高橋區(qū)下古儲(chǔ)層壓裂增產(chǎn)改造試驗(yàn)

林 剛，劉朝曦，惠 寧

（1.中國石油長慶油田分公司長南項(xiàng)目部，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司對(duì)外合作部，陜西西安 710018）

高橋區(qū)塊發(fā)育下古馬家溝組氣層和上古盒8、山1、山2、本溪等氣層。下古馬家溝組地層巖溶古地貌為平緩斜坡，局部發(fā)育巖溶殘丘，整體地勢低平，處于巖溶水的匯集區(qū)，巖溶作用弱，儲(chǔ)集性能相對(duì)較差，具體表現(xiàn)在由氣田主體向靖邊南，風(fēng)化淋濾深度變淺，強(qiáng)度減弱，充填作用增強(qiáng)，儲(chǔ)集性能變差；由于地勢低平，侵蝕溝槽不發(fā)育，巖溶坍塌縫和陡壁拉張縫不發(fā)育，儲(chǔ)層滲流能力變差。

1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征分析

1.1 巖性特征

石盒子組巖性特征：上部棕褐色泥巖、砂質(zhì)泥巖與淺灰色細(xì)砂巖、灰色泥質(zhì)砂巖呈不等厚互層；中下部為灰色泥巖與灰色、淺灰色、灰綠色泥質(zhì)砂巖及細(xì)砂巖、中砂巖、粗砂巖、含礫粗砂巖呈不等厚互層。砂巖成份中石英含量占60 %～80 %，長石含量0 %～15 %，巖屑及其它暗色礦物占5 %～30 %。

山西組巖性特征：上部以深灰色泥巖為主，夾薄層灰色泥質(zhì)砂巖、淺灰色細(xì)砂巖；下部深灰色泥巖夾淺灰細(xì)砂巖、中砂巖、黑色煤層、灰黑色碳質(zhì)泥巖。砂巖成份中石英含量約占65 %～80 %，巖屑含量約占15 %～20 %，暗色礦物及其他占5 %～15 %。

馬五1+2儲(chǔ)層巖性包括細(xì)粉晶白云巖、泥晶白云巖、粒屑白云巖、含灰白云巖和、角礫狀白云巖等，其中，細(xì)粉晶白云巖是本區(qū)的主要儲(chǔ)集巖。

馬五41儲(chǔ)層巖性包括粗粉晶殘余顆粒白云巖、泥-細(xì)粉晶白云巖和粒屑白云巖，其中，顆粒白云巖、粗粉晶白云巖和細(xì)粉晶白云巖是主要儲(chǔ)集巖。

1.2 填隙物特征

靖邊南馬五1+2 溶蝕充填以方解石+白云石的混合充填為主，方解石所占比重增大，充填程度與氣田本部和潛臺(tái)東側(cè)相比增高。該區(qū)馬五13溶孔為半-強(qiáng)充填至方解石全充填，充填程度高（見表1）。

1.3 孔隙類型

靖邊南下古氣藏儲(chǔ)集孔隙以溶蝕孔洞及晶間孔為主，其次為晶間溶孔、膏?？住⑽⒘严?。馬五13小層以溶孔和晶間溶孔最為發(fā)育（見表2）。

表1 靖邊南馬五1+2 儲(chǔ)層溶孔充填類型分類表

1.4 物性特征

靖邊南地區(qū)馬五1+2段氣層厚度小、物性較差。由氣田本部到潛臺(tái)東側(cè)一直到靖邊南，儲(chǔ)層物性呈現(xiàn)出依次變差的態(tài)勢。馬五1+2各小層孔隙度整體偏低，主要優(yōu)勢儲(chǔ)層為馬五13、馬五12，其次為馬五11、馬五22（見表3）。

1.5 溫度和壓力系數(shù)特征

高橋區(qū)塊馬五1+2 氣藏實(shí)測地層壓力值在25.8 MPa～34.31 MPa，平均地層壓力29.47 MPa；地層溫度在91.7 ℃～125.4 ℃，平均地層溫度109.5 ℃，地溫梯度為3.08 ℃/100m。該區(qū)上古生界地層壓力26.9 MPa～31.7 MPa，H2S 含量0 mg/m3～15.6 mg/m3，CO2含量1.04 %～5.07 %。

2 增產(chǎn)改造試驗(yàn)

下古儲(chǔ)層改造以稠化酸+降阻酸常規(guī)酸化為主，18口井22 層采用常規(guī)酸壓改造方式，2 口井2 層采用交聯(lián)酸+降阻酸+稠化酸多級(jí)注入改造方式，1 口井1 層采用前置酸改造方式。從改造效果上來看常規(guī)酸壓取得較好的改造效果。

表2 靖邊南馬五1+2 孔隙類型統(tǒng)計(jì)

表3 高橋區(qū)氣層有效儲(chǔ)層巖心樣品孔、滲統(tǒng)計(jì)

圖1 改造方式統(tǒng)計(jì)圖

2.1 管柱結(jié)構(gòu)和排量

下古改造以全井27/8" 油管為主，共完成14 口井17 層，27/8"+31/2"組合油管完成5 口井7 層，全井31/2"油管結(jié)構(gòu)完成1 口井1 層。從施工摩阻與井深和排量的關(guān)系來看，目前該區(qū)塊下古儲(chǔ)層井深在3 600 m～4 000 m，平均摩阻16.22 MPa。從摩阻與井深關(guān)系來看，當(dāng)井深超過3 900 m 時(shí)，建議采用組合壓裂管柱結(jié)構(gòu)，從排量與摩阻關(guān)系來看，采用全井27/8"結(jié)構(gòu)的壓裂管柱，可滿足3.0 m3/min 以內(nèi)的酸壓改造施工，排量在3.0 m3/min～4.0 m3/min 時(shí)，選擇組合油管可有效的降低摩阻，排量大于4.0 m3/min 時(shí)建議選擇全井31/2"油管進(jìn)行儲(chǔ)層改造。

圖2 摩阻與井深關(guān)系圖

圖3 摩阻與排量關(guān)系圖

圖4 破裂壓力統(tǒng)計(jì)圖

圖5 施工壓力統(tǒng)計(jì)圖

對(duì)施工壓力和破裂壓力進(jìn)行分析，該區(qū)塊下古儲(chǔ)層平均破裂壓力52.76 MPa，平均施工壓力46.89 MPa，從圖中可以看出，該區(qū)塊下古儲(chǔ)層破裂壓力大多集中在45.0 MPa～65.0 MPa，井深變化影響不大，破裂壓力梯度為0.005 1。施工壓力集中在50.0 MPa～60.0 MPa，施工壓力梯度為0.011 8。

2.2 酸化規(guī)模分析

從酸液用量與儲(chǔ)層厚度的關(guān)系圖回歸得到該區(qū)塊下古酸化平均加酸強(qiáng)度為25.84 m3/m。通過加酸強(qiáng)度與儲(chǔ)層系數(shù)、地層系數(shù)的對(duì)比圖分析得出，當(dāng)?shù)貙酉禂?shù)大于3 時(shí)，采用加酸強(qiáng)度低于30.0 m3/m，可取得較好的效果，當(dāng)?shù)貙酉禂?shù)小于3 時(shí)，加大酸液用量，采用多級(jí)注入酸壓改造方式，可取得較好的改造效果。同時(shí)，當(dāng)儲(chǔ)能系數(shù)大于0.2 時(shí)，加酸強(qiáng)度應(yīng)保持在30.0 m3/m以下，而當(dāng)儲(chǔ)能系數(shù)小于0.2 時(shí)，可適當(dāng)提高酸液用量，進(jìn)一步確定改造效果。

2.3 排液情況分析

共完成20 口井24 試氣層，10 口井采用關(guān)放排液，8 口井采用氣舉排液+關(guān)放排液，2 口井采用抽汲+關(guān)放排液，2 口井采用抽汲+氣舉排液+關(guān)放排液的排液方式。平均返排率94.12 %，平均排液時(shí)間10.63 d，平均壓力恢復(fù)梯度3.18。從排液時(shí)間與無阻流量的對(duì)比圖來看，15 層次排液時(shí)間小于10 d，排液時(shí)間大于30 天的井共2 口。無阻流量大于5×104m3/d 以上的井中，除3 口上下古合求排液時(shí)間在10 d 以上，其余5口井排液時(shí)間均小于10 d。排液時(shí)間大于30 d 的井，無阻流量均不足3.0×104m3/d。

圖6 酸液用量與有效厚度關(guān)系圖

圖7 儲(chǔ)能系數(shù)與加酸強(qiáng)度圖

3 試驗(yàn)效果

圖8 地層系數(shù)與加酸強(qiáng)度圖

相對(duì)于常規(guī)壓裂而言，體積壓裂是通過擴(kuò)展裂縫體系、增大滲流面積及導(dǎo)流能力、最大化提高重復(fù)壓裂實(shí)施效果的新型工藝增產(chǎn)措施。在形成一條或多條主裂縫的同時(shí)，使脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，使天然裂縫不斷擴(kuò)張，實(shí)現(xiàn)對(duì)天然裂縫、巖石層理的溝通。在主裂縫的側(cè)向強(qiáng)制形成次生裂縫，并在次生裂縫的基礎(chǔ)上繼續(xù)分支形成二級(jí)次生裂縫，以此類推，形成天然裂縫和人工裂縫相互交錯(cuò)的裂縫網(wǎng)絡(luò)。該工藝的目的是將有效儲(chǔ)層打碎，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的三維方向的全面改造，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[1]。常規(guī)壓裂在本區(qū)塊內(nèi)應(yīng)用較差，在后期施工過程中停止交聯(lián)酸和前置酸下古儲(chǔ)層壓裂實(shí)驗(yàn)。

較常規(guī)壓裂改造，體積壓裂采用“大液量、大排量、大砂量、低砂比”的施工思路，形成復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)，裂縫的起裂與擴(kuò)展不簡單只是裂縫的張性破壞，還存在剪切、滑移、錯(cuò)斷等復(fù)雜的力學(xué)行為。通過常規(guī)壓裂與體積壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示，體積壓裂形成的裂縫網(wǎng)格明顯擴(kuò)展?？p長、縫高分別提高20 %與30 %。

針對(duì)儲(chǔ)層物性較差的井，加大清潔轉(zhuǎn)向酸多級(jí)注入和清潔膠凝酸實(shí)驗(yàn)，由于致密儲(chǔ)層持續(xù)高壓的問題，提出了前置酸預(yù)處理，疏通炮眼、解除傷害、擴(kuò)大孔隙，提高地層的吸液能力，降低破裂壓力，確保裂縫在隔夾層起裂，提高施工成功率。酸液主要是為了處理壓裂儲(chǔ)層近井地帶，處理半徑不能大于0.2 M，因此酸預(yù)處理液用量不宜過大[2]?？蓪?duì)儲(chǔ)層物性較好的區(qū)塊，進(jìn)行常規(guī)酸壓改造。下古儲(chǔ)層出水情況較多，在開發(fā)過程中避開出水富集區(qū)，同時(shí)施工過程中控制施工排量，采用合理的壓裂施工管柱，以期達(dá)到更好的改造效果。目前國內(nèi)外對(duì)水力壓裂的破裂機(jī)理進(jìn)行了廣泛的研究[3]。

高橋區(qū)塊儲(chǔ)層改造過程中，破裂壓力、施工壓裂較靖邊本部和蘇里格區(qū)塊都要高，部分井破裂壓力和施工壓力甚至超過70 MPa，這種情況可能有以下幾點(diǎn)原因：（1）射孔孔眼不完善；（2）部分地層破裂壓力較高，可能是由鉆井液、射孔液對(duì)近井地層污染嚴(yán)重導(dǎo)致；（3）地層相對(duì)較致密，泥質(zhì)夾層較多，導(dǎo)致施工壓力偏高；（4）施工液體體系摩阻高，井筒壓力損失大。

針對(duì)這些情況有如下處理措施：（1）采用超二代彈深度射孔技術(shù)；（2）采用酸液浸泡預(yù)處理，降低破裂壓力；（3）采用前置酸壓裂技術(shù)等；（4）依照文中對(duì)管柱結(jié)構(gòu)和施工排量的優(yōu)化，在施工過程中，根據(jù)井深和排量的不同，選取適應(yīng)的管柱結(jié)構(gòu)，有效降低摩阻，提高施工成功率。

4 結(jié)論

本文把高橋區(qū)塊目前已完試井，并對(duì)下古分別從地質(zhì)、壓裂施工和排液情況進(jìn)行了分析，對(duì)各區(qū)塊的壓裂施工參數(shù)從壓裂工藝選擇、壓裂管柱結(jié)構(gòu)、施工排量、加酸（或加砂量）分別進(jìn)行了分析和總結(jié)，提出關(guān)于各個(gè)區(qū)塊上、下古儲(chǔ)層開發(fā)的建議和意見，以期對(duì)后期高橋區(qū)塊的開發(fā)有一定的指導(dǎo)性作用。

［1］ B Haimson，C Fairhurst.Intiation and extension of hydraulic fractures in Rocks［J］.SPEJ，1967，7（3）：310-318.

［2］ 姬偉，郭亮，等.基于灰色關(guān)聯(lián)理論的體積壓裂井產(chǎn)能影響因素分析［J］.低滲透油氣田，2013，（3-4）:114-115.

［3］ 楊寶泉，郭虎，等.水平井機(jī)械分段酸化技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2010，29（3）:114-117.