海南流沙港組致密砂巖體積壓裂工藝研究及應(yīng)用

魏 凱，鄧校國，付 杰，張智勇，李 凱

（1.北京斯迪萊鉑油氣技術(shù)有限公司，北京 100176；2.中國石油南方勘探公司，海南 ?？?570125）

0 引言

致密砂巖一般指孔隙度＜12%、滲透率＜1×10-3μm2的砂巖，常規(guī)射孔后難以形成工業(yè)化油氣流，一般需要通過大規(guī)模的體積壓裂改造［1-3］。體積壓裂的廣泛應(yīng)用，大大提高了油氣產(chǎn)量，近幾年在致密油氣、煤層氣和頁巖油氣領(lǐng)域取得了很大的發(fā)展［4-6］。我國提出要把油氣資源的對外依存度保持在一個合理范圍，伴隨著非常規(guī)油氣資源的豐富儲備和國家發(fā)展政策的支持，海南福山油田致密砂巖儲層的開發(fā)逐漸成為該油田熱點(diǎn)區(qū)域之一。致密砂巖增產(chǎn)的有效性與儲層壓裂改造的有效體積密切相關(guān)，不合理的壓裂設(shè)計(jì)往往會導(dǎo)致油氣井達(dá)不到工業(yè)產(chǎn)能［7-8］。2010年以來，國內(nèi)學(xué)者借鑒國外頁巖油氣體積壓裂技術(shù)，先后在吐哈、長慶、吉林、華北、四川等油田開展了非常規(guī)致密砂巖體積壓裂的研究和應(yīng)用，主要是針對水平井采用密切割、大液量、大砂量的縫網(wǎng)技術(shù)理念，對斜井的研究較少［9-13］。海南福山油田以斜井為主，近幾年先后開展了針對復(fù)雜斷塊油氣藏砂礫巖、砂巖的壓裂改造工藝研究和應(yīng)用［14-17］，取得了一定的增產(chǎn)效果，但對福山凹陷致密砂巖的儲層改造研究比較薄弱，改造效果不甚理想。福山油田致密砂巖具有薄互層明顯，低孔、低滲、高溫，井眼斜度大，水力壓裂后難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，增產(chǎn)有效率低，產(chǎn)量下降快等問題。本文針對福山油田致密砂巖儲層改造難題，開展致密砂巖體積壓裂工藝研究，探索體積壓裂工藝在該區(qū)儲層斜井改造中的應(yīng)用，以期指導(dǎo)啟示壓裂深層次工藝改造，為同類型儲層改造提供借鑒。

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

海南福山凹陷位于海南島北部，屬于北部灣盆地，如圖1所示，受燕山運(yùn)動的影響，福山凹陷是在古生界及中生界白堊系變質(zhì)巖基底上發(fā)育起來的一個呈北斷南超的箕狀凹陷，構(gòu)造走向?yàn)楸睎|向，以古近系為主，面積2920 km2。按構(gòu)造和沉積特征，凹陷的陸上部分又細(xì)分為5個次一級的構(gòu)造單元：白蓮次凹、花場次凹、皇桐次凹、博厚斷階帶和南部斜坡帶。目前花場、白蓮、美臺3個油氣田是福山油田主要的開發(fā)區(qū)塊。

圖1 福山凹陷構(gòu)造位置示意Fig.1 Location map of the Fushan Sag structure

福山凹陷主力產(chǎn)油層流沙港組，屬于下第三紀(jì)始新世，主要發(fā)育湖泊—辮狀河三角洲沉積體系，發(fā)育4套含油層系，整體表現(xiàn)為斷塊小而多、巖性變化大，油藏類型復(fù)雜、多薄層特征明顯，儲層距離斷層近（80～200 m），地應(yīng)力方位復(fù)雜。

2 致密砂巖儲層特征

福山油田流沙港組為主要產(chǎn)能儲層，主要由一套深灰色、灰黑色泥巖、頁巖和淺灰色、灰白色砂巖以及含礫砂巖組成，儲層以薄層和中厚層為主，薄互層特征明顯。巖石顆粒主要為中細(xì)砂，脆性指數(shù)較高，孔隙以中孔為主，喉道以納米級喉道為主，孔滲特征為低孔滲、特低孔滲［17-18］。流沙港組自上而下又分為流一段、流二段和流三段，流一段地層以巨厚層狀灰色泥巖夾灰色熒光、油跡、油斑細(xì)砂巖為主，局部夾火成巖，為辮狀河三角洲沉積相，主體為三角洲前緣亞相，發(fā)育水下分流河道、前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩等沉積微相。流一段致密砂巖有效孔隙度平均11.2%，滲透率1.55×10-3～0.75×10-3μm2，喉道半徑均值為0.95～2.20 μm。流二段地層主要是以灰色含礫砂巖、細(xì)砂巖與深灰色泥巖互層為主，發(fā)育水下分流河道、河口砂壩、遠(yuǎn)砂壩和席狀砂等沉積微相。本區(qū)原油性質(zhì)較好，具有低密度、低粘度和低含硫的特點(diǎn)。天然氣成分以甲烷為主，含量68%以上，相對密度較高。地層水水型分為NaHCO3型和CaCl2型，總礦化度較高，在1.4×104～3.3×104mg/L之間，平均1.8×104mg/L［19-20］。地層壓力系數(shù)一般為1.0～1.2之間，屬于常壓系統(tǒng)。

流沙港組目的層巖心楊氏模量低，細(xì)砂巖動態(tài)泊 松 比0.081～0.209，動 態(tài) 楊 氏 模 量8.9～15.58 GPa，靜態(tài)楊氏模量8.46～10.11 GPa，靜態(tài)泊松比0.12～0.22。含礫砂巖動態(tài)泊松比0.069～0.196，動態(tài)楊氏模量7.80～9.90 GPa，靜態(tài)楊氏模量8.20～10.04 GPa，靜態(tài)泊松比0.11～0.16。巖心單軸抗壓強(qiáng)度低，塑性特征明顯。脆度低，形成網(wǎng)狀縫難度大。水平應(yīng)力差較?。ㄒ姳?），儲層楊氏模量低，支撐劑嵌入嚴(yán)重，對導(dǎo)流能力影響大。

表1 流沙港組地層巖石力學(xué)和地應(yīng)力數(shù)據(jù)Table 1 Liushagang Formation rock mechanics and in-situ stress data

從巖石特征看，流沙港組石英含量一般52%～63%，平均55%；巖屑主要為變質(zhì)巖，含量23%～40%，平均26.7%；長石以鉀長石為主，偶見斜長石，鉀長石含量5%～15%，平均8.9%。巖石孔隙類型以粒間孔及膠結(jié)物內(nèi)溶孔為主，粒內(nèi)溶孔及原生粒間孔少（圖2）。膠結(jié)物孔隙分為膠結(jié)物溶蝕微孔及顆粒間充填的自生粘土晶間微孔，孔喉狹小。巖石顆粒間填隙物以自生粘土為主，包括自生高嶺石、伊利石及伊/蒙混層。此類孔隙類型導(dǎo)致儲層孔隙度較小、滲透率低。粘土礦物含量一般12%～22%，較高的粘土含量也使施工時壓力過高，裂縫延伸長度有限，縫寬不足，導(dǎo)致加砂困難，影響壓裂效果。

圖2 流沙港組鑄體薄片和掃描電鏡下成巖作用特征Fig.2 Liushagang Formation cast thin section and diagenesis characteristics from the scanning electron microscope

3 儲層改造難點(diǎn)分析

3.1 摩阻大，施工壓力高

以往本區(qū)壓裂施工中，經(jīng)常面臨摩阻大、施工壓力高（＞70 MPa）、砂堵的問題。砂泥巖薄互層特征明顯、泥質(zhì)含量高（12%～22%）、塑性強(qiáng)，導(dǎo)致施工壓力高、易砂堵。壓裂時裂縫面粗糙，彎曲摩阻大（＞20 MPa），流體延伸受阻，導(dǎo)致施工曲線上下波動較大。井眼斜度大，近井筒裂縫彎曲較嚴(yán)重，也是導(dǎo)致施工壓力高、易砂堵的原因。在施工中往往導(dǎo)致儲層沒有得到充分的改造，后期產(chǎn)量不理想。

3.2 縫高易失控

小層多是福山油田措施改造目的層的常見特征，改造井段有效厚度小、層薄，上下隔層應(yīng)力差值小，一般小于6 MPa，壓裂過程中縫高易失控。壓裂液漏失嚴(yán)重，易形成砂橋，導(dǎo)致施工停泵，壓力往往先降低后急速升高，支撐劑加量不夠，裂縫導(dǎo)流能力達(dá)不到設(shè)計(jì)要求。

3.3 地層溫度高

福山凹陷地溫梯度大，一般3.4～4.6℃/100 m，一般儲層溫度＞120℃，個別井超過150℃。對壓裂液提出了更高的要求，要求具有低摩阻、耐高溫、耐剪切、較好的攜砂能力、低濾失和易返排等特點(diǎn)。

3.4 產(chǎn)量下降快

流沙港組作為本地主力儲層，壓裂初產(chǎn)往往較高，但產(chǎn)量下降快，壓后3個月產(chǎn)量遞減率超過20%。致密砂巖儲層致密，孔喉小，排驅(qū)壓力低，易受壓裂液傷害。除儲層自身原因外，壓裂工藝方式選擇不合理也是造成產(chǎn)量過快下降的原因。

4 儲層改造技術(shù)對策

針對福山油田致密砂巖儲層地質(zhì)特征，借鑒非常規(guī)體積壓裂理念，采取了一系列配套的壓裂改造工藝技術(shù)。

4.1 體積壓裂技術(shù)

福山油田流沙港組致密砂巖儲層改造總體采用大排量、大液量、大砂量等措施。針對縱向小層多、薄互層明顯的地質(zhì)特征，采用泵送橋塞套管壓裂，低粘液體造縫、高粘液體攜砂、多粒徑支撐劑組合支撐、大排量注入，上下同時起裂，盡可能溝通天然裂縫，讓主縫和次裂縫（微裂縫）互相連通，形成復(fù)雜縫網(wǎng)，提高儲層改造范圍，增加泄油面積?；锼?凍膠組合能有效造長縫和復(fù)雜縫網(wǎng)，組合粒徑支撐劑能擴(kuò)大支撐范圍，增大改造體積和油氣藏滲流面積。

針對福山油田儲層特征，儲層改造時進(jìn)行精細(xì)分層，嘗試了連續(xù)油管噴砂射孔壓裂、封隔器不動管柱分段壓裂等工藝，增加前置液段塞級數(shù)和砂量，打磨近井多裂縫彎曲摩阻。

4.2 控縫高技術(shù)

針對縫高失控問題，目前采用變排量控縫高和人工隔層工藝。前置液小排量造縫，段塞2～5 m3細(xì)砂，砂比5%～10%，待支撐劑全部進(jìn)入地層后停泵30 min，讓細(xì)砂下沉形成人工隔層，再次進(jìn)行主壓裂施工，并逐級階梯增加排量，可有效控制裂縫上下延伸，同時也可有效避免溝通下部水層。

4.3 優(yōu)化壓裂液

根據(jù)流沙港組儲層特征研發(fā)了高、低溫2種壓裂液體系，有較好的耐溫性、破膠性（見表2）、低殘?jiān)忍攸c(diǎn)，能滿足本區(qū)塊的要求。采用Haake旋轉(zhuǎn)流變儀在170 s-1條件下，分別檢測高、低溫壓裂液體系的耐剪切性能（見表3），實(shí)驗(yàn)表明2種體系壓裂液抗高剪切速率性能良好，且對巖心滲透率傷害都小于30%（見表4）。有時針對能量低的地層采取液氮伴注，提高地層能量，同時有助于壓裂液的返排，減少對儲層的傷害。

表2 高、低溫2種壓裂液體系破膠實(shí)驗(yàn)評價(jià)數(shù)據(jù)Table 2 Evaluation of gel breaking experiment on high and low temperature fracturing fluid systems

表3 高、低溫2種壓裂液體系耐剪切實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 3 Shear resistance test data of high and low temperature fracturing fluid systems

表4 高、低溫2種壓裂液體系對同層位、同深度巖心滲透率傷害評價(jià)Table 4 Damage evaluation of high and low temperature fracturing fluid systems on core permeability at the same horizon and depth

4.4 層間暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)

福山油田儲層有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，為獲得更好的改造效果，提高儲層壓開程度，采用層間暫堵轉(zhuǎn)向工藝。利用暫堵壓裂產(chǎn)生多條裂縫，充分壓開儲層，提升改造效果，增加油氣產(chǎn)量。施工中在裸眼封隔器之間或橋塞間的大段壓裂層段內(nèi)，投入暫堵劑封堵炮眼和近井裂縫，顆粒堵劑見水后不斷膨脹（圖3），表面溶解增粘，有利于粘結(jié)在一起，起到封堵作用。在暫堵劑有效承壓的基礎(chǔ)上提高施工凈壓力從而壓開新的裂縫，達(dá)到段內(nèi)裂縫分流轉(zhuǎn)向的目的，實(shí)現(xiàn)不同物性、不同地應(yīng)力儲層的均勻改造。暫堵劑在地層溫度和壓裂液的作用下會完全降解，各壓裂層段在壓裂液返排過程中暫堵劑所占空間恢復(fù)為有利的油氣通道，對儲層和裂縫不會產(chǎn)生傷害。

圖3 暫堵劑遇水在不同時間的膨脹效果Fig.3 Expansion of the temporary plugging agent in contact with water for different time periods

4.5 納米滲吸洗油技術(shù)

針對致密砂巖壓后產(chǎn)量下降快的現(xiàn)象，通過添加納米增效洗油劑將致密油孔喉細(xì)小的劣勢轉(zhuǎn)為優(yōu)勢，充分利用納米液滴自發(fā)滲吸的能力，實(shí)現(xiàn)壓裂液滲吸置換的效果。該體系的特點(diǎn)是納米級液滴能有效通過致密砂巖儲層孔喉，為潤濕反轉(zhuǎn)提供動力。通過考察納米增效洗油劑在致密砂巖碎屑和頁巖碎屑中表面張力的變化，模擬其在巖心中的吸附情況，由圖4可見納米增效洗油劑接觸頁巖和致密砂巖后表面張力基本不變，表面張力一直維持在30 mN/m以下。實(shí)驗(yàn)表明，納米增效洗油劑在致密砂巖中只有很小吸附量，可實(shí)現(xiàn)深層作用，在巖層中走得遠(yuǎn)，能有效實(shí)現(xiàn)潤濕反轉(zhuǎn)，由油潤濕轉(zhuǎn)為水潤濕，并可降低油水粘度比，利于油氣返排。

圖4 納米洗油劑在不同巖心中的吸附性能Fig.4 Adsorption performance of the nano-oil washing agent in different cores

5 現(xiàn)場應(yīng)用

2020年在福山油田花場和朝陽區(qū)塊致密砂巖儲層施工4口斜井（花A-2X井、花C-17井、花13-AX井、朝C-1X井）中采用了上述措施工藝，施工數(shù)據(jù)見表5。4口井累計(jì)注入滑溜水2314 m3，胍膠基液1410 m3，累計(jì)加砂250.3 m3，最大排量14.5 m3/min。

表5 4口井施工參數(shù)Table 5 Operation parameters of the four wells

5.1 高排量、大液量體積壓裂

4口井整體采用高排量、大液量體積壓裂工藝。4口井儲層致密，非均質(zhì)性強(qiáng)，經(jīng)過大型加砂壓裂改造后，凈壓力擬合顯示壓后裂縫改造體積總體達(dá)到設(shè)計(jì)要求。高排量壓裂改造有效地克服了層間差異，均衡改造了薄互層發(fā)育的儲層，有效開啟裂縫，克服泥質(zhì)含量高造成的砂堵風(fēng)險(xiǎn)，大液量體積改造有效提高了儲層改造程度。施工中采用微地震裂縫監(jiān)測工藝，通過地面優(yōu)化布局監(jiān)測點(diǎn)位置，優(yōu)化監(jiān)測施工參數(shù)，提高信噪比，對整個壓裂過程進(jìn)行了實(shí)時監(jiān)測。以朝C-1X井為例（圖5），裂縫監(jiān)測顯示主裂縫以兩翼縫為主，支撐縫長265 m，縫絡(luò)寬36 m，并且一定程度上形成了微細(xì)分支縫，設(shè)計(jì)支撐縫長258 m，基本與設(shè)計(jì)規(guī)模符合。

圖5 朝C-1X井壓裂裂縫監(jiān)測俯視圖和三維圖（上北下南左西右東）Fig.5 Top view and overall three-dimensional view of fracture monitoring in Well Chao C-1X

5.2 變排量施工有效抑制縫高失控

花13-AX井是花場區(qū)塊的一口探井，該井層薄，上下隔層應(yīng)力差異不明顯，為防止縫高失控降低壓后效果甚至引來水侵，采用了變排量控縫高工藝，壓裂開始階段排量由4 m3/min，逐步提高到8 m3/min。壓后利用FracproPT軟件進(jìn)行凈壓力擬合分析，壓后裂縫剖面模擬顯示縫高24.6 m，與微地震監(jiān)測結(jié)果26m較符合（圖6），縫高得到有效控制。

圖6 花13-AX井壓后裂縫剖面模擬和裂縫監(jiān)測對比Fig.6 Comparison of fracture profile simulation and fracture monitoring after fracturing in Well Hua 13-AX

5.3 低傷害壓裂液體系

本批次施工井采用高、低溫2種壓裂液體系，前置液采用滑溜水，攜砂階段采用交聯(lián)凍膠攜砂。體系中添加納米增效洗油劑，增加滲吸洗油效果。本批次井3口低溫井，平均井溫127℃，1口高溫井，井溫153℃，施工過程中攜砂液階段壓力穩(wěn)定，施工中液體整體表現(xiàn)了良好的耐溫耐剪切性能，低摩阻和易破膠返排（表6）。通過壓后產(chǎn)量表明，納米滲吸洗油可有效地延長穩(wěn)產(chǎn)有效期。

表6 4口井壓裂液減阻性能分析Table 6 Analysis of drag reduction performance of fracturing fluids in the four wells

5.4 暫堵轉(zhuǎn)向促進(jìn)新裂縫的開啟

花C-17X井儲層厚度薄，縱向小層分布不集中，跨距大，為提高縱向改造程度，本井進(jìn)行了暫堵壓裂施工。通過施工壓力曲線可以看出，投放暫堵劑后，壓力升高了11.66 MPa（圖7），該壓力下可有效開啟新裂縫。

圖7 花C-17X井暫堵轉(zhuǎn)向施工曲線分析Fig.7 Analysis of temporary plugging for fracture direction change in Well Hua C-17X

通過動態(tài)裂縫監(jiān)測，本次壓裂事件點(diǎn)波及范圍雖較大，但有效溝通范圍主要集中在近井軸兩側(cè)100 m的距離內(nèi)。經(jīng)過分析計(jì)算，壓裂縫絡(luò)長波及范圍為210 m，縫絡(luò)寬波及范圍為100 m，縫絡(luò)高波及范圍為47 m，裂縫主體方位為北東向，整體擴(kuò)展方向?yàn)榻媳毕?。本次壓裂在加入暫堵劑后，事件點(diǎn)分布出現(xiàn)了轉(zhuǎn)向的情況（圖8、圖9），中部儲層事件點(diǎn)由右側(cè)轉(zhuǎn)移到左側(cè)；事件點(diǎn)擴(kuò)展范圍，在井軸右側(cè)即北翼有了較遠(yuǎn)的延展，南北兩翼分布逐漸均衡，最終形成兩翼分布均衡的裂縫網(wǎng)絡(luò)。

圖8 花C-17X井投放暫堵劑前裂縫監(jiān)測成果Fig.8 Fractures monitored before the temporary plugging agent was put into Well Hua C-17X

圖9 花C-17X井投放暫堵劑后裂縫監(jiān)測成果圖Fig.9 Fractures monitored after the temporary plugging agent was put into Well Hua C-17X

5.5 壓后產(chǎn)量

4口井壓后前4個月返排率都超過了50%，且破膠徹底，破膠液粘度＜5 mPa·s。壓裂改造后增產(chǎn)效果明顯，壓前4口井平均產(chǎn)量＜2 m3/d（圖10），壓后日均產(chǎn)油量得到大幅提升，尤其花13-AX井，壓后平均日產(chǎn)12.6 m3/d，壓后6個月累產(chǎn)油1.876×103m3，而且油氣產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定，大大加快了油氣采收率和投資成本的回收。

圖10 4口井壓后產(chǎn)量情況Fig.10 Production of the four wells after fracturing

6 結(jié)論

（1）借鑒非常規(guī)縫網(wǎng)體積壓裂理念，大排量、大液量、大砂量、組合粒徑支撐等壓裂手段的成功實(shí)施，降低了砂堵風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)了遠(yuǎn)端分支縫和微裂縫的有效支撐，增加了裂縫導(dǎo)流能力，提高了福山油田致密砂巖儲層的改造效果。

（2）變排量和人工隔層控縫高，精細(xì)分層，暫堵轉(zhuǎn)向壓裂等儲層改造工藝的實(shí)施，有效控制了縫高，提高了儲層的壓開程度，利于對目的層的有效開發(fā)。

（3）高、低溫2種壓裂體系的應(yīng)用，減少了壓裂成本，滿足耐溫、耐剪切、低傷害的性能要求，同時具有良好的攜砂性能。納米增效洗油劑的應(yīng)用，最大限度地降低液體對地層和裂縫的傷害，發(fā)揮納米液滴滲吸洗油作用，增加油氣井的穩(wěn)產(chǎn)期。

（4）海南福山油田薄互層致密砂巖體積壓裂工藝技術(shù)的成功應(yīng)用，單井產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)有效期大幅提高，為本地區(qū)致密砂巖儲層的有效開發(fā)提供了可靠的技術(shù)支持。

（5）隨著勘探開發(fā)的拓展，改造目的層位趨于油氣藏邊緣區(qū)域，油氣儲量本身有限，導(dǎo)致儲層改造的有效率逐漸降低。加強(qiáng)對儲層地質(zhì)情況的研究，為后期的選井選層提供更好的選擇依據(jù)。繼續(xù)加強(qiáng)儲層改造工藝的針對性和有效性的研究，提高增產(chǎn)效果。