富油凹陷二次勘探復(fù)雜儲層油氣藏改造模式
——以冀中坳陷、二連盆地為例

趙賢正才博金鳳鳴羅寧王霞何春明

1.中國石油大港油田分公司；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；3.中國石油勘探開發(fā)研究院杭州分院；4.中國石油華北油田分公司

富油凹陷二次勘探復(fù)雜儲層油氣藏改造模式
——以冀中坳陷、二連盆地為例

趙賢正1才博2金鳳鳴3羅寧4王霞4何春明2

1.中國石油大港油田分公司；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；3.中國石油勘探開發(fā)研究院杭州分院；4.中國石油華北油田分公司

富油凹陷二次勘探是實(shí)現(xiàn)老區(qū)持續(xù)增儲的關(guān)鍵，但面臨越來越多的深層、低滲透、特殊巖性等復(fù)雜油氣藏，需要措施改造才能獲得工業(yè)油氣流。以渤海灣盆地冀中坳陷和二連盆地為例，針對低滲透薄稠油層改造易傷害、流動(dòng)差、縫高控制難的技術(shù)難題，形成了“規(guī)模適度、中等砂比、全程防膨、高效降黏”的精細(xì)改造模式；針對超深超高溫超高應(yīng)力的碳酸鹽巖潛山油氣藏難以實(shí)現(xiàn)深度酸壓改造的技術(shù)難題，研制了耐200 ℃高溫耐剪切性能的超高溫聚合物壓裂液，優(yōu)選出緩速效果突出、具有固液轉(zhuǎn)向功能的清潔酸液體系，形成了“前置探縫、固液轉(zhuǎn)向、多級注入、閉合酸化”的體積酸壓改造模式；針對高含黏土砂礫巖低滲透儲層改造易傷害、易敏感、易砂堵的技術(shù)難題，研制了巖心損害率由以往的38.6%降低到13.4%的滑溜水及低濃度壓裂液體系，并配套形成“復(fù)合壓裂、前置投球、多層分壓”的低傷害復(fù)合體積改造模式。在蠡縣斜坡、牛東潛山、阿爾凹陷綜合應(yīng)用106井次，整體改造效果較以往提高1.5倍以上，有效支撐了富油凹陷二次勘探新領(lǐng)域的增儲上產(chǎn)。

復(fù)雜油氣藏；蠡縣斜坡；牛東潛山；阿爾凹陷；致密油；精細(xì)壓裂；超高溫壓裂液；體積酸壓

中國渤海灣盆地富油凹陷在油氣勘探生產(chǎn)中占據(jù)重要地位，其剩余油氣資源依然豐富，勘探存在明顯的不均衡性，仍是油氣上產(chǎn)增儲的主體，有必要實(shí)施二次勘探工程［1］。但是，二次勘探工程也面臨著勘探對象越來越復(fù)雜，深層、低滲透、特殊巖性等復(fù)雜低效儲層油氣藏越來越多，對油氣藏改造的需求越來越大、要求越來越高［2-5］。近年來，隨著非常規(guī)致密油氣的規(guī)模開發(fā)，儲層改造技術(shù)得到了迅速發(fā)展，在改造理念上更加突出儲層精細(xì)評價(jià)、提高改造體積和低傷害、低成本及高效實(shí)施技術(shù)等［6］。2006年國外學(xué)者M(jìn)ayerhofer［7］等提出“改造的油藏體積SRV（stimulated reservoir volume）”這一概念，帶動(dòng)了儲層改造理念的進(jìn)步；2009年國內(nèi)學(xué)者吳奇［8］等對“體積改造技術(shù)概論”進(jìn)行了進(jìn)一步的詮釋，得出體積改造技術(shù)的新內(nèi)涵，已成為低滲透復(fù)雜油氣藏改造的核心理念；另外，針對儲層對外來液體的傷害更為敏感，不斷研發(fā)出清潔低殘?jiān)膲毫岩后w系，如明華等研究的無殘?jiān)w維素壓裂液，可在2 min內(nèi)迅速溶脹增黏，達(dá)到最終黏度的97%，巖心損害率僅為13%，極大降低了對儲層和裂縫導(dǎo)流能力的傷害［9］；劉智?。?0］等針對常規(guī)壓裂液殘?jiān)扛?、不易返排、對儲層傷害大等特點(diǎn)，研制出了APCF低傷害壓裂液，壓裂液具有很好的耐溫耐剪切性能，在100 ℃下剪切90 min后黏度保持在45 mPa·s以上，具有使用低濃度、高彈性等特點(diǎn)，能很好地滿足壓裂施工要求；同時(shí)在作業(yè)模式上，通過采用連續(xù)混配、工廠化作業(yè)、鉆井-完井-改造一體化實(shí)施等工藝實(shí)現(xiàn)了高效作業(yè)的目的［11-12］。

上述研究成果對單一問題的適應(yīng)性較好，而二次勘探由于深層、低滲透、特殊巖性等綜合原因帶來的多方面復(fù)雜技術(shù)問題往往缺乏整體性技術(shù)和綜合應(yīng)用統(tǒng)一思考，不能完全解決所面臨的多因素難題，因而需探索二次勘探復(fù)雜油氣藏改造技術(shù)新模式，以指導(dǎo)二次勘探工程技術(shù)的高效實(shí)施。為此，在前人研究成果基礎(chǔ)上，以冀中坳陷和二連盆地為例，通過深入儲層評價(jià)研究，剖析改造技術(shù)難點(diǎn)，創(chuàng)新不同儲層改造技術(shù)模式，并經(jīng)現(xiàn)場規(guī)模實(shí)施應(yīng)用，形成了低滲透薄稠油層、超深超高溫碳酸鹽巖潛山、高含黏土砂礫巖致密油儲層等三大領(lǐng)域的高效改造模式，有利支撐了富油凹陷二次勘探規(guī)模油氣儲量發(fā)現(xiàn)和品位的提升。

1 低滲透薄稠油層精細(xì)壓裂改造

Fine fracturing stimulation of thin heavy oil reservoirs with low permeability

以蠡縣斜坡為例，該斜坡位于冀中坳陷饒陽凹陷西部，面積達(dá)2 000 km2，資源量達(dá)2.36×108t，儲層主要以中孔、低滲透特征為主，壓裂改造是實(shí)現(xiàn)儲層油氣有效動(dòng)用的關(guān)鍵。

1.1 儲層特點(diǎn)及改造技術(shù)難題

Reservoir characteristics and stimulation technology difficulties

儲層總體表現(xiàn)出以下5個(gè)突出特征：①巖性為細(xì)粒長石砂巖但彈性模量低（10 000～15 000 MPa）；②儲層中孔（13.2%～22.1%）、低滲（5.13～10.89 mD）；③油藏埋深變化較大（2 600～3 200 m），壓力系數(shù)變化大（0.92～1.23）；④油層多層分布、單層厚度較?。?.6～4.8 m），儲層和上下隔層應(yīng)力差?。?.3～3.2 mD）；⑤原油黏度高（500～1 437 mPa·s/50℃）、氣油比低（16～35 m3/m3）、原油凝固點(diǎn)高（34～42 ℃）、束縛水飽和度較高（32%～45%）［13］。

上述儲層特點(diǎn)帶來了壓裂改造以下突出難題：①低滲透率和低楊氏模量，存在裂縫壁面壓實(shí)傷害和支撐劑嵌入的潛在風(fēng)險(xiǎn)；②單薄層發(fā)育且與隔層遮擋性差，縫高控制難；③儲層原油黏度高，流動(dòng)性差，且?guī)碛蜕偎嗟牟焕Y(jié)果，儲層對裂縫導(dǎo)流能力要求高，但高砂比施工難度大；④高原油凝固點(diǎn)，低溫壓裂液易帶來原油凝固，進(jìn)一步降低原油流動(dòng)性。這些技術(shù)難點(diǎn)造成了以往壓裂改造“增水不增油”的被動(dòng)局面［14］。

1.2 精細(xì)儲層改造模式

Fine reservoir stimulation pattern

針對蠡縣斜坡儲層改造面臨的突出難題，通過油藏動(dòng)靜態(tài)特征及以往壓裂效果評價(jià)，提出了“儲層改造與流體改質(zhì)”相結(jié)合的改造思路，儲層改造主要通過支撐劑優(yōu)選、泵注程序優(yōu)化、施工質(zhì)量控制解決裂縫流動(dòng)問題；流體改質(zhì)主要通過液體優(yōu)化、傷害控制解決基質(zhì)流動(dòng)問題，最終實(shí)現(xiàn)儲層流動(dòng)與基質(zhì)流動(dòng)匹配，最終形成了“規(guī)模適度、中等砂比、全程防膨、高效降黏”的精細(xì)壓裂改造模式。

1.2.1 規(guī)模適度 對于常規(guī)低滲透儲層大規(guī)模造長縫是優(yōu)化設(shè)計(jì)的主要目標(biāo)，然而對于低滲稠油儲層，由于原油流動(dòng)性差，對裂縫的導(dǎo)流能力要求更高，利用數(shù)值模擬結(jié)合含水特征、優(yōu)化縫長與導(dǎo)流能力變化關(guān)系，根據(jù)縫長與導(dǎo)流能力結(jié)果選取與儲層物性特點(diǎn)相匹配的優(yōu)化方案。數(shù)值模擬表明，由于原油黏度高，油水間流度差異使裂縫縫長增加一定長度后，累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度比累計(jì)產(chǎn)水量增加幅度變小，在縫長從80 m增加到160 m情況下隨縫長增加，壓后日產(chǎn)水量從5 m3增加到9 m3，綜合產(chǎn)油量和產(chǎn)水量分析結(jié)果，最優(yōu)縫長取140 m。在工藝方面配套了變排量、變液性及二次加砂等工藝，進(jìn)一步在合理規(guī)模下提高裂縫高度的控制效果。

1.2.2 中等砂比 考慮到稠油儲層對裂縫導(dǎo)流能力要求高，為獲得更長的有效支撐裂縫，在提高施工安全同時(shí)，采用“全程”中等砂比與組合粒徑的改造技術(shù)，建立極限縫寬與支撐劑粒徑與支撐劑濃度匹配關(guān)系［15］；在加砂的初期采用30/50目支撐劑以15%～20%的砂比加砂，確保裂縫前端獲得足夠的導(dǎo)流能力；在加砂的中段采用20/40目支撐劑以20%～30%的砂比加砂，同時(shí)適當(dāng)增加30%砂比階段的注入時(shí)間；最后采用16/30目支撐劑以30%～35%砂比注入，通過中等砂比的大粒徑支撐劑獲得高裂縫導(dǎo)流能力，避免了后階段過高砂比施工的風(fēng)險(xiǎn)（圖1）。既保證了人工裂縫具有均勻分布的較高導(dǎo)流能力，提高了支撐剖面的合理化，又能降低施工全過程砂堵的風(fēng)險(xiǎn)。

圖1 不同支撐劑導(dǎo)流能力評價(jià)Fig 1.Evaluation on the flow conductivity of diffirent proppants

1.2.3 全程防膨 低滲透儲層對外來液體的傷害更為敏感，需在液體體系及工藝參數(shù)優(yōu)化等多方面實(shí)現(xiàn)壓裂全過程的低傷害目的，在液體體系方面，采用低濃度羧甲基壓裂液體系，該壓裂液體系可將殘?jiān)档?5%，有效降低其對支撐裂縫及基質(zhì)的堵塞傷害［16］；其次采用KCl和高效防膨劑相結(jié)合的雙元防膨體系并全程防膨，實(shí)現(xiàn)短期與長期防膨相結(jié)合，實(shí)驗(yàn)表明與常規(guī)防膨方法相比，巖心防膨率降低30%，實(shí)現(xiàn)降低人工裂縫及基質(zhì)堵塞傷害的目標(biāo)。

1.2.4 高效降黏 對于低滲稠油儲層除上述技術(shù)外，降低原油黏度提高流體流度是有效改造的另一重要手段，以往稠油儲層改造中主要采用壓裂前小排量（＜0.5 m3/min）、小規(guī)模（＜5 m3）注入降黏液的預(yù)處理方法后，再進(jìn)行主壓裂改造。但由于流體以徑向流的方式沿井筒推進(jìn)，降黏液波及范圍小，降黏效果不明顯［17-18］。針對上述問題，一是開展地下原油與降黏劑降黏效果配方優(yōu)選評價(jià)實(shí)驗(yàn)，篩選出與原油配伍的降黏劑配方；二是優(yōu)化施工工藝，首先采用小排量泵入一定的降黏液徑向流推進(jìn)地層，然后采用滑溜水、中等排量（2.0～2.5 m3/min）壓開儲層將降黏液由徑向流變?yōu)榫€性流，提高降黏液的波及范圍，然后長時(shí)間關(guān)井（12～24 h），增加降黏劑與原油接觸時(shí)間，主壓裂改造后采用射流泵排液工藝，提高返排速度，增強(qiáng)高黏油的流動(dòng)效果。

上述技術(shù)現(xiàn)場實(shí)施42井次，均達(dá)到工業(yè)油流，單井平均日產(chǎn)油量10.4 m3，比以往措施改造提高了4.6 m3；日產(chǎn)水量9.3 m3，比以往措施改造降低了9.6 m3（表1）。提高了低滲稠油儲層改造成功率。

2 超深超高溫碳酸鹽巖潛山油氣藏體積酸壓改造

Volume acid fracturing stimulation of ultradeep buried hill carbonate oil and gas reservoirs with ultrahigh temperature

2.1 儲層特點(diǎn)與改造技術(shù)難題

Reservoir characteristics and stimulation technology difficulties

二次勘探中發(fā)現(xiàn)的碳酸鹽巖潛山油氣藏一般需要酸化壓裂改造才能獲得高產(chǎn)。以往針對埋深相對較淺的任丘等潛山油氣藏形成了有效酸壓技術(shù)，但超深層超高溫碳酸鹽巖潛山油氣藏的酸壓存在一系列新技術(shù)難題和挑戰(zhàn)［19-21］。

表1 蠡縣斜坡部分井壓后改造效果對比Table 1 Comparison of postfrac stimulation effects between some wells in Lixian slope

以牛東潛山為例，該潛山位于霸縣洼槽深部，霧迷山組儲層，主要表現(xiàn)出以下3個(gè)突出特點(diǎn)：①白云巖儲層巖性較純，但儲集空間復(fù)雜（孔、洞、縫發(fā)育的風(fēng)化殼儲集體）；②儲層埋藏深（5 640～6 250 m），溫度高（195～210 ℃）；③儲層地應(yīng)力高（最小水平主應(yīng)力達(dá)100～110 MPa）；油氣層厚度大（230～384 m）。

上述高溫深層潛山儲層特點(diǎn)帶來了儲層改造的新技術(shù)難題：①儲層溫度高，酸液反應(yīng)速率快，以往酸液有效作用距離短（一般50～80 m），難以實(shí)現(xiàn)深度溝通的效果；②儲層巖性較純，酸液難以對裂縫面形成非均勻刻蝕，加之地應(yīng)力高，裂縫導(dǎo)流能力保持難度大；③儲層孔、洞、縫非均質(zhì)性強(qiáng)、改造段跨度大，進(jìn)一步加劇縱向上深度改造難度大的技術(shù)難題［22-23］。

2.2 深度體積酸壓改造模式

In-depth volume acid fracturing simulation pattern

針對牛東超高溫超深潛山儲層改造面臨的突出技術(shù)難題，通過“地質(zhì)體需求”為導(dǎo)向、以液體突破為基礎(chǔ)、以技術(shù)攻關(guān)為手段的對策攻關(guān)，形成了牛東超深、超高溫復(fù)雜碳酸鹽巖儲層的體積酸壓改造特色技術(shù)。

2.2.1 超高溫改造工作液 自日本學(xué)者研發(fā)出160℃有機(jī)硼交聯(lián)羥丙基瓜膠壓裂液以來，良好耐溫性能一直是超高溫壓裂液攻關(guān)的難題［24］。2011年國內(nèi)學(xué)者通過高濃度（0.8%）、復(fù)配交聯(lián)劑等技術(shù)初步形成了一種耐溫達(dá)200 ℃的壓裂液體系，但由于耐溫時(shí)間短未能投入現(xiàn)場應(yīng)用［25］。筆者基于分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)理論，對稠化劑分子結(jié)構(gòu)中主鏈、側(cè)基、交聯(lián)基團(tuán)分別進(jìn)行結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，通過三元聚合物的合成技術(shù)，研制出一種新型耐200 ℃超高溫的三元陰離子聚合物壓裂液體系。該體系在200 ℃，120 min，170 s-1條件下測定壓裂液的黏度達(dá)170 mPa·s（圖2）。在酸液體系上優(yōu)選出清潔、反應(yīng)后具有自轉(zhuǎn)向功能的清潔酸液體系，140 ℃酸巖反應(yīng)速率僅為地面交聯(lián)酸的65%，緩速效果更為突出，同時(shí)利用提高改造深度和裂縫的非均勻刻蝕，提高改造效果。

圖2 超高溫壓裂液黏-溫曲線Fig.2 Viscosity-resistance curve of ultrahigh temperature fracturing fluid

2.2.2 液體規(guī)模優(yōu)化 考慮到酸液的耐溫能力最高為140 ℃，采用前置探縫酸壓技術(shù)，通過泵入大量壓裂液實(shí)現(xiàn)降溫、造縫目的，但以往缺乏泵入液體用量的科學(xué)優(yōu)化，造成液體用量大，成本高等問題。通過對FracproPT裂縫模擬軟件的功能提升，建立了可模擬不同用液量與形成不同裂縫長度的裂縫溫度場變化圖版（圖3），結(jié)果表明：隨注液規(guī)模增加，地層溫度逐漸降低，當(dāng)注液規(guī)模達(dá)到280 m3后，降溫效果逐漸趨于平緩，后續(xù)增加的注入量對溫度的影響較小，相反可能進(jìn)一步增加對儲層的傷害。為此，280 m3用液量可確保120 m范圍內(nèi)儲層溫度低于140 ℃，利于提高酸液作用效率，降低儲層傷害。

2.2.3 高裂縫導(dǎo)流能力產(chǎn)生與保持 對于深層碳酸鹽巖儲層酸壓改造，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的產(chǎn)生與保持極為關(guān)鍵，酸液對裂縫面的非均勻刻蝕主要依靠巖樣物性的非均質(zhì)性，而對于牛東深層碳酸鹽巖儲層由于巖性較純，在小尺度范圍內(nèi)的物性差異小，酸液對裂縫面非均勻刻蝕難度較大，通過實(shí)驗(yàn)對比可以看出常規(guī)酸壓形成的刻蝕通道淺，支撐面積小，高閉合應(yīng)力下導(dǎo)流能力保持難度大（圖4a）；而對于多級注入酸壓，酸液可通過多次黏性指進(jìn)方式對巖板形成橋墩狀刻蝕，同時(shí)接觸點(diǎn)為面接觸承受閉合應(yīng)力能力強(qiáng)（圖4b）。通過系統(tǒng)的實(shí)驗(yàn)研究提出采用3級注入酸壓，保證獲得較高裂縫導(dǎo)流能力同時(shí)降低酸液濾失，增加酸蝕裂縫長度。

圖3 不同規(guī)模裂縫溫度場變化Fig.3 Temperature field change of cracks with different scales

圖4 不同酸液酸蝕效果對比Fig.4 Comparison of acid etching effect between acidizing fluids

2.2.4 體積酸壓工藝 針對牛東深層碳酸鹽巖儲層不同程度發(fā)育的裂縫和溶蝕孔洞等特點(diǎn)，為更大范圍地溝通縫洞體，獲得更大的改造體積，提出了“前置探縫、多級轉(zhuǎn)向、交替注入、閉合酸化”的綜合體積酸壓改造技術(shù)。

核心理念：首先利用200 ℃高黏壓裂液壓開儲層，根據(jù)規(guī)模優(yōu)化圖版，形成一定尺寸的人工主裂縫同時(shí)降低裂縫壁面溫度；然后注入具有變黏特征的酸液，增加酸液有效作用距離實(shí)現(xiàn)對主裂縫側(cè)向天然裂縫的溶蝕和溝通，在多級注入的壓裂液階段注入低砂比的支撐劑對酸蝕的微細(xì)裂縫進(jìn)行封堵，實(shí)現(xiàn)對天然裂縫系統(tǒng)的“疏堵”結(jié)合，確保天然裂縫流動(dòng)能力的保持，通過多級注入酸液提高主支裂縫的導(dǎo)流能力，最后通過閉合酸化，進(jìn)一步提升近井筒區(qū)域的人工裂縫的導(dǎo)流能力，以實(shí)現(xiàn)深度體積酸壓改造目的，上述技術(shù)在牛東等超高溫超深潛山實(shí)施6井次，均獲高產(chǎn)油氣流，其中牛東1井體積酸壓獲459 m的主縫長度，體積因子和開縫因子分別提高32和31倍（表2），壓后日產(chǎn)油氣當(dāng)量達(dá)千噸，改造效果顯著［19-20］。

表2 壓后裂縫復(fù)雜化參數(shù)表Table 2 Complicated parameters of postfrac crack

3 高含黏土砂礫巖致密油儲層復(fù)合體積壓裂

Complex volume fracturing of glutenite tight oil reservoirs with high clay content

3.1 儲層特點(diǎn)與改造技術(shù)難題

Reservoir characteristics and stimulation technology difficulties

二連盆地具有小湖盆、近物源的沉積背景，儲層具有相變快、巖性雜、物性差的特點(diǎn)，二次勘探儲層多以致密油儲層為主［26-27］。其中，阿爾凹陷儲層巖性復(fù)雜、物性差，大多油層均需壓裂改造才可能獲得工業(yè)油氣流。經(jīng)過多年攻關(guān)，借鑒體積壓裂理念，形成了阿爾凹陷復(fù)合體積壓裂特色技術(shù)。

其儲層主要特點(diǎn)：①儲層巖性復(fù)雜，主要以砂礫巖為主，非均質(zhì)性強(qiáng)，大部分儲層黏土礦物含量在20%～32%（主要以伊利石和蒙脫石為主）；②儲層物性差（覆壓滲透率0.1～0.3 mD），80%油層喉道細(xì)?。?.1 μm左右）；③儲層埋深跨度較大（1 000～2500 m），縱向上小層分布不集中，應(yīng)力變化大，層間應(yīng)力差值變化大（3.5～10 MPa）；④巖石彈性模量變化大（18 000～49 000 MPa）［28-29］。

與常規(guī)低滲致密油儲層不同，上述儲層特點(diǎn)帶來了改造技術(shù)新難題：①與鄂爾多斯、松遼細(xì)砂巖致密油不同，砂礫巖類致密油儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，裂縫起裂和擴(kuò)展規(guī)律復(fù)雜多變；②層間應(yīng)力差較大，如阿爾6井各小層間的應(yīng)力差在6～10 MPa左右，一次改造提高壓開程度難度大；③儲層黏土礦物含量高，伊利石和蒙脫石對外來液體的傷害更為敏感，以往區(qū)塊壓裂施工更多注重施工成功率，在降低儲層傷害機(jī)理及傷害程度上研究較少，需開展低傷害改造技術(shù)的綜合研究；④地層彈性模量變化大，低彈性模量井存在支撐劑嵌入風(fēng)險(xiǎn)，高彈性模量井加砂難度大，加之砂礫巖儲層裂縫粗糙度加大，造縫寬度不足，易發(fā)生早期砂堵［30］。

3.2 低傷害復(fù)合改造模式

Low-damage compound stimulation pattern

針對阿爾凹陷致密油儲層改造面臨的系列難題，逐步形成縱橫向“立體”改造的體積壓裂新模式，儲層縱向上通過工藝和工具優(yōu)化實(shí)現(xiàn)均勻動(dòng)用，橫向上通過改進(jìn)的復(fù)合壓裂實(shí)現(xiàn)體積改造，形成了阿爾凹陷高黏土致密油儲層的復(fù)合體積壓裂新技術(shù)。3.3.1 限流與前置投球相結(jié)合分層壓裂 為提高多薄層儲層縱向動(dòng)用程度，將水平井分簇射孔+投球轉(zhuǎn)向體積壓裂理念延伸到直井。該技術(shù)將限流壓裂與投球壓裂相結(jié)合，同時(shí)改變常規(guī)投球壓裂壓1層，加1次砂，投球后，再壓1層，再加1次砂的模式［31］，立足于在前置液階段通過大排量限流壓裂壓開部分射開層段，然后通過投球進(jìn)一步提高儲層縱向上其他層的動(dòng)用程度。

3.3.2 改進(jìn)的復(fù)合體積壓裂 針對砂礫巖儲層壓裂裂縫面粗糙度較大、滑溜水造縫寬度與礫石顆粒比值較小，造成加砂難度大的難題，通過采用30 cm×30 cm×30 cm人造砂礫巖巖心開展的物模實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)［32］，與單一注入凍膠壓裂液相比，在滑溜水階段注入一定量凍膠壓裂液造縫，可建立足夠的裂縫寬度，增加縫寬與礫徑的比值，然后注入滑溜水可造出多條分支裂縫，擴(kuò)大改造體積，最后凍膠攜砂提高裂縫導(dǎo)流能力。改進(jìn)的復(fù)合壓裂技術(shù)既解決砂礫巖儲層低黏流體改造加砂難度大的難題，又能確保儲層獲得足夠的改造體積及裂縫導(dǎo)流能力，有效提高致密油儲層改造效果。

3.3.3 活性水?dāng)y砂指進(jìn)壓裂 利用平行板含砂動(dòng)態(tài)模擬實(shí)驗(yàn)裝備，考察滑溜水、不同黏度液體與不同粒徑支撐劑、不同砂比含砂動(dòng)態(tài)變化特征，形成活性水?dāng)y砂指進(jìn)壓裂技術(shù)［33］。該技術(shù)是在加砂過程中，一定的注入排量下，用一定量的活性水替代以往的交聯(lián)凍膠攜砂，利用活性水與交聯(lián)凍膠的黏度差異（100倍以上），采用滑溜水與凍膠交替多次注入，活性水?dāng)y帶的支撐劑會(huì)在交聯(lián)凍膠中呈指狀分布，而不會(huì)象常規(guī)活性水加砂壓裂那樣沉降在裂縫縫口附近，不利于后期加砂。通過本技術(shù)最終形成了全懸浮的輸砂剖面，提高人工裂縫剖面的支撐效果，同時(shí)，由于采用類似于清水的液體體系，在保持支撐劑的低傷害的同時(shí)，又能實(shí)現(xiàn)人工裂縫和基質(zhì)的無殘膠、無殘?jiān)M(jìn)一步降低作業(yè)成本［34］。該技術(shù)在阿爾凹陷等二連盆地中淺層砂礫巖儲層改造中推廣應(yīng)用取得了較好的應(yīng)用效果。

3.3.4 低傷害壓裂 針對儲層黏土含量高對外來液體傷害更為敏感的難題，進(jìn)行了巖心浸泡前后定點(diǎn)電鏡掃描實(shí)驗(yàn)（圖5）［35-37］。結(jié)果表明巖心浸泡后存在部分黏土脫落和膨脹現(xiàn)象，同時(shí)造成有效孔隙及喉道變小，因此，優(yōu)選了適合阿爾凹陷高黏土儲層的低濃度壓裂液體系。與原有液體體系相比，新液體體系的巖心膨脹量降低了23.5%，損害率由以往的38.6%降低到13.4%，并模擬了殘?jiān)?、殘膠對人工裂縫傷害分別為100%、60%、20%、0%，4種情況的產(chǎn)能模擬計(jì)算，以儲層有效滲透率0.2 mD為例，20%的傷害就可使產(chǎn)量降低30%（圖6）［38］?；谏鲜稣J(rèn)識在液體上除優(yōu)選出低濃度壓裂液體系外，在工藝上采用低前置液比例和高砂比、大排量施工技術(shù)，前置液百分比由以往的60%降低到35%，平均砂比相應(yīng)由22%提高到39%，施工排量由3.5 m3/min提高到7.0 m3/min，并形成了精細(xì)的壓后管理優(yōu)化制度，降低了入井液體的滯留時(shí)間，減小對儲層傷害風(fēng)險(xiǎn)［38-39］。

圖5 巖心浸泡前后對比結(jié)果Fig.5 Comparison of cores before and after soaking

圖6 裂縫傷害恢復(fù)程度與產(chǎn)量關(guān)系Fig.6 Relationship of recovery degree of damaged cracks vs.production

上述復(fù)合體積壓裂技術(shù)在阿爾凹陷綜合應(yīng)用48井次，增液、增油效果顯著，壓后平均增液12.1 m3/d，增加1.2倍。平均增油達(dá)到7.0 m3/d，增加2.3倍，為阿爾凹陷低效儲層油藏的高效勘探開發(fā)提供了重要技術(shù)保障。

4 結(jié)論

Conclusions

（1）針對蠡縣斜坡低滲透稠油層以往壓后“水多油少”增產(chǎn)效果不理想的難題，提出“儲層改造與流體改質(zhì)”相結(jié)合的改造思路，通過支撐劑優(yōu)選、泵注程序優(yōu)化、施工質(zhì)量控制等解決了基質(zhì)與裂縫的流動(dòng)難題，形成了“規(guī)模適度、中等砂比、全程防膨、高效降黏”的精細(xì)改造技術(shù)。42井次現(xiàn)場試驗(yàn)均達(dá)到了工業(yè)油流，單井平均日產(chǎn)油10.4 m3，比以往措施改造提高了4.6 m3；日產(chǎn)水9.3 m3，比以往措施改造降低了9.6 m3，提高了低滲透儲層改造成功率，改變了以往的被動(dòng)局面。

（2）針對牛東超高溫、深層潛山具有埋藏深（6 000 m以上）、超高溫（205 ℃）、超高應(yīng)力（105 MPa）等特點(diǎn)，在分析以往的酸壓改造技術(shù)無法解決200 ℃酸巖反應(yīng)速度快、成本高、增產(chǎn)效果不明顯的基礎(chǔ)上，形成了200 ℃超高溫聚合物壓裂液體系，該液體體系用RS600流變儀在200 ℃、170 s-1條件下測定黏度仍有170 mPa·s，具有良好的耐高溫耐剪切性能，在酸液體系上研究優(yōu)選出清潔、固液轉(zhuǎn)向功能的清潔酸液體系，140 ℃酸巖反應(yīng)速率僅為地面交聯(lián)酸的65%左右，同時(shí)，探索出“前置探縫、多級轉(zhuǎn)向、交替注入、閉合酸化”的體積酸壓改造特色技術(shù)。通過現(xiàn)場應(yīng)用保障了牛東潛山勘探的重大突破。

（3）針對二連阿爾凹陷致密油儲層超低滲透率（0.1～0.3 mD），高黏土（20%～32%）、多薄層（0.5～3.8 m），易傷害、易敏感、易砂堵等難題，運(yùn)用傷害理論與實(shí)驗(yàn)相結(jié)合手段，揭示致密油儲層低傷害機(jī)理，形成滑溜水及低濃度壓裂液體系，巖心傷害率由以往的38.6%降低到13.4%，并配套形成復(fù)合壓裂、前置投球多層分壓等低傷害體積改造技術(shù)，確保了阿爾凹陷勘探發(fā)現(xiàn)及儲量升級。

（4）蠡縣斜坡、牛東潛山、阿爾凹陷復(fù)雜儲層改造技術(shù)綜合應(yīng)用106井次，整體改造效果比以往提高1.5倍以上，有效支撐了冀中坳陷、二連盆地富油凹陷二次勘探增儲上產(chǎn)的實(shí)現(xiàn)。隨著中國東部斷陷盆地勘探程度的不斷提高，勘探對象越來越復(fù)雜，復(fù)雜儲層油氣藏已成為重要油氣勘探新領(lǐng)域，對油氣藏儲層改造的需求越來越大、要求越來越高，積極發(fā)展各類復(fù)雜低效儲層油藏的高效改造技術(shù)，對老油田的油氣資源接替具有重要意義。

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（修改稿收到日期 2016-10-10）

〔編輯 付麗霞〕

Stimulation mode of complex oil and gas reservoirs in oil-rich sag during the secondary exploration:the case study on Jizhong Depression and Erlian Basin

ZHAO Xianzheng1,CAI Bo2,JIN Fengming3,LUO Ning4,WANG Xia4,HE Chunming2
1.PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300000,China;
2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Deνelopment,Langfang 065000,Hebei,China;
3.Hangzhou Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Deνelopment,Hangzhou 300023,Zhejiang,China;
4.PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu 062550,Hebei,China

TThe secondary exploration of oil-rich sags is the key to realize sustainable reserve increasing of old areas.However,there are more and more complex oil and gas reservoirs that are characterized by deep burial depth,low permeability or special lithology,so it is necessary to take some stimulation measures to get industrial oil and gas flow.The Jizhong Depression in the Bohai Bay Basin and the Erlian Basin are taken as the examples for study.First,it is technically difficult to stimulate thin heavy oil reservoirs of low permeability,which could be damaged easily,their mobility is poor and the fracture height cannot be controlled easily.To solve these technical difficulties,the fine stimulation pattern of “moderate scale,moderate sand ratio,whole-process antiswelling and efficient vis-cosity reducing” was established.Second,it is difficult to carry out in-depth acid fracturing stimulation in ultradeep buried-hill carbonate oil reservoirs with ultrahigh temperature and stress.To solve this technical difficulty,the ultrahigh temperature polymer fracturing fluid which has the resistance to high temperature 200 ℃ and shearing was prepared,the clean acid system with the excellent retarding effect and solid-liquid diversion capacity was optimized,and the volume acid fracturing stimulation pattern of “fracture detection in pad,solidliquid diversion,multi-stage injection and closed acidizing” was established.And third,it is difficult to stimulate the low-permeability glutenite reservoirs with high clay content for they are sensitive and could be damaged and plugged with sand easily.To solve this problem,slick water and low-concentration fracturing fluid system was developed to reduce the damage rate from 38.6% to 13.4%,and the low-damage complex volume stimulation pattern of “compound fracturing,seal ball fracturing in pad and multi-layer separate fracturing” was established.The measures had been applied in Lixian slope,Niudong buried hill and Aer sag for 106 well times and the stimulation effect is over 150% higher than previously.It provides the effective support for the reserves and production increasing of new secondary exploration fields in oil-rich sags.

complex oil and gas reservoir;Lixian slope;Niudong buried hill;Aer sag;tight oil;fine fracturing;ultrahigh temperature fracturing fluid;volume acid fracturing

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TE357.1

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趙賢正（1962-），1986年獲華東石油學(xué)院學(xué)士學(xué)位，2005年獲中國石油大學(xué)（北京）博士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣、煤層氣勘探與開發(fā)研究和管理工作。E-mail:xzzhao@petrochina.com.cn