查干凹陷火山巖儲層壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用

吳亞紅，李明志，許超蘭，耿智強(qiáng)，田西山

(1.中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點(diǎn)實驗室，北京 102249；2.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457532；3.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川 新都 610500)

查干凹陷火山巖儲層壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用

吳亞紅1，李明志2，許超蘭1，耿智強(qiáng)3，田西山1

(1.中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點(diǎn)實驗室，北京 102249；2.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457532；3.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川 新都 610500)

隨著勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步，火山巖儲層壓裂井次數(shù)逐漸增多。但由于火山巖儲層具有巖性變化大、非均質(zhì)性差、破裂壓力高等特點(diǎn)，采用常規(guī)壓裂改造技術(shù)往往達(dá)不到滿意的增產(chǎn)效果。因此，針對查干地區(qū)火山巖油藏的儲層地質(zhì)特征和壓裂改造難點(diǎn)，結(jié)合儲層敏感性及巖石力學(xué)特征分析實驗，優(yōu)選出低殘渣、低傷害的壓裂液體系。在壓裂工藝技術(shù)方面，進(jìn)行了暫堵劑轉(zhuǎn)向、全程伴注液氮工藝的研究，初步形成了一套較為有效的火山巖油藏儲層水力壓裂工藝技術(shù)體系?，F(xiàn)場應(yīng)用取得了顯著的增產(chǎn)效果，對火山巖油藏的高效開發(fā)提供了一套有效的儲層改造技術(shù)。

火山巖儲層 查干凹陷 壓裂 雙子壓裂液 暫堵劑

查干凹陷位于銀根—額濟(jì)納旗盆地中央隆起東北部查干德勒蘇拗陷。白堊系下統(tǒng)蘇紅圖組地層是查干凹陷內(nèi)主要的火山巖發(fā)育段，砂體比較發(fā)育，呈沖積扇—辮狀河(沖積平原)—辮狀河(淺水)三角洲沉積體系。主要目的層段儲層平均孔隙度10%，平均滲透率4.3×10-3μm2，儲層溫度80～120 ℃，是一個典型的特低孔、超低滲油藏[1]。油井自然產(chǎn)能低，不進(jìn)行儲層改造，無法正常生產(chǎn)，水力壓裂改造是實現(xiàn)該地區(qū)油井經(jīng)濟(jì)開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)手段。該地區(qū)壓裂施工存在以下難點(diǎn)：1)儲層低滲致密，延遲交聯(lián)的壓裂液體系不僅要有低的壓裂液摩阻，還要具有增能降濾、對儲層和裂縫的低傷害等性能。2)地層破裂壓力高，造長縫的施工難度大。壓裂易形成多裂縫，難以進(jìn)行大規(guī)模加砂且易形成砂堵[2-3]，加之壓裂液返排率低，壓裂液的滯留會對地層造成傷害。

針對查干地區(qū)火山巖壓裂難點(diǎn)，進(jìn)行儲層敏感性實驗評價及壓裂液體系優(yōu)化研究，通過對火山巖儲層地應(yīng)力特征的分析，探索火山巖壓裂施工工藝技術(shù)，提高單井產(chǎn)量，最終完善配套查干地區(qū)火山巖壓裂工藝技術(shù)，實現(xiàn)該地區(qū)的勘探突破和今后的高效開發(fā)。

1 儲層特征及地應(yīng)力剖面特征

1.1 儲層常規(guī)物性

蘇一段儲層巖性成分主要為長石砂巖和碎屑，粘土礦物以伊利石、伊蒙混層為主，平均為37.88%和38.73%，高嶺石和綠泥石為輔。儲層膠結(jié)類型以泥質(zhì)膠結(jié)為主，膠結(jié)強(qiáng)度在中等至較強(qiáng)范圍。儲集空間類型以粒間溶孔為主，少量裂縫和粒內(nèi)溶孔，顆粒表面微裂縫發(fā)育，沿微裂縫方向發(fā)育溶孔，但孔隙連通不太好。

目的層段儲層毛管壓力曲線具有寬平臺，排驅(qū)壓力高，孔喉分散，分選差，孔喉較細(xì)?？缀戆霃揭噪p峰為主，孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，次生孔隙發(fā)育，最大孔喉半徑2.08 μm，平均吼道半徑0.26 μm。這是造成壓裂施工儲層裂縫延伸和加砂、壓后返排困難的主要因素。

1.2 儲層敏感性分析

室內(nèi)實驗獲取了目的層段蘇一段的巖心，參照《SY/5358-2002儲層敏感性流動實驗評價方法》，由于巖心滲透率極低，經(jīng)過反復(fù)實驗探索，采用了小流量和定壓的實驗方法，開展了儲層敏感性實驗，對儲層傷害特征進(jìn)行了總體評價。實驗評價結(jié)果見表1。

表1 巖心敏感性實驗結(jié)果

實驗表明：儲層各項敏感性傷害普遍較弱，只有鹽敏的傷害是主要的；速敏傷害程度弱，弱—中等偏弱水敏，但臨界礦化度較高，極易發(fā)生水敏，對酸堿敏感性都較弱。若采用高于臨界礦化度的攜砂液作業(yè)，則濾液易引起粘土礦物的收縮、失穩(wěn)并脫落而堵塞滲流通道[4-5]。壓裂過程中，壓裂液濾液侵入地層并長期滯留，通過與粘土礦物的作用，會帶來水敏、鹽敏等損害。因此，壓裂液配方的優(yōu)化改進(jìn)必須同壓裂優(yōu)化設(shè)計和施工工藝結(jié)合，盡量減少對地層的傷害。

1.3 地應(yīng)力剖面特征

根據(jù)A井目的層段儲隔層巖心的三軸地應(yīng)力實驗分析(表2)，探區(qū)的地應(yīng)力分布規(guī)律為垂向主應(yīng)力σv>最大水平主應(yīng)力σH>最小水平主應(yīng)力σh，屬于正斷層地層，即后續(xù)施工產(chǎn)生的人工裂縫應(yīng)為垂直裂縫。并且所取巖心段儲隔層地應(yīng)力差值較小，縫高易過度延伸，壓裂施工難度大。

表2 A井巖石力學(xué)參數(shù)及地應(yīng)力測試結(jié)果

圖1 A井目的層段地應(yīng)力剖面

圖2 B井目的層段地應(yīng)力剖面

對應(yīng)于巖心實驗的取心井段，選取了目的層段的A井和B井進(jìn)行儲層井段的地應(yīng)力剖面處理解釋[6](圖1，2)，處理結(jié)果發(fā)現(xiàn)，探區(qū)縱向地應(yīng)力分布復(fù)雜，有的隨井深的增加而緩慢增加，有的成S型分布，也有高地應(yīng)力層段存在，主要是由火山巖儲層沉積過程中的不穩(wěn)定性造成。在壓裂施工設(shè)計和優(yōu)化時應(yīng)結(jié)合井的地應(yīng)力剖面，采用控制裂縫高度向上或向下延伸的工藝技術(shù)。

2 壓裂改造技術(shù)方法研究

2.1 壓裂液體系優(yōu)選

針對儲層低滲致密、裂縫發(fā)育、返排率低等特征，開發(fā)研制了三種壓裂液體系最優(yōu)配方。通過大量的室內(nèi)實驗研究，對各壓裂液體系配方進(jìn)行了優(yōu)化，其中優(yōu)化后的Gemini雙子表面活性劑類的清潔壓裂液體系在90 ℃擁有很好的耐剪切性能，最后粘度保持在35 mPa·s左右，滿足清潔壓裂液粘度要求，如圖3所示。

圖3 雙子表活劑壓裂液的抗剪切性能

其成膠原理是在一定濃度的雙子表面活性劑溶液(壓裂液基液)中加入一定濃度的反離子或助表面活性劑，使溶液形成蠕蟲狀膠束，膠束達(dá)到一定數(shù)量后相互交疊纏繞，形成網(wǎng)狀凝膠，在高速剪切后，其粘度具有較好的恢復(fù)能力，而不同于胍膠類壓裂液的粘度形成機(jī)理。該體系粘性較胍膠類壓裂液弱，但彈性遠(yuǎn)高于胍膠壓裂液，這種低粘高彈攜砂特性有利于裂縫高度的控制，實現(xiàn)低滲透儲層長穿透。此外，由于無機(jī)鹽與雙鏈表活劑的協(xié)同作用，其防膨效果優(yōu)于普通的粘土穩(wěn)定劑。其進(jìn)入地層中接觸到原油及水后會自動破膠，無需破膠劑。

根據(jù)中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SY/T5107-2005水基壓裂液性能評價方法》中壓裂液濾液對巖心基質(zhì)滲透率損害實驗對其進(jìn)行傷害實驗評價，結(jié)果見表3。相比D3F-AS05液體體系，Gemini雙子表活劑體系具有配方簡單、溶解速度快、配制方便、成本低、對儲層傷害低及具有防水鎖作用[7]的特點(diǎn)，且與儲層配伍性良好，推薦區(qū)塊可應(yīng)用Gemini雙子表活劑體系的清潔壓裂液進(jìn)行壓裂施工。

2.2 暫堵劑轉(zhuǎn)向工藝

該項技術(shù)[8]是依據(jù)橋堵原理，在壓裂施工過程中實時向地層中加入具有粘彈性的固體小顆粒，遵循流體向阻力最小方向流動的原則，暫堵劑顆粒進(jìn)入地層中的裂縫或高滲透層，在高滲透帶產(chǎn)生濾餅橋堵，形成高于裂縫破裂壓力的壓差值，封堵前次裂縫，從而壓裂液進(jìn)入高應(yīng)力區(qū)或新裂縫層，促使新縫的產(chǎn)生和支撐劑的鋪置變化。該暫堵劑為GX-100高強(qiáng)度水溶性暫堵劑，是在地面高溫高壓下通過交聯(lián)反應(yīng)以及物理法的勢能活化得到的顆粒型堵劑，最高可承受80 MPa壓差，在壓裂液中100 ℃時，0.5 h微溶，2.5 h全溶(圖4)。該暫堵劑封堵率高，在壓裂液、酸液里可以完全溶解，內(nèi)含表面活性劑，投入方法簡單，所需的壓力和封堵時間可以通過應(yīng)用量劑大小、成分組成和顆粒大小控制。

圖4 GX-100暫堵劑100 ℃溶解曲線

2.3 全程伴注液氮工藝

針對儲層低滲致密、裂縫發(fā)育、返排率低，壓裂液對地層傷害較為嚴(yán)重的特點(diǎn)，壓裂施工中推廣全程液氮伴注技術(shù)[9-10]，并大幅提高液氮伴注排量和規(guī)模。

(1)在壓裂施工前將液氮以最大排量注入，并配以一定比例的防膨液，形成一定干度的泡沫，泡沫占據(jù)孔隙空間，避免壓裂液與地層流體的直接接觸，起到隔離作用。

(2)在前置液、攜砂液和頂替液階段注入液氮有助于降低壓裂液的初濾失和綜合濾失系數(shù)。

(3)在壓后放噴時，由于井底壓力降低，受壓縮的氮?dú)庋杆倥蛎洠茐毫岩哼M(jìn)入井筒，使氣液兩相混合，有著助排的作用。

為驗證液氮處理對巖石破裂壓力降低程度，鉆取了C井2 611.17～2 611.41 m巖心，進(jìn)行液氮處理實驗并測試楊氏模量和泊松比數(shù)據(jù)，并根據(jù)黃榮樽計算破裂壓力公式[11]進(jìn)行定量計算，處理液前后力學(xué)參數(shù)實驗數(shù)據(jù)及計算結(jié)果見表4。由計算結(jié)果可知，液氮處理可以很好地降低巖石破裂壓力。

表4 目的層段處理液前后巖石力學(xué)參數(shù)實驗數(shù)據(jù)

圖5 X井機(jī)械分層壓裂施工管柱結(jié)構(gòu)示意

3 現(xiàn)場實例

X井于2014年10月18日對井段1 536.3～1 608.0 m，30.9 m/12層進(jìn)行了壓裂，由于該井試油層位射開1 089.6～1 160.4 m，12.6 m/8層，為水層，因此采用Y221-114封隔器在1 500 m處首先封堵上部水層，對井段下部進(jìn)行改造，機(jī)械分層壓裂施工管柱見圖5。采用雙子型清潔壓裂液和低密度陶粒支撐劑，全程伴注液氮，并采用卡封暫堵合壓技術(shù)對油層(1 536.3～1 558.0 m，12.6 m/5n)和(1 572.1～1 608.0 m，18.3 m/7n)兩個射孔段進(jìn)行施工。第一次壓裂結(jié)束后，使用GX-100高強(qiáng)度水溶性暫堵劑，封堵已壓開層位，進(jìn)行二次壓裂。累積注入液量444.8 m3，加砂43.7 m3。X井壓裂前抽汲出水帶微量油花，壓裂后抽汲初期日產(chǎn)油最高達(dá)2.4 m3，產(chǎn)油量逐漸穩(wěn)定在1.14～1.18 m3。

分析第一層和第二層施工曲線(圖6，7)，兩次施工破裂壓力分別為31.2，32.3 MPa，都比該地區(qū)普遍地層破裂壓力低?，F(xiàn)場試驗結(jié)果表明，施工時伴注液氮有效降低了地層的破裂壓力和壓裂液的濾失，提高了壓裂液攜砂造縫效率；且封堵劑能夠改善整個地層進(jìn)液剖面，封堵效果好。雙子型清潔壓裂液傷害率14.50%，有利于對該井的儲層保護(hù)。說明壓裂施工有效改善了儲層滲流條件，提高了X井產(chǎn)能。

圖6 X井第一層施工曲線

圖7 X井第二層施工曲線

4 結(jié)論

(1)查干凹陷儲層低滲致密，臨界礦化度較高，易發(fā)生水敏，且探區(qū)縱向地應(yīng)力分布復(fù)雜，在優(yōu)選壓裂液和施工時應(yīng)特別注重對儲層的傷害和縫高的控制，以便能造長縫，形成更好的導(dǎo)流通道。

(2)針對儲層特征，在室內(nèi)壓裂液研制的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖心傷害實驗評價，優(yōu)化出適用于查干凹陷溫度范圍(80，90，100 ℃)的兩種清潔壓裂液(D3F-AS05及Gemini體系)配方；相比D3F-AS05體系，Gemini雙子表活劑體系具有配方簡單、溶解速度快、配制方便、成本及傷害率低的特點(diǎn)，更適用于該區(qū)塊，并在現(xiàn)場應(yīng)用取得了很好的效果。

(3)實例X井證實，通過采用Gemini壓裂液并結(jié)合暫堵劑轉(zhuǎn)向和全程伴注液氮工藝，減輕了壓裂液對地層的傷害，降低了地層破裂壓力和壓裂液的濾失，提高了返排率，大大改善了壓裂效果，初步形成了一套有效的儲層改造技術(shù)。

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(編輯 謝 葵)

Research and application of fracturing technologyin volcanic reservoir in Chagan Depression

Wu Yahong1，Li Mingzhi2，Xu Chaolan1，Geng Zhiqiang3，Tian Xishan1

(1.KeyLaboratoryoftheMinistryofEducation，ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249,China;2 .ZhongyuanOilfieldCompany，SINOPEC，Puyang457532，China；3.SchoolofChemistryandChemicalEngineeringofSouthwestPetroleumUniversity，Xindu610500，China)

With the progress of the exploration and development technologies，the number of fracturing wells in volcanic reservoirs gradually increases.Since there are large changes in lithological characters，poor heterogeneity，and high fracture pressure in volcanic reservoir，it is difficult to reach a good stimulation effect by conventional fracturing techniques.Therefore，aiming at the geological characteristics and fracturing difficulties of volcanic reservoir in Chagan area，based on the analysis experiments of reservoir sensitivity and rock mechanics property，a low residue and damage fracturing fluid was selected.And then it was carried out studies on the temporary plugging agent and the entire process assisted liquid nitrogen injection technology.Finally，it was formed a more effective hydraulic fracturing technology system for volcanic reservoir.The field application obtained obvious stimulation effect.Thus，the technology can provide an effective stimulation method for high efficient development of volcanic reservoir.

volcanic reservoir；Chagan Depression；fracturing；gemini fracturing fluid；temporary plugging agent

2015-08-02；改回日期：2015-12-01。

吳亞紅(1966—)，女，博士，高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)工程專業(yè)的教學(xué)和科研工作。電話：13910715837，E-mail：wuyahong66@126.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.016

TE357.1

A