裂缝性低渗透储层压裂技术研究

杨怀成 陈德春 毛国扬 顾文忠

（1.华东石油局试采大队，泰州 225300；2.中国石油大学，青岛 266580）

裂缝性低渗透储层压裂技术研究

杨怀成1陈德春2毛国扬1顾文忠1

（1.华东石油局试采大队，泰州 225300；2.中国石油大学，青岛 266580）

运用小型压降可以判断天然裂缝存在与否，以及天然裂缝的张开压力大小。裂缝性储层并不需要高导流能力的人工裂缝，沟通更多的储层区域和天然裂缝是保证油井压后高产稳产的关键。通过支撑剂优选、压裂液优化、施工工艺优化这三个方面的研究，来有效控制压裂液向天然裂缝的滤失，保证施工的成功率。

天然裂缝；滤失；压裂；支撑剂

理论与实践证明，水力压裂是提高低渗透油气藏开发效益最有效的手段之一。然而，由于大多数低渗透油气藏储层都发育不同程度的天然裂缝。天然裂缝的存在虽然有利于沟通储集层、增加渗流面积，但同时它也增加了压裂液的滤失，影响了主裂缝的发育，极大地增加了施工难度［1-3］。本文以腰滩油田为例，研究裂缝性储层压裂技术。

腰滩油田阜宁组层系，主要以低渗透和复杂断块油藏为主，纵向上可分为阜一段、阜二段、阜三段三个油组，含油小层一般多于10个，单层平均厚度1～3 m，最大单层厚度不超过10 m，每个区块除少数主力油砂体稍大外，其余多数为小土豆油砂体，断层和天然裂缝发育。纵向上小层多且薄，砂泥互层频繁交错。各油组平均孔隙度11.3%～16.2%，渗透率为(9.2～16.4)×10－3μm2，是典型的低渗透裂缝性储层。

1 裂缝性低渗透储层压降诊断技术

对于裂缝性储层，压裂施工过程中的压力、停泵后压力降落均表现出不同于均质储层的特征。为了判断天然裂缝的存在，及其张开压力，运用停泵后压力分析的方法。但早期的压力降落分析仅应用于均质储层，且认为滤失系数恒定、裂缝柔度恒定、无初滤失等条件，这些条件对于天然裂缝较为发育的储层，其解释结果就会失真。为了判断天然裂缝存在与否，可对传统的压裂压降分析做一定的延伸。

由理论图版和压降关系可知，求拟合压力p*等于求以G为横坐标、p为纵坐标的压降曲线的斜率:

式中：p*—拟合压力，MPa；p—停泵后裂缝内的压力，MPa；G—NolteG函数，无因次。

拟合压力p*与滤失系数线性相关，当dp/dG不是常数时,反映人工裂缝内的流体流动受天然裂缝的影响，此时的滤失系数与压力相关；当dp/dG持续不变时,说明天然裂缝已经处于闭合阶段，此时的滤失系数与压力无关。但运用此方法时，有时dp/dG的水平段不明显。为了方便判断，从数学意义上，构造了叠加函数Gdp/dG，同时绘出dp/dG，Gdp/dG与G的关系图。当dp/dG出现直线段时，此时G所对应的压力即为天然裂缝闭合压力。

图1为腰滩油田腰12井压裂缝后压力降落曲线。在A点以前，dp/dG不是一条直线，反映出其滤失受天然裂缝的影响；在A点以后，dp/dG近似为一直线，构造的叠加函数Gdp/dG也近似一水平直线，可以认为该点以后天然裂缝已闭合；A点即是天然裂缝的闭合点，A点对应的压力即为天然裂缝的闭合压力，也可近似认为是天然裂缝的张开压力。

图1 腰12井压后压力降落曲线

2 裂缝性低渗透储层压裂施工难点分析

与普通均质储层介质不同，裂缝性储层具有其独特的特点，其施工难点主要表现在三个方面：

（1）储层介质的非均质性强。主要表现为储层介质中天然裂缝的分布情况非常复杂，随空间位置不同而任意分布。

（2）压裂裂缝的起裂延伸复杂。由于天然裂缝的存在，使得地应力场变得更为复杂。压裂时人工裂缝延伸过程中会遇到天然裂缝系统，使得主裂缝不发育，形成多条分支缝，从而影响裂缝宽度，易造成砂堵。

（3）施工过程中滤失难以估计。裂缝发育储层压裂施工中液体的滤失呈两大特点：一是滤失系数是动态变化的；二是滤失系数比相同条件下的均质介质大得多，当天然裂缝张开后，滤失系数比基质滤失系数大50倍。

3 裂缝性低渗透储层压裂优化设计

3.1 支撑剂优选

对于裂缝性储层，压裂井的产能主要受沟通的天然裂缝系统储层区域大小的影响。裂缝性储层压裂改造后，短期的产能来自高导流的主裂缝，而长期的产能则主要靠沟通更大的储层区域和更多的天然裂缝。因此，要提高压裂井的改造效果，关键是沟通更大的储层区域和更远的天然裂缝。

根据腰滩油田的储层状况：地层过于破碎，地层应力分布较为复杂，极易出现裂缝弯曲，同时人工裂缝的宽度相对较窄，大粒径支撑剂缝内输送较为困难，容易形成桥堵。

图2为腰滩油田裂缝导流能力的评价试验图，可以看出，选30～50目的支撑剂形成的裂缝导流能力更大。但在实际施工时，为了更易造缝，选择了40～70目的支撑剂。

图2 裂缝导流能力评价试验

3.2 压裂液优化

3.2.1 降滤失材料优化

控制压裂液向天然裂缝的滤失，提高压裂液效率是裂缝性储层压裂施工成功的关键。早期腰滩油田压裂施工使用硅粉作为主要的降滤方式（见图3），单井使用量为2m3，但仍不能解决施工中的砂堵问题。为了提高降滤效果，施工中将粉砂量在原来的基础上提高了50%，达到3m3，取得了一定的效果。

图3 粉砂封堵天然裂缝示意图

鉴于粉砂本身在地层中的不可溶解性，及其在运移过程中对支撑裂缝的伤害，筛选了LB-2降滤失剂。LB-2是一种油溶性降滤失剂，在水、酸液中不溶解，仍能保持固体颗粒的特性，在煤油中溶解量大，能够保证在排液投产后无固体颗粒残留物堵塞油流通道。24℃、2MPa下，LB-2降滤失剂的实验结果见表1。

当LB-2加量为1%时，滤失系数降低了42.6%；当LB-2将滤失剂加量为2%时，滤失系数降低了62.2%。可以看出，在压裂液中加入LB-2降滤失剂，有明显的降滤效果。实际施工中，一般设计降滤剂的比例为2%，可满足裂缝性地层压裂施工要求。

表1 LB-2降滤失剂降滤效果

3.2.2 稠化剂浓度优化

目前，现场使用的稠化剂主要为羟丙基胍胶。对于裂缝性储层，要求压裂液具有一定的抗滤性，则要求稠化剂的浓度较高；但从储层保护角度看，稠化剂的浓度越高则对储层的伤害越大。为了优选稠化剂浓度，分别做了稠化剂对岩心的伤害实验和抗滤实验（表2、表3）。

表2 压裂液对岩心伤害结果评价

表3 压裂液滤失实验结果表

稠化剂浓度变化对岩心的伤害影响较明显，而对抗滤性却影响不大，考虑到实验用岩心不含天然裂缝，从施工安全角度出发，现场配浓度为0.45%的稠化剂。

3.3 施工参数优化

3.3.1 前置液量优化

在确定前置液用量时，应充分考虑滤失状况、压裂液性质、地层吸收能力等因素。对于一般储层，在满足造缝和滤失前提下，应尽可能的降低前置液的用量。但考虑到腰滩区块天然裂缝比较发育，压裂液滤失较大。为保证造缝充分，前置液比例适当提高，由原来的35%提高至40%。

3.3.2 砂比的优化

对于低渗透裂缝性储层，压裂的主要目的是造长缝，以沟通更多的天然裂缝。因此，在满足人工裂缝导流能力的前提下，不必将砂比提的很高，以免影响施工的成功率。通过对该地区压裂施工的研究，该地区的砂堵往往发生在砂比为30%左右，个别井压裂砂堵甚至在15%左右，表现出地层对砂比极为敏感。因此我们选用“低砂比、小增量、控制最高砂比”的加砂施工设计方案。在实际施工中，开始砂比为5%～8%，砂比的增量取5%，最高砂比不超过30%。

3.3.3 施工排量的优化

施工排量主要基于这几个方面的考虑：裂缝垂向延伸、支撑剂沉降、施工压力等。对于裂缝性储层的压裂施工，储层的滤失系数随着施工压力的变化而变化，如果泵入的压裂液不能弥补地层的滤失，就容易形成砂堵。通过全三维的压裂设计软件进行优化，腰滩油田排量设计一般取3.5～4m3/min。

4 现场应用

经过不断的完善压裂工艺，2011年对腰滩油田共进行14口井的压裂施工，成功率由以往的45.2%提高至92.8%，有效地解决了裂缝性储层压裂施工易砂堵的技术难题。压裂取得显著增产效果，压后8口井取得高产油流，平均每口井日增产原油3.2t。通过压裂施工，达到了改造储层，增储上产的目的。

5 结 论

（1）本文提出了应用小型压降来判断天然裂缝存在与否，以及天然裂缝张开压力的方法。

（2）裂缝性储层并不需要高导流能力的人工裂缝，关键是沟通更大的储层区域和更多的天然裂缝。

（3）裂缝性储层水力压裂需解决的关键是有效的降低天然裂缝的滤失，本文从支撑剂优选、压裂液优化以及施工工艺优化这三个方面来研究降低天然裂缝的滤失，确保压裂施工的成功率。

[1]曲占庆，岳艳如，罗明良，等.裂缝性地层压裂降滤失方法研究[J].特种油气藏，2011，8(2)：107-110.

[2]王艳芬，成一，刘炜，等.新疆油田百110井区佳木河组压裂优化技术研究[J].石油地质与工程，2010，24(3)：88-90.

[3]张永平，张士诚，卫秀芬.裂缝性火山岩储气层测试压裂诊断特征参数研究与应用[J].大庆石油地质与开发，2008，27(2)：91-93.

[4]罗天雨，王嘉淮,赵金洲，等.多裂缝防治措施研究[J].断块油气田，2006，13(6)：40-42.

Research and Application of Fracture Techniques in Nature-fracture Developed Reservoirs

YANG Huaicheng1CHEN Dechun2MAO Guoyang1GU Wenzhong1
(1.Oil Production Plant of East China Branch,Taizhou 225300；2.China University of Petroleum,Qingdao 266580)

Using minifracture,we can judge the nature-fractures exist or not,we can also define the nature-fracture open pressure.Nature-fracture reservoirneedn'thigh conductivity artificialfractures.Communication of more area and more nature-fractures is the key factors of the high production of oil wells after fracturing.The key problem is to control the lost of fracturing fluid in nature-fracture reservoir.In this article research of proppant option,fracturing fluid optimization and fracturing process optimization is done to guarantee the fracturing success rate.Through research and combined with condition of on-site operation，good fracturing results are achieved after optimization of fracturing operation parameters.

natural-fracture；filtration；hydraulic fracture；proppant

TE357.11

A

1673-1980(2012)05-0037-03

2012-04-21

中石化先导项目（G1407-09-kk-0115）

杨怀成（1973-），男，高级工程师，中国石油大学（华东）在读硕士研究生，主要从事技术管理工作。