壓裂選層和體積壓裂在墾761-15井的應(yīng)用

薄其琛

中國石油化工集團(tuán)有限公司勝利油田分公司頁巖油項(xiàng)目部 山東 東營 257000

1 地質(zhì)構(gòu)造簡況

墾761-15井位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷墾西斜坡帶北部墾761-15井區(qū)沙三中砂體構(gòu)造高部位。該區(qū)主要勘探目的層沙三段為淺湖相近岸水下扇沉積，砂體平面上分布較廣，儲集物性相對較好，但縱向上粒度遞變較快。通過對墾西斜坡帶沉積規(guī)律再認(rèn)識，認(rèn)為墾西斜坡帶沙三中時期主要發(fā)育2條濁積水道，南部墾622塊低部位的墾622-斜15的成功，更加印證了這一規(guī)律。該塊砂體正好在墾622-墾623-墾761水道之上，而且本井西南部低部位砂體的義127井在沙三中鉆遇多套油氣顯示，綜合解釋為油層3層36.2米，油水同層2層29.8米。位于本井西部的義斜981井在沙三段見油層1層5.9米。位于本井東南部的墾624井沙三段綜合解釋含油水層1層8.9米。位于本井南部的義125-1井沙三段綜合解釋油層1層1.6米、含油水層1層24.9米。墾761-15井位于該區(qū)中南部位置，因此該井試油成果對于區(qū)塊連片商業(yè)勘探開發(fā)具有重要意義。

2 壓裂選層

2.1 錄井、測井解釋情況

錄井顯示段2736.0～2777.0米，全烴變化由2.32%上升至74.08%，2736.0～2745.0米槽面見5%油花。該井段井壁取芯為棕黃色富含油閃長玢巖，含油部分顏色為棕黃色，成分主要為閃長石，含少量角閃石，見少量微細(xì)裂縫，未被充填，較致密。棕黃色原油沿裂縫面分布較均，較飽滿，油脂較強(qiáng)，染手，油味較濃，含油裂縫占總裂縫含量15%。熒光滴照棕黃色，含油部分滴水不滲呈珠狀。選擇錄井顯示較好井段作為試油目的層。

依據(jù)錄井解釋結(jié)果對比分析測井解釋成果。2737.0～2768.0米解釋孔隙度13%，滲透率14×10-3μm2，泥巖含量4.5%，玢巖含量79.5%，砂巖含量3%，伽馬68.4API，電阻率238.7Ω.m，發(fā)育微細(xì)裂縫，測井解釋油層31米有效厚度29米。

2.2 射孔及測試

采用聲波、中子、密度、伽馬、電阻率及其它測井解釋成果建立了力學(xué)模型，模擬了分簇射孔和連續(xù)射孔兩種條件下裂縫擴(kuò)展規(guī)律。分析裂縫延伸規(guī)律分簇射孔與連續(xù)射孔縫高擴(kuò)展接近，但連續(xù)射孔后有利于縫長擴(kuò)展及支撐劑鋪置，產(chǎn)生了更長的裂縫，因此優(yōu)化射孔方案，采取連續(xù)射孔方式，13#上部避射7米，下部避射13米。

沙三段，2744.0～2755.0米，11 米 /1層，102槍102高溫深穿透彈動態(tài)負(fù)壓射孔測試聯(lián)作，孔密16孔/米，測試現(xiàn)場進(jìn)行了二開一關(guān)操作，一開歷時315分鐘、二開歷時1880分鐘共回收原油1.18立方米，水0.26立方米，取樣器回收為水1200毫升見油花，產(chǎn)量壓力曲線上升緩慢，說明地層產(chǎn)量較低，二流選點(diǎn)折算，平均流壓5.38MPa下，折算日產(chǎn)油0.51 立方米，測試為低產(chǎn)油層。。

關(guān)井恢復(fù)測試，一關(guān)歷時2518分鐘，壓力至41.24MPa。獲取壓力-溫度測試曲線，實(shí)測地層壓力42.65MPa，壓力系數(shù)為1.58，為異常高壓系統(tǒng)。測點(diǎn)溫度112℃/2660.69米，地溫梯度為3.72℃/100米，地層溫度為115℃，為高溫異常溫度系統(tǒng)。

2.3 壓裂目的層選擇

（1）該井測試解釋為異常高壓（壓力系數(shù)1.58）、低滲并且存在污染（表皮系數(shù)4.35）的低產(chǎn)油層，依據(jù)勝利油田低滲透層“酸化壓裂選層原則”，凡經(jīng)測試具有正常壓力系統(tǒng)污染堵塞型（Ⅰ型）、正常壓力系統(tǒng)無污染堵塞型（Ⅱ型）、高壓或常壓低滲透型（Ⅲ型）的壓力曲線特征的低產(chǎn)油層或極低產(chǎn)油層（即所謂干層），原則上均需進(jìn)行壓裂改造。該井屬高壓、低滲、存在污染儲層需要進(jìn)行壓裂改造（Ⅰ、Ⅲ型）。

（2）2737.00～2768.00米，厚度31米有效厚度29米，測井解釋為油層；地質(zhì)錄井取芯為棕黃色富含油閃長玢巖，見少量微細(xì)裂縫，錄井顯示較好解釋為油層，該層段壓裂后出油把握較大，此類儲層要獲得商業(yè)可采儲量需要壓裂。

（3）目的層上部為厚泥巖隔層，下部為多套油、干層，目的層頂?shù)拙嗨畬泳嚯x，上下50米內(nèi)無水層，并且測試回收原油1.18立方米，水0.26立方米（分析化驗(yàn)為地面水），壓裂后不出水或少量的束縛水，為適合壓裂儲層。

（4）致密油氣藏要實(shí)現(xiàn)高效商業(yè)化開發(fā)，必須采用壓裂技術(shù)對儲集層進(jìn)行改造。在特低滲透率儲層特定條件下，由于儲集層基質(zhì)向裂縫供液能力太差，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，因此必須探索研究新型的壓裂改造技術(shù)，“體積壓裂技術(shù)”的提出具有深刻意義。國外已將此技術(shù)成功應(yīng)用于頁巖氣、致密砂巖氣以及頁巖油的開發(fā)，國內(nèi)也對體積壓裂開展了初步研究，部分超低滲透區(qū)塊已經(jīng)成功實(shí)現(xiàn)了體積壓裂技術(shù)對儲集層的改造，因此探索該區(qū)塊油藏類型的開發(fā)方式，借用“體積壓裂技術(shù)”進(jìn)行儲層壓裂改造。

3 體積壓裂、脈沖加砂設(shè)計思路

3.1 工藝可行性評價

為了進(jìn)一步評價各項(xiàng)技術(shù)對壓裂效果的影響，依據(jù)勝利油田探井壓裂先例，結(jié)合多年應(yīng)用及研究成果，對影響體積壓裂改造工藝及參數(shù)進(jìn)行評價和優(yōu)化。擴(kuò)大體積波及系數(shù)和實(shí)現(xiàn)壓后商業(yè)油流發(fā)現(xiàn)。

整體壓裂設(shè)計優(yōu)化：墾761-15井壓裂層段為特低滲透率儲層，目的層跨度大且存在天然裂縫，設(shè)計體積裂縫+主裂縫的組合裂縫，增大裂縫波及體積形成相互交錯的網(wǎng)狀裂縫或者樹狀裂縫，在縫網(wǎng)區(qū)域形成一定的改造體積，增大泄油體積。

壓裂工藝技術(shù)優(yōu)化：通過地應(yīng)力分析結(jié)果，該井設(shè)計采用體積壓裂+高導(dǎo)流通道壓裂組合壓裂工藝技術(shù)。采用32段脈沖柱塞式纖維壓裂技術(shù)，在各個攜砂液階段伴注纖維，穩(wěn)固砂團(tuán)柱支撐，減少油氣滲流阻力，獲得高導(dǎo)流能力。

3.2 壓裂液及支撐劑用量優(yōu)化

建立力學(xué)模型模擬了不同砂量、液量組合條件下形成的體積裂縫形態(tài)，模擬不同砂量對裂縫形態(tài)的影響，結(jié)果顯示砂量與裂縫形態(tài)正相關(guān)，當(dāng)砂量達(dá)到68立方米時改造體積、縫長、縫高趨于定值，本次壓裂以增大改造體積為目的，因此優(yōu)化加砂68立方米。模擬了不同排量對裂縫形態(tài)的影響，結(jié)果顯示排量對裂縫體積影響大，對縫長影響小，結(jié)合管柱校核結(jié)果，優(yōu)化排量8.0立方米/分鐘。

壓裂材料體系優(yōu)化：儲層溫度115℃，測試解釋有效滲透率0.11×10-3μ米2，為了降低地層傷害，滿足高溫井壓裂施工，設(shè)計采用低濃度胍膠壓裂液體系。為減少儲層傷害，降低施工成本，設(shè)計采用速溶型低濃度瓜膠壓裂液體系。其中線性膠950立方米，交聯(lián)液390立方米（要求基液粘度＞60mPa.s，pH=9～9.5，壓裂液在115℃，170s-1條件下剪切120分鐘，粘度＞50mPa.s）。支撐劑選用600～300μm高強(qiáng)陶粒（要求密度≤1.5克/立方厘米 ，86MPa 破碎率≤7.0% 酸溶解度≤5.0%）；425～212μm高強(qiáng)陶粒（≤1.5克/立方厘米，86MPa 破碎率≤6.0 % 酸溶解度≤7.0 %）。

3.3 壓裂風(fēng)險及壓裂管柱參數(shù)評價

目的段為裂縫性儲層，構(gòu)造位置靠近斷層天然裂縫發(fā)育，壓裂液濾失大，大規(guī)模壓裂存在砂堵風(fēng)險。油層下界距離灰面17.58米，口袋小存在砂埋目的層的風(fēng)險。

壓裂管柱參數(shù)計算： 壓裂管柱下深為1700米，設(shè)計壓裂油管為Φ89毫米N80加厚新油管。管體總重235KN，坐封噸位約140KN，管體連接強(qiáng)度922KN，管體抗拉強(qiáng)度922KN，壓裂油管符合連接及抗拉強(qiáng)度要求。

4 壓裂實(shí)施及效果

壓裂施工。正擠預(yù)置液40.95立方米，泵壓68.05MPa，排量8.19 立方米/分鐘，套壓13.84米Pa，地層破裂壓力70MPa（壓裂時地面泵車顯示壓力），正擠前置液52.19立方米，泵壓56.64MPa，排量3.72立方米/分鐘，套壓20.57MPa；正擠攜砂液1155.51立方米，泵壓68.31MPa，排量8立方米/分鐘-9.2立方米/分鐘，套壓21.58MPa，共32段脈沖柱塞式加砂加入0.3-0.6毫米高強(qiáng)陶粒砂32.4立方米，0.212～0.425毫米高強(qiáng)陶粒砂35立方米，砂比1.74%～31.05%，加入纖維306kg；正擠頂替液21.4立方米，泵壓59.57MPa，排量7.61立方米/分鐘，套壓21.1MPa，停泵壓力32.27MPa。

壓裂后3 毫米油咀放噴求產(chǎn)， 油壓14.6～14.3MPa，套壓0，日產(chǎn)純油79.65立方米，含水3%，含砂〈0.01%，天然氣656立方米，放噴求產(chǎn)13天累產(chǎn)油846 立方米，水221立方米，后轉(zhuǎn)交采油廠生產(chǎn)。

5 結(jié)論和認(rèn)識

（1）勘探壓裂投資大、風(fēng)險高，該井壓裂選層結(jié)合儲層地質(zhì)特征、錄井顯示、測井解釋、試油測試資料，應(yīng)用壓裂選層技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)充分論證，提高壓裂增產(chǎn)措施針對性，確保了壓裂效果。

（2）根據(jù)儲層地質(zhì)特征、油套管參數(shù)，有針對性的確定液量、砂量、排量提高壓裂成功率和壓裂效果，避免各類風(fēng)險事故的發(fā)生。

（3）體積壓裂、脈沖加砂是近年創(chuàng)新發(fā)展的壓裂新技術(shù)，通過本井的施工效果說明此項(xiàng)技術(shù)能夠提高此類特低滲儲層的滲流能力并獲得較好的壓裂效果。