致密儲(chǔ)層壓裂工藝研究與應(yīng)用

賈云鵬(中國石油大港油田分公司石油工程研究院， 天津 300280)

致密儲(chǔ)層壓裂工藝研究與應(yīng)用

賈云鵬(中國石油大港油田分公司石油工程研究院， 天津 300280)

大港油田孔南致密油儲(chǔ)層具有埋藏深(3500 m-4200 m)、巖性復(fù)雜(致密砂巖和過渡巖性)、物性差、粘土含量高(9.62%-44.7%)的特點(diǎn)，以儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)為基礎(chǔ)，應(yīng)用混合壓裂液+二次加砂壓裂技術(shù)、混合壓裂液加砂壓裂技術(shù)，取得了較好的改造效果。

致密油；壓裂效果；混合壓裂液；二次加砂壓裂

孔南孔二段致密儲(chǔ)層應(yīng)用常規(guī)壓裂技術(shù)實(shí)施壓裂3口井，壓后日產(chǎn)油5.2-11.4m3/d，壓裂效果不理想，分析認(rèn)為，由于儲(chǔ)集層基質(zhì)向裂縫供液能力差，常規(guī)壓裂技術(shù)僅靠單一壓裂主縫很難取得預(yù)期的增產(chǎn)效果，為此借鑒國內(nèi)外體積壓裂理念及改造經(jīng)驗(yàn)，通過儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)，研究應(yīng)用可形成縫網(wǎng)+主裂縫的混合壓裂液+二次加砂壓裂技術(shù)和混合壓裂液加砂壓裂技術(shù)，大幅提高了壓裂改造效果。

1 孔南孔二段地質(zhì)特征

孔南孔二段致密儲(chǔ)層壓裂目的層埋藏深，3500-4200m；巖性復(fù)雜，致密砂巖和過渡巖性(長石粉砂-細(xì)砂巖、含泥含云粉砂巖、含砂泥巖、云質(zhì)泥巖、含云砂屑泥巖)；解釋滲透率0.1-4.15×10-3μm2，孔隙度2.21%-9.23%；泥質(zhì)含量9.62-44.7%；儲(chǔ)層為中等偏強(qiáng)水敏；多薄層，28.7m/12層；試油產(chǎn)量低，平均日產(chǎn)液1.6m3/d,平均日產(chǎn)油0.11m3/d，鑒于孔二段儲(chǔ)層特征及常規(guī)壓裂效果不理想，提出應(yīng)用致密油復(fù)合壓裂技術(shù)進(jìn)行儲(chǔ)層改造。

2 致密油復(fù)合壓裂技術(shù)

致密油復(fù)合壓裂技術(shù)的關(guān)鍵在于形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)以達(dá)到改善儲(chǔ)層整體滲流能力的目的，能否形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，取決于地質(zhì)和壓裂工藝兩方面因素。

2.1 孔二段致密油可壓裂性評(píng)價(jià)

致密油儲(chǔ)層可壓裂性評(píng)價(jià)是從地質(zhì)因素判斷壓裂目的層形成復(fù)雜縫網(wǎng)的能力，為壓裂工藝優(yōu)選及參數(shù)優(yōu)化提供依據(jù)。借鑒國內(nèi)外致密油評(píng)價(jià)經(jīng)驗(yàn)，脆性高的地層更容易形成復(fù)雜的網(wǎng)狀裂縫，巖石的礦物成分與形成縫網(wǎng)的難易程度用脆性指數(shù)來表示，以巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，建立了脆性礦物含量-礦物脆性指數(shù)與破裂形態(tài)關(guān)系圖版,由圖1可知，當(dāng)脆性礦物(石英)含量大于47%，礦物脆性指數(shù)大于22.1%時(shí)，容易發(fā)生多縫剪切破壞，產(chǎn)生網(wǎng)狀裂縫；除去脆性指數(shù)，致密油儲(chǔ)層壓裂裂縫形態(tài)還受到地應(yīng)力差異、天然裂縫等因素相互作用影響，綜合考慮上述因素，提出致密油壓裂縫網(wǎng)指數(shù)，縫網(wǎng)指數(shù)越高，越容易形成網(wǎng)狀裂縫，孔二段致密儲(chǔ)層在縫網(wǎng)指數(shù)0-0.37不易形成網(wǎng)絡(luò)裂縫，大于0.45易形成網(wǎng)絡(luò)裂縫，0.37-0.45在一定工藝條件下可形成網(wǎng)絡(luò)裂縫。

2.2 混合壓裂液+二次加砂壓裂技術(shù)及工藝參數(shù)優(yōu)化

從壓裂工藝方面考慮，為了盡可能提高壓裂裂縫復(fù)雜程度，通過低粘壓裂液、多級(jí)段塞注入，形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)，泵注交聯(lián)壓裂液，形成高導(dǎo)流主裂縫；二次加砂，提高縫網(wǎng)指數(shù)，達(dá)到提高壓裂效果的目的。

(1)優(yōu)選出適合致密油的低傷害壓裂液，耐溫150℃；防膨率≥90%；破膠液表面張力為25.9mN/m，接觸角接近90°,破乳助排性能優(yōu)良；與完井液、地層水配伍性良好，無沉淀產(chǎn)生；與原油配伍性好，破乳率≥95%。

(2)為提高裂縫復(fù)雜程度，泵注低粘度線性膠壓裂液+粉陶造縫，大排量施工。

(3)為形成主裂縫，提高裂縫導(dǎo)流能力，采用交聯(lián)壓裂液造縫、攜砂。

(4)借鑒國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)，主應(yīng)力差異系數(shù)越小，縫網(wǎng)指數(shù)越高，越容易形成網(wǎng)狀裂縫。優(yōu)選二次加砂壓裂工藝，兩次泵注間隔時(shí)間1小時(shí)，目的是通過前次壓裂形成裂縫對(duì)地應(yīng)力的干擾，降低水平地應(yīng)力差異系數(shù)，典型井模擬計(jì)算顯示，一次壓裂后水平應(yīng)力差異系數(shù)由0.3降至0.1-0.2，提高形成縫網(wǎng)的程度，有利于提高壓裂效果。

2.3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施及效果

孔二段致密油儲(chǔ)層復(fù)合壓裂工藝實(shí)施24層次，17層次獲得工業(yè)油流占總層數(shù)的70.8%；壓前平均日產(chǎn)液1.45m3，壓后平均日產(chǎn)液20.1m3,增液12.9倍；壓前平均日產(chǎn)油0.4m3/d，壓后日產(chǎn)油2.9-33.8m3/d，平均日產(chǎn)油8.74m3,增油20.9倍，整體效果明顯。

典型井G108-8井壓裂目的層孔二段，射孔厚度26.1m/3層。壓裂施工：第一次加砂：施工壓力59-70MPa，排量7.8-8.2m3/min，停泵壓力22.3MPa，液量603.3m3，加砂41.5m3；第二次加砂：施工壓力59-71.5MPa，排量8.5-8.7m3/min，停泵壓力21.7MPa，液量597.3m3，加砂50.7m3。累計(jì)總液量1181m3，加砂87.7m3，施工順利完成。

3 結(jié)語

(1)以脆性礦物含量-礦物脆性指數(shù)與破裂形態(tài)關(guān)系圖版和致密油壓裂縫網(wǎng)指數(shù)為基礎(chǔ)，研究形成致密油復(fù)合壓裂技術(shù)，在孔南孔二段實(shí)施取得突破，與常規(guī)壓裂技術(shù)相比，該技術(shù)具有更好的適應(yīng)性。

(2)孔南孔二段致密儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，脆性礦物含量、礦物脆性指數(shù)、致密油壓裂縫網(wǎng)指數(shù)差異大，壓裂效果差異大，分析表明，致密油壓裂縫網(wǎng)指數(shù)高(大于0.38)的儲(chǔ)層壓裂效果好；致密油壓裂縫網(wǎng)指數(shù)偏低(0.31-0.38)的儲(chǔ)層，應(yīng)用大規(guī)?；旌蠅毫岩?二次加砂壓裂的井效果明顯好于壓裂規(guī)模小的井。

[1]王文東,趙廣淵,蘇玉亮,等.致密油藏體積壓裂技術(shù)應(yīng)用[J].新疆石油地質(zhì)，2013,34(3):345-348.