中康油田高伽馬儲(chǔ)層壓裂工藝技術(shù)

魏美濤（中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽(yáng)　457001）

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中康油田高伽馬儲(chǔ)層壓裂工藝技術(shù)

魏美濤
（中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽(yáng)457001）

摘要：中康油田中康17塊騰一中2砂組發(fā)育一套高伽馬儲(chǔ)層，伽馬值在100 API～200 API，平均147 API，巖性以砂礫巖為主，高伽馬形成原因是由于巖屑組分中火成巖及火山灰含量較高；高伽馬儲(chǔ)層壓裂時(shí)應(yīng)力異常，與該區(qū)塊常規(guī)儲(chǔ)層相比，液體效率低，施工難度大，另外由于砂體厚度大，隔層條件差，縫高控制難度較大，早期壓裂施工砂堵率高，針對(duì)上述情況應(yīng)用測(cè)試壓裂技術(shù)，求取高伽馬儲(chǔ)層裂縫閉合壓力梯度、近井筒摩阻、壓裂液液體效率，濾失系數(shù)等參數(shù)，為壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化提供依據(jù)，同時(shí)綜合應(yīng)用優(yōu)化射孔、變黏度變排量、支撐劑沉降等縫高控制技術(shù)，結(jié)合高伽馬儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)，確保了施工成功率，提高了改善效果。2014年8月-2015年12月，壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化27井次，成功率100 %，有效率100 %。累增油11 410.2 t，平均單井累增油422.6 t，日增油4.1 t，目前大部分井仍繼續(xù)有效，見(jiàn)到了良好的經(jīng)濟(jì)效益。關(guān)鍵詞：中康油田；高伽馬儲(chǔ)層；砂礫巖；縫高控制；壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

中康油田是中原油田與陜西康隆公司合作開(kāi)發(fā)的區(qū)塊，地處內(nèi)蒙古自治區(qū)錫林郭勒盟東烏珠穆沁旗境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造上位于二連盆地馬尼特坳陷的東北部，屬于烏里雅斯太凹陷，礦權(quán)面積1 050 km2。中康17塊是繼中康3塊后中康油田發(fā)現(xiàn)的又一主力區(qū)塊，是中康3塊騰一中油層在北洼槽西南斜坡帶低臺(tái)階的展布，主力含油層位是騰一中2砂組，為高伽馬儲(chǔ)層，伽馬值在100 API～200 API，平均147 API，儲(chǔ)集巖巖性以砂礫巖、礫巖、砂巖為主，屬常壓低孔、低滲儲(chǔ)層，自然產(chǎn)能低，需要進(jìn)行壓裂改造才能有效釋放儲(chǔ)層產(chǎn)能。中康17塊高伽馬儲(chǔ)層前期壓裂施工6口井，其中4口井砂堵，壓后有效率僅為60 %。如何提高壓裂施工成功率，改善壓裂效果，保障中康17塊高效開(kāi)發(fā)，亟待開(kāi)展高伽馬儲(chǔ)層壓裂工藝及壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)研究。

1　中康油田高伽馬儲(chǔ)層特征及壓裂改造難點(diǎn)

中康油田高伽馬儲(chǔ)層主要位于中康17塊騰一中2砂組，伽馬值在100 API～200 API，平均147 API，（常規(guī)80 API～120 API，平均91 API），平面上位于中康17-28井以北，巖性包括砂礫巖、含礫砂巖和細(xì)砂巖。壓裂改造難度較中康3塊及中康17塊常規(guī)儲(chǔ)層難度大，施工易砂堵。

1.1儲(chǔ)層特征研究

1.1.1巖性特征儲(chǔ)層巖性主要為灰色砂礫巖和灰色細(xì)砂巖。砂礫巖礫石成分較雜，主要以酸性噴出巖礫為主，夾少量石英、長(zhǎng)石及微晶白云巖團(tuán)塊，礫徑一般1.0 mm～4.0 mm，最大10.0 mm，顆粒成次圓狀-次棱角狀，分選較差，泥質(zhì)或灰質(zhì)膠結(jié)，成巖較疏松；細(xì)砂巖成分以長(zhǎng)石為主，石英次之，見(jiàn)少量暗色礦物，泥質(zhì)含量較重，分選較好，粒徑0.1 mm～0.25 mm，泥質(zhì)膠結(jié)為主，成巖較疏松。

1.1.2物性特征根據(jù)孔隙度、滲透率測(cè)井解釋結(jié)果，騰一中2砂組孔隙度12.9 %～17.3 %，平均14.5 %，滲透率0.48 mD～197.77 mD，平均3.5 mD，為低孔低滲儲(chǔ)層。根據(jù)中康17-4井實(shí)際測(cè)壓結(jié)果，計(jì)算中康17區(qū)塊騰格爾組2油組油藏中深2 440 m對(duì)應(yīng)的地層溫度為113.7℃，地層壓力為25.44 MPa，該區(qū)塊油藏為常溫常壓油藏。

1.1.3砂體展布特征中康17塊騰一中段2砂組砂體受沉積相與沉積微相控制，分布較穩(wěn)定，自扇三角洲前緣主體部位向邊緣厚度逐漸減薄，砂體厚度在20.1 m～136.9 m，儲(chǔ)層厚度在6.9 m～41.9 m，單砂層厚度在1.0 m～25.9 m。扇三角洲前緣席狀砂及水下分流河道側(cè)翼儲(chǔ)層發(fā)育程度相對(duì)較差，厚度較薄，前緣主體部位儲(chǔ)層發(fā)育，尤其是前緣水下分流河道微相儲(chǔ)層厚度較大。

1.1.4儲(chǔ)層敏感性傷害特征通過(guò)分析中康3-40井的儲(chǔ)層敏感性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，結(jié)果表明：速敏指數(shù)0.15～0.26，為弱速敏；水敏指數(shù)0.2～0.69，為中等水敏；酸敏指數(shù)＜0.39，為中等偏弱酸敏；弱堿敏。

1.2儲(chǔ)層高伽馬成因分析

分析認(rèn)為，與常規(guī)儲(chǔ)層相比，伽馬值高的主要原因與同沉積火山事件凝灰質(zhì)有關(guān)[1]。該區(qū)高伽馬儲(chǔ)層巖石薄片鑒定結(jié)果表明（見(jiàn)表1），高伽馬儲(chǔ)層火成巖碎屑含量較高，約占碎屑總量的20 %左右，且火成巖碎屑以酸性噴出巖、千枚巖及凝灰?guī)r為主，為鉀、釷含量高，放射性強(qiáng)的巖屑，因此，表現(xiàn)為伽馬值較高。另外部分層段填隙物成分為火山灰，約占總量的30 %～40 %，也是導(dǎo)致伽馬值高的一個(gè)主要原因。

1.3高伽馬儲(chǔ)層壓裂改造技術(shù)難點(diǎn)

該區(qū)高伽馬值儲(chǔ)層壓裂改造存在以下技術(shù)難點(diǎn)：（1）應(yīng)力異常，停泵壓力梯度較高，為0.018 5 MPa/m～0.019 5 MPa/m，較中康3塊及中康17塊常規(guī)儲(chǔ)層壓力梯度高，液體效率低，形成縫寬窄，對(duì)高砂比攜砂液敏感；（2）多數(shù)井砂體厚度大，無(wú)有效隔層，且射孔厚度大，縫高控制難度大，有效縫長(zhǎng)短；（3）施工成功率低，影響壓裂效果。

2　中康油田高伽馬儲(chǔ)層壓裂工藝技術(shù)

2.1高伽馬儲(chǔ)層測(cè)試壓裂技術(shù)

通過(guò)測(cè)試壓裂分析[2]，求取高伽馬儲(chǔ)層裂縫閉合壓力梯度、地層有效滲透率、近井筒摩阻、壓裂液液體效率，濾失系數(shù)等參數(shù)為壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化提供依據(jù)。

表1　中康17-2井騰一中巖心薄片鑒定結(jié)果Tab.1 Core slice identification of zhongkong 17-2

分別用活性水、凍膠對(duì)區(qū)塊幾口典型高伽馬儲(chǔ)層井進(jìn)行了測(cè)試壓裂，對(duì)測(cè)試壓裂結(jié)果進(jìn)行分析，結(jié)果表明孔眼摩阻及近井筒摩阻（＜3 MPa）較小，有效孔數(shù)可滿足壓裂施工要求；G函數(shù)曲線特征反應(yīng)儲(chǔ)層為常規(guī)基質(zhì)濾失，壓裂液效率40 %～45 %；儲(chǔ)、隔層應(yīng)力差值較小，因此，大排量施工縫高易失控，縫長(zhǎng)達(dá)不到設(shè)計(jì)要求，而排量過(guò)低則易發(fā)生早期砂堵。

2.2縫高控制技術(shù)

中康17塊騰一中2砂組發(fā)育砂體厚度大，最大可達(dá)136.9 m，且砂體較純，無(wú)有效應(yīng)力遮擋層，一旦縫高失控，容易導(dǎo)致加砂困難，施工失敗，裂縫長(zhǎng)度達(dá)不到設(shè)計(jì)要求。針對(duì)這種情況采用了以下幾種縫高控制技術(shù)，確保了改造效果。

2.2.1射孔優(yōu)化控制縫高[3]對(duì)砂體厚度較大，上隔層不好或上、下隔層都不好的情況，一般選擇在儲(chǔ)層中部物性好的層段射孔5 m～10 m，使裂縫從儲(chǔ)層中部起裂，通過(guò)控制射孔厚度，使縫高得到控制，有效改造儲(chǔ)層；對(duì)下隔層差的井一般選擇在儲(chǔ)層頂部射孔，避免縫高過(guò)度下竄，結(jié)合壓后控制裂縫閉合使鋪砂剖面得到優(yōu)化。

2.2.2變黏度壓裂液控制縫高采用變黏度壓裂液體系，壓裂初期采用低黏度壓裂液[4]（成膠劑濃度在0.3 % ～0.35 %，黏度100 mPa·s～150 mPa·s）開(kāi)啟裂縫，相同排量下縫內(nèi)凈壓力減小，控制起裂高度，用量一般為前置液量的20 %左右，之后用中黏壓裂液（成膠劑濃度在0.4 %，黏度200 mPa·s左右），提高縫內(nèi)凈壓，用于縫端延伸及攜砂，確保壓裂造縫長(zhǎng)度及壓裂液較長(zhǎng)時(shí)間的耐剪切能力，保證施工順利。

2.2.3變排量控制縫高[4]應(yīng)力差值較小的情況下，泵注排量的大小對(duì)裂縫高度延伸影響較大，在施工初期采用低排量（排量3.0 m3/min～3.5 m3/min）起裂，控制裂縫高度，之后把泵注排量提到設(shè)計(jì)水平，提高縫內(nèi)凈壓，利于縫長(zhǎng)延伸。增加裂縫內(nèi)支撐劑鋪置濃度，從而有效提高增產(chǎn)效果。

2.2.4支撐劑沉降控制縫高下隔層差的情況下，正式壓裂前應(yīng)用支撐劑沉降技術(shù)，形成人工隔層，控制裂縫向下延伸，得到控制縫高，優(yōu)化裂縫剖面的效果。

2.3高伽馬儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)

2.3.1高伽馬儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.3.1.1整體壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化[5]低滲儲(chǔ)層通過(guò)增加裂縫長(zhǎng)度達(dá)到提高增產(chǎn)倍比的目的，一般要求較長(zhǎng)的裂縫長(zhǎng)度，縫長(zhǎng)優(yōu)化時(shí)，綜合考慮砂體展布，砂體厚度，注采井網(wǎng)，井距情況、裂縫方位等情況，中康17塊目前油井井距200 m無(wú)水井，考慮到開(kāi)發(fā)后期部分井要實(shí)施轉(zhuǎn)注，確定合理的裂縫穿透比為0.4，縫長(zhǎng)優(yōu)化為80 m左右。裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化為40 μm2·m左右可以滿足生產(chǎn)要求。

2.3.1.2優(yōu)化泵注程序根據(jù)測(cè)試壓裂結(jié)果，適當(dāng)加大前置液用量，優(yōu)化前置液量占總液量的45 %左右；變排量施工控制縫高：前置液初期3.0 m3/min～3.5 m3/min，中后期及攜砂液階段4.0 m3/min～4.5 m3/min；控制施工砂比，起步砂比6 %～8 %，砂比臺(tái)階7 %左右，最高砂比40 %左右，平均砂比25 %～28 %。

2.3.1.3支撐劑優(yōu)選中康17塊儲(chǔ)層埋藏深度1 700 m ～2 200 m，施工壓力30 MPa～45 MPa，停泵壓力15 MPa ～22 MPa，壓裂形成的裂縫相對(duì)較好，滿足中粒徑支撐劑施工要求。優(yōu)選52 MPa，Φ425 μm～850 μm中密度陶粒。

2.3.2高伽馬儲(chǔ)層壓裂配套工藝技術(shù)

2.3.2.1前置液多級(jí)段塞裂縫處理技術(shù)中康油田巖性主要為砂礫巖，含砂礫巖，在儲(chǔ)層沉積時(shí)為多期沉積物的疊加，橫向變化快，造成儲(chǔ)層物性差異大，內(nèi)部非均質(zhì)性強(qiáng)，孔喉分布極不均勻?qū)е聣毫蚜芽p在延伸過(guò)程中極不規(guī)則，近井地帶裂縫扭曲，縫內(nèi)摩阻增加，施工難度大。為了減少裂縫延伸過(guò)程中的裂縫扭曲效應(yīng)，在施工前期加入低砂比的支撐劑段塞，可以有效的降低裂縫延伸過(guò)程中的扭曲效應(yīng)。

2.3.2.2綜合降濾技術(shù)針對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層濾失較大的特點(diǎn)，在前置液中添加柴油降濾，配合使用多段前置液粉陶段塞，控制壓裂液濾失，提高壓裂液造縫效率。

3　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2014年8月-2015年10月，內(nèi)蒙中康油田高伽馬儲(chǔ)層壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化27井次，成功率100 %，有效率100 %。壓后平均單井日增液7.3 m3，日增油4.1 t。截至2015年12月底，累增液13 770 m3，累增油11 410.2 t，平均單井累增液510 m3，平均單井累增油422.6 t。大部分井仍繼續(xù)有效，見(jiàn)到了良好的經(jīng)濟(jì)效益。

4　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）中康17塊騰一中2砂組儲(chǔ)層巖屑成分中火成巖含量較高，且部分層段填隙物成分以火山灰為主，上述因素是引起儲(chǔ)層放射性礦物含量高，儲(chǔ)層伽馬值偏高的主要原因。

（2）通過(guò)綜合應(yīng)用測(cè)試壓裂、縫高控制及壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)解決了高伽馬儲(chǔ)層壓裂成功率低，縫高控制難度大，壓后效果差等技術(shù)難題，提高了壓裂施工成功率及改造效果，使中康17塊儲(chǔ)層得到了較好動(dòng)用，為中康油田的增儲(chǔ)上產(chǎn)提供了技術(shù)支撐。

（3）內(nèi)蒙中康油田高伽馬儲(chǔ)層壓裂工藝是中原油田壓裂工藝技術(shù)的補(bǔ)充和拓展，為同類(lèi)型儲(chǔ)層改造提供了一種可借鑒的技術(shù)方法。

參考文獻(xiàn)：

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Fracturing technology of high gamma reservoir in Zhongkang oilfield

WEI Meitao
（Zhongyuan Oilfield Branch Institute of Petroleum Engineering Technology，Puyang Henan 457001，China）

Abstract:A set of high gamma reservoir had developed in the middle of first member tengger formation,in Zhongkang 17 block of Zhongkang oilfield,gamma value is between 100 API～200 API,the average is 147 API.The lithology is glutenite.The phenomenon of high gamma is due to higher content of igneous rock and ash in rock constituents.Compared with the conventional reservoir,stress is abnormal at the time of fracturing, fluid efficiency is low, construction is difficult.Moreover,due to the longer thickness of sand body and poor interlayer condition,fracture height controlling is difficult,plugging rate of fracturing is high in early.To solve these problems,those techniques was applied,including mini-frac,techniques of fracture height controlling,such as optimization of perforation,change of viscosity and pump flow,and so on.Success rate and effect had increased.The technology was applied in 27 wells from 2014.8 to 2015.12 in Zhongkang oilfield,the success rate was 100 %,effective rate was 100 %,book=82,ebook=87cumulativet increased oil was 11 410.2 t,average enhanced oil in single well was 4.1 t/d.

Key words：Zhongkang oilfield；high gamma reservoir；glutenite；fracture height control；fracturing optimization design

作者簡(jiǎn)介：魏美濤（1981-），工程師，2008年碩士畢業(yè)于西南石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，主要從事壓裂技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用工作，郵箱：weimeitao216@163.com。

*收稿日期：2016－01-27

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.021

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357.1

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1673-5285（2016）03-0081-04