上，采用裂縫模擬軟件優(yōu)化得到該井施工加砂量為15m3左右，平均砂液比為12%左右。

基于以上分析，確定2套施工泵注程序。2套程序正式壓裂之前均采用酸預(yù)處理降低施工壓力。第1套泵注程序為加砂后施工壓力較為平穩(wěn)，其中前置液量143．4m3，排量2．0～2．5m3／min，粒徑0．15～0．21mm支撐劑分3級段塞加入，總砂量2．9m3，砂液比2．0%；攜砂液量122．1m3，排量2．5m3／min，粒徑0．3～0．6mm 支撐劑14．5m3，平均砂液比11．9%，砂液比遞增順序：5%→7%→10%→14%→16%→18%。若加砂后施工壓力上漲較為明顯，則采用第2套泵注程序：前置液量143．4m3，排量2．0m3／min，粒徑0．15～0．21mm 支撐劑分3級段塞加入，總砂量2．9m3，砂液比2．0%；攜砂液123．3m3，排量2．0m3／min，粒徑0．3～0．6mm支撐劑12．4m3，平均砂液比10．6%，砂液比遞增順序：5%→7%→9%→11%→13%→15%。

5 現(xiàn)場實施及壓后評估

2012年8月C井第2次加砂壓裂試驗取得成功。采用加重壓裂液體系 （現(xiàn)場實測密度1．29g／cm3），總液量414．9m3，其中預(yù)處理液鹽酸27．5m3，施工排量2．0～2．5m3／min，攜砂液階段施工壓力93．49～104．4MPa，停泵壓力86．52MPa，共加粒徑0．15～0．21mm 支撐劑2．9m3，粒徑0．3～0．6mm支撐劑12．4m3，平均砂液比11．2%。

壓后模擬顯示實際施工與設(shè)計的裂縫參數(shù)相比，實際裂縫參數(shù)縫長稍短，導(dǎo)流能力稍低，基本達到了設(shè)計要求和改造目的層的要求；同時凈壓力擬合顯示施工高砂比階段縫內(nèi)凈壓力以接近1的斜率上升了8MPa，出現(xiàn)了縫端脫砂的特征，這一方面說明了該井加砂難度大，另一方面說明施工設(shè)計的最優(yōu)性。同時，縫內(nèi)凈壓力上升的上漲有助于張開儲層天然裂縫，提高壓后效果。

C井第2次壓裂前產(chǎn)液量6．1m3／d，產(chǎn)油5．4t，含水率3．1%；第2次壓裂后初期產(chǎn)量24．8m3／d，產(chǎn)油量11．7t，含水率48．7%，生產(chǎn)3個月后產(chǎn)液量為14．5m3／d，產(chǎn)油量12．2t，含水率8．3%，截至2012年11月底累計增油847t。

6 結(jié)論

1）壓前儲層評估以及對以往的壓裂分析表明，鴨西異常高應(yīng)力儲層壓裂難點主要在于受構(gòu)造應(yīng)力影響，地面破裂壓力和施工壓力高，巖石 “硬”，降低施工壓力是該地區(qū)實施加砂壓裂的關(guān)鍵所在。

2）優(yōu)選了一套低傷害加重壓裂液體系，該體系加重后密度可達1．30g／cm3，同時具有交聯(lián)時間可控、摩阻低、壓后破膠徹底等優(yōu)點。

3）通過優(yōu)化設(shè)計并采用壓前酸預(yù)處理，成功完成該地區(qū)第1口深井加砂壓裂，壓后取得顯著增產(chǎn)效果。

［1］Cheng Xingsheng，Li Yongping，Ding Yunhong，et al．Study and application of high density acid in HPHT deep well［J］．SPE142033，2011．

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［3］胥云，李長忠，田助紅，等 ．川中異常高應(yīng)力裂縫性氣藏加砂壓裂現(xiàn)場試驗研究 ［J］．天然氣技術(shù)，2007，5（1）：29～31．

［4］付育武，馬飛，楊逸，等 ．如何解決川東北地區(qū)異常高應(yīng)力儲層難壓開的難題 ［J］．鉆采工藝，2011，34（6）：45～46．

［5］丁云宏 ．難動用油氣儲量開發(fā)壓裂酸化技術(shù) ［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2005．

［6］米卡爾J．?？酥Z米德斯 ．油藏增產(chǎn)措施 ［M］．張保平，等譯 ．北京：石油工業(yè)出版社，2002．