海安凹陷阜二段致密油藏體積壓裂技術

陳挺 鄒清騰 盧偉 劉臣 王治華 牛增前

1. 中石油渤海鉆探工程技術研究院；2.中石油浙江油田分公司鉆采工程研究院；3. 中石油渤海鉆探油氣合作開發分公司

目前，世界上大部分國家和地區均發現了致密油資源［1］。作為一種重要的能源供給形式，近年來致密油的勘探開發活動日漸活躍。2008年美國威利斯頓盆地巴肯致密油實現規模化開發，標志著“水平井+多段壓裂”的開發方式能夠有效動用儲量［2］。北美地區致密油開發經歷了常規垂直鉆井階段和水平井鉆井階段［3］。中國致密油開發處于起步階段，開發初期采用直井或斜井多段壓裂技術，利用叢式井組布井井斜度大、井眼穿透油層厚度大的有利條件，在厚油層內造多縫擴大泄油體積來提高單井產量［4］。借鑒水平井多段體積壓裂技術成功改造頁巖氣的思路，國內采用水平井鉆井技術與體積壓裂相結合的開發方式來進一步提高致密油氣藏的產量，并且在鄂爾多斯盆地［5-7］、三塘湖盆地［8-9］、渤海灣地區［10］等地相繼取得了不錯的應用效果。

由于對致密油氣藏的認識不完善，現階段主要通過儲層物性［11］和地層流體性質［12］來制定相應的開發方案，并用數值模擬和物理模擬方法來研究體積壓裂儲層的裂縫延伸機理［13］和儲層改造體積影響因素［14］。根據浙江油田海安凹陷阜二段致密油儲層的物性、巖性、脆性，選擇適用的壓裂工藝［8］與液體體系［15-16］，進行小型壓裂測試求取地層參數，采用微地震監測手段評價裂縫網絡的復雜性，建立了適合海安凹陷阜二段致密油體積壓裂的配套技術。

1 目的層特征和改造難點分析

J1井是一口預探井，構造上位于蘇北盆地東臺坳陷海安凹陷曲塘次凹深凹帶內，完鉆井深4017 m，人工井底3988.7 m。測井解釋油層30 m/1層、差油層68 m/2層。在阜二段3773～3778 m氣測全烴最高達到55.60%，組分齊全；3800～3804 m氣測全烴最高達到71.17%，組分齊全；3786.29 m測量后效，氣測全烴最高達到98.3546%。阜二段儲層原油成熟度低、油品差，儲層比表面大，原油流動性差。壓裂施工目的層位是阜二Ⅲ亞段32#層、阜二Ⅱ亞段33#層和34#層。通過地震剖面對比圖可以看出阜二段砂體橫向、縱向分布均較為穩定，J1井靠近曲塘中部，砂體厚度最大。電成像掃描結果表明J1井在3770～3780 m處發育少量裂縫。巖心觀察、薄片鑒定、X衍射表明，阜二段主要巖石類型為泥巖、白云巖、粉砂巖和混合細粒沉積巖，不僅泥巖等烴源巖發育，泥質/粉砂質白云巖等儲集層也較發育。

巖心及測井、錄井評價分析結果表明：阜二段擬測試目的層32#、33#、34#層段平均泥質含量為25%，方解石含量為10%，砂質含量為5%，白云石含量為45%，脆性指數較高，平均含量為73%，可壓性強；試油層段儲層物性較差，平均孔隙度5%～10%，基質滲透率0.003～0.1 mD，少量微裂隙發育，總體屬于裂縫—孔隙型致密油藏。

壓汞實驗表明，阜二段泥頁巖巖性致密，孔喉結構復雜，所有巖心樣品排驅壓力高，一般大于35 MPa，中值壓力普遍大于100 MPa，且上部較中部高；孔隙、喉道大小分布較為均勻，主要以納米級孔喉為主，僅發育小部分大孔，見表1。從儲層黏土礦物含量看（表2），目的層伊蒙混層含量較高，其中蒙脫石含量為55%，儲層水敏性較強，壓裂液必須要具有防膨性。

表1 J1井阜二段巖石壓汞特征參數Table 1 Mercury intrusion characteristic parameters of the rock in Fu 2 formation of the well J1

表2 J1井儲層黏土礦物含量Table 2 Clay mineral content of the reservoir of the well J1

受J1井完井條件限制，施工排量提升空間有限，采用FracPro軟件模擬了施工排量為4.5 m3/min時最高裂縫凈壓力為5.8 MPa，平均值為4 MPa。鄰井地應力實驗結果顯示J203井最大最小主應力差為2.89 MPa，J7井最大最小主應力差為5.09 MPa。最大裂縫凈壓力值大于最大最小主應力差，儲層具有一定的脆性特征且有少量微裂隙發育，具有形成復雜裂縫網絡的條件。施工過程中應盡量提高施工排量，增加裂縫凈壓力，提高裂縫網絡復雜程度。

2 壓裂工藝設計

2.1 壓裂工藝優選

目前比較成熟的施工工藝包括：（1）橋塞分層壓裂，分層試油，打撈橋塞合層求產。該工藝成熟，能夠有效封隔目的層，但施工周期較長。（2）填砂分層壓裂，分層試油，沖砂合層求產。該工藝施工風險小，但是施工周期長，沖砂對地層有傷害。（3）一次壓裂完，下分層試油管柱（開關滑套）。該工藝施工周期短，但使用工具較多，卡管柱風險較高，且分層試油工藝應用較少?？紤]施工風險和工藝成熟性，采用第一套方案，先對34#層單壓單試，然后下橋塞封層上返對33#層進行單壓單試，下橋塞封層上返對32#層進行單壓單試，最后打撈所有橋塞合層求產。

2.2 壓裂液體系配制

根據儲層物性特征、體積壓裂施工要求，采用滑溜水+線性膠作為前置液和攜砂液。滑溜水配方：0.15%降阻劑+0.15%殺菌劑+0.5%助排劑+1.0%破乳劑+1.0%防膨劑；線性膠配方：0.3%羥丙基胍膠+1.0%防膨劑+0.5%助排劑+ 0.15%殺菌劑。

采用丙烯酰胺共聚物作為降阻劑，比較了不同質量分數降阻劑的降阻效果，如圖1所示。

圖1 降阻劑質量分數對降阻效果的影響Fig. 1 In fluence of mass fraction of resistance reducing agent on resistance reducing effect

由圖1可知，清水摩阻遠大于添加了降阻劑的體系摩阻。體系摩阻隨降阻劑質量分數的增大而減小，當降阻劑質量分數為0.15%時，體系摩阻最小。進一步增大降阻劑質量分數，體系摩阻沒有降低。當降阻劑質量分數為0.2%時，體系摩阻增大。因此，確定降阻劑質量分數為0.15%，該濃度條件下用旋轉黏度計測得滑溜水黏度為4.5 mPa·s。

線性膠在170 s-1、60 ℃條件下的表觀黏度如圖2所示。由圖2可知，黏度隨溫度的升高而降低，當黏度降至15 mPa·s時表觀黏度基本保持不變，顯示出良好的耐剪切性能，在低砂比條件下能夠攜帶支撐劑到達較遠距離。

圖2 線性膠的剪切流變性Fig. 2 Shear rheological properties of linear gel

通過氯化鉀和有機聚陽離子聚合物復配得到防膨劑，采用離心法測定膨潤土粉在含有防膨劑的減阻水和清水中的體積膨脹增量，以此確定防膨率，如圖3所示。由圖3可知，防膨率隨著防膨劑質量分數的增大而提高。當防膨劑質量分數超過1.0%時 防膨效果增加不明顯，故選擇防膨劑質量分數為1.0%。選取聚氧丙烯聚氧乙烯脂肪醇醚作為助排劑，當質量分數為0.5%時，體系的表面張力為21.6 mN/m。由于環境溫度較高（25 ℃），選取質量分數為0.15%季銨鹽表面活性劑作為殺菌劑，可以保證配制好的壓裂液在存放過程中性能不變。

圖3 防膨劑質量分數與防膨率的關系Fig. 3 Relationship between mass fractions and anti-swelling rate of anti-swelling agents

2.3 支撐劑確定

不同粒徑支撐劑在不同閉合壓力下的導流能力如圖4所示。由圖4可知，對于相同鋪置濃度的支撐劑，在閉合壓力大于50 MPa時，20/40目與40/70目的支撐劑導流能力相差不大。由于J1井計算閉合壓力為70 MPa，因此選用抗69 MPa高強度陶粒作為支撐劑。為進一步增加支撐體積，同時降低加砂難度，選擇100目和40/70目陶粒組合。其中，100目粉陶體積密度為1.60～1.61 g/cm3，40/70目陶粒體積密度為1.5 g/cm3。

圖4 支撐劑導流能力實驗結果Fig. 4 Laboratory results of the flow conductivity of propping agents

2.4 泵注程序設計

為使裂縫形態更復雜，主壓裂階段采用段塞式加砂、二次壓裂的方式。各層第1次壓裂使用小粒徑支撐劑（100目）充填天然微小裂縫，提高裂縫凈壓力；第2次壓裂采用組合粒徑支撐劑，首先使用小粒徑支撐劑（100目）打磨次生裂縫壁面，保證加砂順暢，然后使用大粒徑支撐劑（40/70目）提高近井地帶裂縫導流能力。砂比小于7%時用滑溜水作為攜砂液，砂比大于7%時采用線性膠作為攜砂液。各層兩次施工之間停泵90 min等待裂縫閉合。

2.5 小型壓裂測試與裂縫監測

在主壓裂前進行小型壓裂測試，通過Fracpro軟件計算求取相應的地層資料和施工參數來保證主壓裂的順利實施。主壓裂時采用地面微地震進行壓裂改造效果監測，觀察是否有網狀縫的形成及區域展布狀況。

3 現場試驗

3.1 小型壓裂測試

以34#層小型壓裂測試（圖5）為例。該層上部層位已經施工，本次施工時注水泥封堵上部炮眼，并且設計套管限壓10 MPa，以防止壓開已射孔層位。最大施工排量5.15 m3/min，最高壓力80 MPa，滑溜水用量110.23 m3。

圖5 34#層小型壓裂測試Fig. 5 Small scale fracturing test for the layer 34#

壓裂測試分析得到儲層閉合應力梯度為0.0195 MPa/m，井底閉合應力為74.4 MPa，凈壓力擬合分析表明儲層閉合應力梯度為0.0191 MPa/m，儲層基質滲透率為0.003～0.007 mD。壓裂測試分析得到33#、32#層的閉合應力梯度分別為0.0205 MPa/m和0.0204 MPa/m。分析認為，主壓裂能滿足4.5～5.0 m3/min排量施工要求。

3.2 主壓裂施工

各層主壓裂施工排量為4.5～5.0 m3/min，34#、33#、32# 各層入地液量分別為 1516 m3、1642 m3、1637 m3，加砂量分別為 39.4 m3、54.4 m3、46.1 m3，最大砂比均為12%，施工壓力分別為57.5～78.6 MPa、60.6～70.9 MPa、55.4～77.8 MPa，停泵壓力分別為40.3 MPa、42.7 MPa、46.6 MPa，地層破裂壓力分別為 68.6 MPa、75.7 MPa、66.7 MPa。

由各層的第1次壓裂施工曲線（圖6）可知，在施工初期，各層的施工壓力起伏較大，排量提高的同時施工壓力有明顯的增大，這是由于地層的破裂梯度較大所致。排量增至5.0 m3/min后，33#和32#層的施工壓力與34#層相比波動不明顯。第1層施工按照設計要求完成加砂量。

圖6 各段第一次壓裂施工對比Fig. 6 Comparison of the first fracturing construction for each layer

與第1次壓裂施工相比，各段第2次壓裂施工的壓力較為穩定，分析原因認為可能是第2次壓裂產生的裂縫多數在第1次壓裂產生的裂縫中進一步生長。通過各層施工壓力對比發現33#層的施工壓力最為平穩。從裂縫監測數據看，整體裂縫呈北偏東方向，各層的總體造縫效果較好，裂縫形態較復雜，32#和33#層發生相互竄層的情況，裂縫高度有5 m的重疊，見表3。

表3 微地震監測數據Table 3 Micro-seismic monitoring data

從表4可以看出，3個層的試油情況均較好，達到地質設計預期。其中，33#層地質條件較好，施工規模較大，但是試油效果較差。分析認為，該作業屬于分層壓裂試油，而33#層先施工，竄層不是導致33#層試油較差的原因。裂縫監測結果顯示33#層第2次壓裂時，裂縫基本在老縫中延伸，開啟的新縫較少。井底壓力數據擬合分析得到裂縫閉合時間為102 min，施工中停泵時間為90 min，由此推斷第2次壓裂施工時，第1次壓裂產生的裂縫可能未完全閉合，裂縫更多地在老縫的基礎上繼續延伸，裂縫體積更多地消耗在縫寬上面，導致其裂縫長度、縫網導流能力及試油效果較差。

表4 J1井各層試油情況Table 4 Oil test results for each layer in the well J1

4 結論與建議

（1）海安凹陷阜二段儲層屬于低孔隙度、低滲透率、微小孔喉、少量微裂縫發育的致密油儲層。儲層厚度較大，脆性特征明顯，分段體積壓裂可以提高改造效果。采用橋塞分層壓裂、分層試油、打撈橋塞合層求產的壓裂工藝以及滑溜水+線性膠復合壓裂液體系，能夠達到預期的增產效果。

（2）前置液階段大排量泵送低黏度滑溜水有利于壓裂成網狀裂縫，攜砂液階段使用陶?？商岣呓貛Я髂芰Γ⒌卣鸨O測顯示總體造縫效果良好。

（3）建議在水平井體積壓裂施工過程中延長壓裂停泵時間，促進第2次壓裂產生的裂縫在新位置生長，擴大縫網體積，提高改造效果。