控制縫高+二次加砂技術(shù)在內(nèi)蒙G12井應(yīng)用

摘要：G12井位于銀額盆地拐子湖凹陷，主力層位為巴二段，巖性為灰褐色砂礫巖、細(xì)砂巖，屬于特低孔低滲儲(chǔ)層。針對(duì)該井儲(chǔ)層特點(diǎn)開(kāi)展了控制縫高技術(shù)、二次加砂技術(shù)，壓裂成功率為100%，壓后取得了較好的壓裂效果。

關(guān)鍵詞：拐子湖凹陷;低孔、低滲;控制縫高;二次加砂

拐子湖凹陷位于銀額盆地中部，為中生代早白堊紀(jì)形成的內(nèi)陸山間斷陷湖盆，2016年鉆探完成的第一口參數(shù)井拐參1井在下白堊系巴音戈壁組見(jiàn)到良好的油氣顯示，試油獲得高產(chǎn)油氣流從而發(fā)現(xiàn)拐子湖中凹西斜坡斷裂帶含油構(gòu)造，該區(qū)主要發(fā)育前中生界、巴音戈壁組兩套主力含油層系[1]。為此在拐參1井基礎(chǔ)上部署了G12井，對(duì)該井采用了控制縫高和二次加砂新技術(shù)，取得了較好的壓裂效果。

1、巴音戈壁組儲(chǔ)層特征

巴音戈壁組錄井顯示油浸16.84m/2層、油斑4.92m/4層、油跡4.21m/2層、熒光3.62m/4層、氣測(cè)異常7.0m/4層;電測(cè)解釋氣層、油層、低產(chǎn)油層24.2m/8層;G12井本次試油井段為巴二段，3355.5～3390.7m，12.1m/8n （電測(cè)第64-71#），該井段巖屑錄井及取心證實(shí)巖性為灰褐色油浸砂礫巖、油浸含礫粗砂巖，油斑、油跡細(xì)砂巖，電測(cè)解釋為油層、干層、低產(chǎn)油層。

依據(jù)G12井測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，結(jié)合G8井壓裂壓力響應(yīng)及測(cè)試壓裂分析結(jié)果，計(jì)算該井縱向連續(xù)地應(yīng)力剖面，儲(chǔ)隔層應(yīng)力差1.2～6.4 Mpa，上隔層應(yīng)力差6.4 MPa，下隔層應(yīng)力差1.2 MPa。目的層上部圍巖條件較好，下部隔層應(yīng)力遮擋薄弱。

2、G12井巴音戈壁組壓裂工藝研究

2.1人工隔層控縫高技術(shù)——粉陶沉降技術(shù)

人工隔層控制裂縫高度技術(shù)主要包括使用上浮劑（空心微粉）控制裂縫向上延伸;使用下沉劑（粉砂或粉陶）控制裂縫向下延伸。主要過(guò)程是在注完前置液造出一定規(guī)模的裂縫后，用攜帶液攜帶控制轉(zhuǎn)向劑進(jìn)入裂縫?？招奈⒎墼诟×ψ饔孟逻\(yùn)動(dòng)到裂縫的頂部，粉砂（粉陶）在重力作用下沉淀于裂縫的底部，從而在裂縫的頂部和底部分別形成一個(gè)低滲透或不滲透的人工隔層。這個(gè)隔層限制了攜砂液的壓力向上部或向下部傳遞，從而達(dá)到了改變縫內(nèi)垂向上流壓的分布，降低了上下層段中縫內(nèi)流壓與地應(yīng)力之差，也就增加了上下隔層與產(chǎn)油層之間的地應(yīng)力差，也就控制了縫高的增加。同時(shí)它還能提高壓裂效率，起到轉(zhuǎn)向劑的作用，使后來(lái)注入的攜砂液轉(zhuǎn)為水平流向，從而使縫長(zhǎng)增加。

G12井壓裂目的層段砂體發(fā)育，平均地應(yīng)力64.5 MPa，而下隔層井段的平均地應(yīng)力65.6MPa，與目的層應(yīng)力差為1.1MPa，應(yīng)力差遮擋薄弱，因而采用人工隔層控縫高技術(shù)——粉陶沉降技術(shù)，增加人工隔板應(yīng)力遮擋強(qiáng)度，提高下隔層遮擋應(yīng)力，有效控制裂縫向下過(guò)度延伸。

2.2 變粘壓裂液、變排量控制縫高技術(shù)

壓裂液粘度對(duì)縫高的影響很大，尤其是高粘度的壓裂液將使縫高大幅擴(kuò)展，在同樣的壓裂造縫面積下，裂縫越高則縫長(zhǎng)越小，從而降低了壓裂效果，因此為了獲得最佳的壓裂效果，解決使用高粘壓裂液時(shí)帶來(lái)的縫寬縫長(zhǎng)與縫高的矛盾，控制縫高技術(shù)是大有裨益的。

不同地區(qū)由于地層情況不同，施工排量對(duì)裂縫高度的影響也不相同。常規(guī)儲(chǔ)層壓裂中認(rèn)為排量越大，裂縫高度越大。但排量又與施工設(shè)備和參數(shù)有關(guān)系，據(jù)相關(guān)研究認(rèn)為通過(guò)排量的瞬間躍變 ，可在控制壓裂裂縫縫口高度向下延伸的同時(shí)將支撐劑輸送至裂縫更深處，增大支撐縫長(zhǎng) ;同時(shí)快速提高砂比會(huì)在縫口形成楔形砂堤 ，降低近井油流阻力。因此采用變排量控制縫高技術(shù)，在控制裂縫向下延伸的同時(shí)可增長(zhǎng)支撐縫長(zhǎng)，增加裂縫內(nèi)支撐劑鋪置濃度從而可有效地提高增產(chǎn)效果。

2.3二次加砂技術(shù)

二次加砂壓裂工藝是將優(yōu)化設(shè)計(jì)的總砂量分2個(gè)階段加入，在第1段支撐劑全部帶入地層后，停泵等支撐劑下沉。然后進(jìn)行第2段加砂壓裂。這樣第1段的加砂壓裂已造成了一條人工裂縫，并且支撐劑沉到裂縫底部。這時(shí)在井筒周?chē)膽?yīng)力就要重新分布，在裂縫周?chē)a(chǎn)生應(yīng)力集中，裂縫上下端部的應(yīng)力集中最大，這個(gè)應(yīng)力集中遠(yuǎn)大于遠(yuǎn)處的地應(yīng)力。這樣在進(jìn)行第2段壓裂時(shí)的前置液遵循沿阻力最小的流道流動(dòng)的原則，沿著第1階段造開(kāi)的裂縫流動(dòng)。此時(shí)，第1階段在裂縫壁面上形成的濾餅及沉淀的支撐劑帶大幅度降低了壓裂液濾失，提高了第2階段壓裂液的造縫效率。由于受裂縫上下端部應(yīng)力集中的影響，尤其是下部沉淀的支撐劑影響，水力裂縫垂向延伸受阻，迫使水力裂縫向?qū)挾燃伴L(zhǎng)度方向擴(kuò)展，使支撐劑幾乎全部有效地鋪墊在油層中，形成一條較寬的高導(dǎo)流能力的支撐裂縫。

針對(duì)G12井儲(chǔ)層條件，根據(jù)主力層位厚度、孔隙度、原油參數(shù)等數(shù)據(jù)，產(chǎn)能擬合得到地層滲透率0.58×10-3μm2，綜合來(lái)看本次壓裂目的層為特低滲致密儲(chǔ)層，因此采用二次加砂技術(shù)，應(yīng)用Φ212～425μm細(xì)陶、Φ300～600μm小陶組合注入，縫內(nèi)支撐劑均勻鋪置，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)層全充填，增加裂縫的導(dǎo)流能力。

3、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

G12井現(xiàn)場(chǎng)施工情況：

第一次加砂一般排量4.7m3/min，破裂壓力69.71MPa，加砂壓力65.87MPa，前置液214（43+171）m3，攜砂液324m3，加砂3.11（粉）+18.51（細(xì)）+14.59（?。﹎3，合計(jì)36.21m3，停泵壓力44.0MPa。

第二次加砂一般排量4.6m3/min，破裂壓力66.871MPa，加砂壓力62.32MPa，前置液214（42+172）m3，攜砂液286.5m3，加砂1.84（粉）+25.55（細(xì)）+21.32（小）m3，合計(jì)48.71m3，停泵壓力45.3MPa，施工曲線(xiàn)如下：

圖1 ?G12井壓裂施工曲線(xiàn)

4、結(jié)論與建議

（1）應(yīng)用粉陶沉降、變粘度、變排量控制縫高技術(shù)和二次加砂技術(shù)在G12井成功應(yīng)用，取得了較好的壓裂效果。

（2）建議拐子湖凹陷壓裂下一步做好選井選層研究以及裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)應(yīng)用。

參考文獻(xiàn)：

[1]賈振華.內(nèi)蒙砂礫巖儲(chǔ)層壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工，2015.（6）：110.

作者簡(jiǎn)介：

潘衛(wèi)東（1971- ），本科，工程師，現(xiàn)主要從事油氣井增產(chǎn)方面工作。