趙玉東（中國石油大港油田石油工程研究院天津 300280）

大港油田潛山儲(chǔ)層縫網(wǎng)壓裂工藝技術(shù)探索試驗(yàn)

趙玉東（中國石油大港油田石油工程研究院天津 300280）

北大港潛山中生界、二疊系儲(chǔ)層巖性復(fù)雜、物性差，自然條件下很難達(dá)到工業(yè)油氣流，需要實(shí)施壓裂改造。依據(jù)北大港潛山儲(chǔ)層特征，有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫，壓裂時(shí)采用主縫+縫網(wǎng)壓裂改造思路，優(yōu)先確保壓裂一條高導(dǎo)流能力主縫，在產(chǎn)生主縫同時(shí)盡量溝通天然裂縫。壓后增產(chǎn)18.1倍，措施有效率100%。

潛山；縫網(wǎng)壓裂；脆性指數(shù)；壓裂液；主裂縫

1 儲(chǔ)層特征

北大港潛山中生界發(fā)育有火成巖及湖相碳酸鹽巖，火成巖以安山巖及凝灰質(zhì)砂巖為主，裂縫及杏仁孔隙發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。二疊系下石盒子組山西組主要發(fā)育河流相砂巖儲(chǔ)層，巖性以巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，次生溶蝕孔隙發(fā)育，儲(chǔ)集性能較好，是該區(qū)上古生界主要儲(chǔ)集層之一。統(tǒng)計(jì)北大港潛山壓裂措施層位中生界及二疊系測(cè)井解釋物性。中生界儲(chǔ)層孔隙度5.94～14.33%，滲透率1.3～26mD,二疊系孔隙度為8.19%。滲透率3.1mD，儲(chǔ)層為特低孔低滲儲(chǔ)層。

2 壓前試油情況

北大港潛山中生界、二疊系油井試油情況：港古1501井中生界井段1868.1～1925.9m，壓前測(cè)液面1456m，折日產(chǎn)0.449m3；港古1503井中生界井段2310.6～2330m，壓前測(cè)液面1678m，折日產(chǎn)油4.69t；港古1507井中生界井段2013.1～2021.9m，壓前測(cè)液面960.5m，折日產(chǎn)0.04m3；港古1505井二疊系井段2338.05-2363.35m，壓前測(cè)液面1617.5m，折日產(chǎn)0.396m3。

3 脆性評(píng)價(jià)

港古1501井薄片分析結(jié)果顯示，白云石含量高，表明巖石脆性較強(qiáng)，利于形成網(wǎng)狀裂縫。

天然裂縫的存在誘發(fā)并改變了人工裂縫在巖石中的延伸方向，由于人工裂縫與天然裂縫的交互作用，裂縫在儲(chǔ)層中可能進(jìn)行非對(duì)稱、分支的延伸，從而有利于復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成。北大港地區(qū)中生界儲(chǔ)層成像測(cè)井圖顯示北大港地區(qū)中生界儲(chǔ)層發(fā)育層理和裂縫，誘導(dǎo)縫、張開縫方向差異大。

根據(jù)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算了港古1501井的地應(yīng)力參數(shù)，計(jì)算的地應(yīng)力差異系數(shù)為0.1～0.2之間。應(yīng)用數(shù)值模擬軟件模擬分析不同地應(yīng)力差條件下巖石的破裂形態(tài)的結(jié)果。水平應(yīng)力差異系數(shù)為0～0.3時(shí)，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.3～0.5時(shí)，水力壓裂在高的凈壓力時(shí)才能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水平應(yīng)力差異系數(shù)大于0.5時(shí)，水力壓裂不能形成裂縫網(wǎng)絡(luò)。港古1501井儲(chǔ)層應(yīng)力差異系數(shù)在0.1～0.2，有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫。

綜合各影響因素分析，港北地區(qū)中生界、二疊系整體上有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫，因此壓裂時(shí)采用主縫+縫網(wǎng)壓裂改造思路，優(yōu)先確保壓裂一條高導(dǎo)流能力主縫，在產(chǎn)生主縫同時(shí)盡量溝通天然裂縫。

4 縫網(wǎng)壓裂低傷害壓裂液體系

防膨劑優(yōu)選：為了防膨劑具有更強(qiáng)的針對(duì)性，獲得更好的防膨效果，依據(jù)壓裂目的層測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)、井壁取芯數(shù)據(jù)，應(yīng)用無機(jī)鹽離子交換技術(shù)和小分子有機(jī)物膜技術(shù)形成復(fù)合型防膨劑。利用儲(chǔ)層粘土類型，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，優(yōu)選出的復(fù)合防膨劑最優(yōu)配比為1%FB-3+1.0%KCl（港古1501、港古1503、港古1505），港古1507為1%FB-3+1.5%KCl，有效控制了粘土膨脹和運(yùn)移，防膨率大于90%，防膨效果好。

配伍性實(shí)驗(yàn)：壓裂液與完井液混合后無沉淀產(chǎn)生，配伍性良好；壓裂液與原油破乳率≥95%，配伍性好；壓裂液與地層水配伍性好，無沉淀產(chǎn)生。

5 縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是利用儲(chǔ)層兩個(gè)水平主應(yīng)力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系,當(dāng)裂縫延伸凈壓力大于儲(chǔ)層天然裂縫或膠結(jié)弱面張開所需的臨界壓力時(shí)，產(chǎn)生分支縫或凈壓力達(dá)到某一數(shù)值能直接在巖石本體形成分支縫,形成初步的“縫網(wǎng)”系統(tǒng);以主裂縫為“縫網(wǎng)”系統(tǒng)的主干，分支縫可能在距離主縫延伸一定長(zhǎng)度后又回復(fù)到原來的裂縫方位,或者張開一些與主縫成一定角度的分支縫,最終都可形成以主裂縫為主干的縱橫交錯(cuò)的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng),這種實(shí)現(xiàn)“網(wǎng)狀”效果的壓裂技術(shù)統(tǒng)稱為“縫網(wǎng)壓裂”技術(shù)?？p網(wǎng)有兩層含義：①主裂縫支撐縫長(zhǎng)達(dá)到預(yù)期目標(biāo)；②在主縫基礎(chǔ)上形成多縫直至形成“縫網(wǎng)”系統(tǒng)。

縫網(wǎng)壓裂實(shí)現(xiàn)措施：①先泵注低粘度滑溜水+粉陶造縫，大排量施工，形成縫網(wǎng)；②為形成主裂縫，提高裂縫導(dǎo)流能力，采用交聯(lián)壓裂液造縫、攜砂；③施工凈壓力越大越易形成復(fù)雜裂縫，同時(shí)，壓裂層段厚度大，多點(diǎn)進(jìn)液，裂縫寬度較窄。港古1501井壓裂泵注程序，縫網(wǎng)階段壓裂液體系為低粘滑溜水，主要目的用于壓開微裂縫，縫網(wǎng)帶階段用量150m3，共兩個(gè)段塞，粒徑為4.1m30.09～0.3mm粉陶；之后主縫階段主要目的為形成一條具有高導(dǎo)流能力的主裂縫，液體為凍膠低傷害壓裂液體系，支撐劑為0.22～0.425m、0.3～0.6mm陶粒，砂比6～28%，用量75.5m3。

6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用3井次，壓后平均日產(chǎn)油8.59m3/d，增產(chǎn)18.1倍，措施有效率100%。

[1]翁定為，雷群等.縫網(wǎng)壓裂技術(shù)及其現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].石油學(xué)報(bào),2011，32（2）：280-284.

趙玉東，男，碩士，2011年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)在大港油田石油工程研究院工作，工程師，主要從事儲(chǔ)層改造技術(shù)研究。