復雜巖性儲層壓裂改造技術在歧口凹陷的應用

陳紫薇,張勝傳,隋向云,蔡茂佳

(1.中國石油大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280；2.中國石油大港油田公司勘探事業部)

歧口凹陷沙一下儲層埋藏深、巖性復雜，主要由泥、泥質碳酸鹽巖和灰質泥巖組成；其黏土含量高，水敏性強；儲層物性差，裂縫發育；楊氏模量高；該儲層改造工藝選擇難度大，壓裂加砂困難，施工成功率低。為解決上述問題,在對前期儲層改造工藝適應性分析的基礎上，開展了壓裂液體系研制及相應壓裂工藝的完善配套研究。這些技術解決了復雜巖性儲層加砂困難、效果差的難題，施工成功率明顯提高，為高效開發復雜巖性儲層提供了新的途徑。

1 復雜巖性改造工藝難點

1.1 巖性復雜，工藝選擇難度大

歧口凹陷沙一下儲層泥巖中夾雜著0.1～1 m白云巖和灰巖條帶，地層巖性不純，黏土含量高，酸溶蝕率18%～85%，平均39.5%，縱向上酸溶蝕率差異大，酸溶蝕后的殘留物對地層傷害大(表1)。

表1 ch54X1井巖心在15%HCl中溶蝕率

(1)酸壓改造效果差。地層巖性不純，黏土含量高，酸溶蝕后的殘留物對地層傷害大；地層致密，裂縫不發育，酸化沒有有效溝通裂縫帶或高滲帶，具體情況見圖1，從中可看出，泵壓降低幅度小或泵壓不降。zh2井措施前，液面折日產0.89 m3，酸后出水17.83 m3，油0.17 t。

(2)壓裂施工成功率低。2010年某國外公司在沙一下復雜巖性儲層實施壓裂改造工藝5井次，施工成功率為60%。分析認為，對于低孔低滲、泥質含量高的復雜巖性儲層啟裂困難，所形成的裂縫窄[1]；另外加砂困難，容易砂堵，達不到理想的改造效果。

1.2 儲層物性差

ch54X1井測試有效孔隙度為1.4%～4.8%，有效滲透率為(0.03～0.95)×10-3μm2，呈明顯的低孔低滲特征，具體情況見表2。

表2 ch54X1井取心物性分析數據表

1.3 裂縫窄，加砂困難

實驗顯示，ch54X1井沙一下儲層巖石力學參數與砂巖儲層相比，具有楊氏模量高的特點(表3)，可能存在裂縫窄、加砂困難的問題。

2 復雜巖性儲層壓裂工藝技術

2.1 儲層改造工藝實驗

鹽酸溶蝕平板實驗表明，泥質覆蓋了整個巖心表面，這說明地層巖石與酸反應后，殘留的泥質堵塞了原有孔隙，對儲層滲透性造成了極大傷害；巖心表面與酸反應后，酸蝕裂縫導流能力較低；鋪置支撐劑后，導流能力有所提高,但低于單獨支撐劑的導流能力(圖2)。通過鹽酸溶蝕平板實驗可知：酸化作業將對地層造成嚴重的污染；酸壓加砂工藝形成的裂縫導流能力遠低于同等規模下的壓裂施工所獲得的裂縫導流能力。

圖1 zh2井酸壓施工曲線

表3 ch54X1井巖石力學參數

圖2 裂縫導流能力對比情況

2.2 低傷害壓裂液體系

通過配方篩選研制了低傷害壓裂液體系，可滿足80～150℃儲層壓裂改造的需要,該壓裂液具有如下特性。

(1)該壓裂液體系配方流變性能好，黏度高，動態可調，并形成了不同溫度、不同黏度的系列[2]。其壓裂黏度分別為100、200和 400 mPa·s。

(2)破膠性能優良，殘渣含量低，低傷害、易返排。從表4中可看出，壓裂液破膠徹底，殘渣含量低，表界面張力低，這說明壓裂液具有較高的清潔程度和易于返排的優點。

表4 低傷害壓裂液120℃破膠數據

(3)具有優良的防膨性能。復雜巖性儲層泥質含量高、水敏性強，黏土膨脹是儲層傷害的重要原因，因此，通過實驗優選出與儲層配伍性好的防膨劑。從表5中可知，1.0%A-26+1.0%KCl配方的防膨率最高，為最優配方。

表5 防膨劑優選實驗結果

(4)助排劑性能好。復雜巖性儲層低孔低滲，排驅壓力較高，壓后的破膠液體易在地層毛細管的吸附作用下，造成對地層的傷害。地層壓力一般不足以克服毛細管阻力，不能將破膠液體從孔隙通道中排出．因而有必要使用助排劑來降低壓裂液的表面和界面張力，減小毛細管壓力并改變地層的潤濕狀況，這既可使壓裂液容易進入地層，又利于破膠液體的返排。為此，對表面張力參數和最佳使用質量分數開展了優選(表6、表7)。從中可以看出，最優助排劑為3#，最佳使用質量分數為0.5%。

2.3 壓裂工藝參數優化

(1)施工排量優選實驗。施工排量不同，形成的的裂縫幾何尺寸不同， 6.0 m3/min排量形成了較高的裂縫，但支撐劑進入到非目的層后，形成無效支撐，影響了壓裂效果及經濟效益；4.0 m3/min的排量形成的裂縫短且窄，不利于儲層大規模改造；因此，理想的施工排量為5.5 m3/min。

表6 助排劑在水中的表面張力(25℃，mN·m-1)

表7 助排劑界面張力的測定結果(25℃，mN·m-1)

(2)壓裂液最佳黏度選擇。根據復雜巖性儲層的巖性、物性和裂縫發育情況，結合軟件模擬計算結果，優選的壓裂液最佳黏度為200 mPa·s以上。

3 實際應用及效果

為大幅度提高岐口凹陷沙一下復雜儲層改造壓裂效果，相應配套并應用了加砂時機優選技術、前置液多級支撐劑段塞技術、壓裂液流變性優選技術和支撐劑與裂縫寬度匹配技術，成功解決了沙一下復雜巖性壓裂施工成功率低的難題。

這些技術在該區共實施壓裂9井次, 最高加砂規模3.6 m3/m，壓后最高日產28.67 m3。其中，7井次獲得工業油流，施工成功率100%，有效率100%，平均增產倍數10.8倍。

以B32X1井為例。該井壓裂目的層為4 178.1～4 250.4 m，儲層孔隙度為7.99%，儲層滲透率為3.9×10-3μm2，泥質含量25.39%。壓裂施工中，共打入壓裂液359.89 m3，支撐劑30 m3。壓前日產油0.89 m3,日產水0.31 m3；壓后用5 mm油嘴求產，日產油28.67 m3，壓裂液返排率為76.6%。

4 結論及建議

(1)針對復雜巖性儲層微裂縫發育的特點，優選配制的高黏度低傷害壓裂液體系并相應配套了壓裂工藝技術，解決了復雜巖性儲層加砂困難、效果差的難題，施工成功率和有效率明顯提高。

(2)應根據復雜巖性儲層微裂縫發育的特點，借鑒國內外致密油氣壓裂技術及經驗，開展混合壓裂技術適應性研究。

[1] 王賢君，李存榮，韓露．含泥砂巖儲層水力壓裂裂縫啟裂及延伸規律[J]．大慶石油地質與開發，2012,31(4)：107-109．

[2] 隋向云，陳紫薇.q422-1井低滲透薄互層油藏壓裂裂縫幾何形態影響因素探討[J].石油地質與工程，2013,27(3)：112-114.