海拉尔油田南屯储层压裂施工分析及处理措施

吴浩兵

（中国石油大庆油田有限公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

海塔盆地探区深部南屯组储层成为近年来勘探、开发的主要目标，其压裂施工量占目前海拉尔油田压裂施工总量的80%。该储层岩石类型多，岩性复杂，泥质含量高，岩石塑性强，裂缝难于启裂和延伸，且储层多而薄，导致人工裂缝形态复杂，压裂难度大，极易造成高停泵情况出现。高停泵压力井施工成功率低（15%～20%，施工时发生砂堵或者未完成设计加砂量）［1］，储层改造强度大，为此本文对南屯储层压裂情况进行了探讨。

1 高停泵原因分析

1.1 储层埋藏深，岩石致密。

随着储层埋深增大，储层岩石的成岩作用强，岩性更加致密，物性变差，岩石的应力变大，裂缝开启困难，增大施工难度。统计表明，南屯储层深度大于2500 m的储层砂堵数占了砂堵总数的70%，主要集中于贝中和乌东区块，小于2500 m的砂堵储层主要集中于乌西区块，占了砂堵总数的30%。储层埋藏深是海拉尔南屯组砂堵的重要原因。

1.2 地层应力分布不均匀，裂缝偏移转向，裂缝多

储层岩石泥质含量高（表1），岩石塑性强，人工裂缝难于延伸；同时岩石泊松比高，导致水平方向主应力接近，减弱井筒附近的应力集中，因此易产生多裂缝。从泥质含量分析结果来看，南屯组砂岩的泥质含量较高，最低13.2%，最高达40%左右，平均25%［2］。

表1 储层泥质含量与施工砂堵的关系

传统的水力压裂分析是基于岩石的抗拉强度、断裂力学的破坏准则或Mohr－Coulomb准则进行的，而对于高含泥砂岩储层，水力压裂裂缝的延伸过程中，裂缝尖端前缘存在塑性区，地下岩层将在这一移动的塑性区内不断屈服并得以扩展，目前尚无针对高含泥砂岩储层的水力压裂模拟分析方法。

1.3 压裂部位靠近断层，处于复杂构造应力场，影响裂缝延伸

希X井的地震反演表明，该井周围断层较发育，裂缝延伸到断层部位，施工压力较高，易造成高停泵、高施工压力情况。

2 处理措施

以上原因增加了裂缝延伸的复杂性，为此，针对深部南屯组储层岩性特点，开展非线性断裂裂缝模拟研究，并根据现场施工特点，研究合适的控制方法。

2.1 建立非线性断裂延伸模型［3］

根据高含泥岩石的起裂和扩展准则，分别建立了裂缝起裂的力学模型及扩展力学模型。低泥质含量（≤20%）的岩石起裂准则为拉伸应力＝抗拉强度，扩展准则为应力强度因子＝断裂韧性。中泥质含量（20%～30%）和高泥质含量（≥30%）的岩石起裂准则为拉伸应力＝抗拉强度，扩展准则为临界应变。根据井壁围岩的应力状态，结合起裂准则建立了裂缝起裂的力学方程。由裂缝尖端应力分析，结合裂缝扩展准则建立了裂缝扩展力学方程。

对泥质含量在10%～40%范围内的岩石破裂压力作了详细计算，得出破裂压力随泥质含量的变化曲线（图1）。

图1 不同泥质含量储层的破裂压力

2.2 压裂施工控制方法

采用增加前置液比例、胶塞、前置液阶段支撑剂段塞和采用阶段提砂比方法进行加砂。增加前置液比例，减少地层滤失对压裂液效率的影响，前置液比例从以往25%提高到35%。采用低浓度陶粒段塞方法，改善近井裂缝形态。采用阶段提高砂比方法施工，采用比如5%－7%－11%－14%－18%－22%阶段小规模提高砂比方法，提高裂缝的砂比适应性。

胶塞粘度比压裂液粘度大（表2、表3），采用胶塞处理控制裂缝延伸，增加静压力，沟通多条裂缝，形成主裂缝。

表2 液态胶塞的流变性能表

2.3 采用延缓交联压裂液降低施工压力

采用可控延缓交联剂控制不同深度需求的压裂液成胶速度，优化延缓交联时间，满足不同井深施工时压裂液在井筒的2／3阶段开始成胶，在过炮眼后裂缝中粘度达到最大，以减少施工时因压裂液交联在管线和井筒的摩阻，从而降低施工压力，提高施工排量和井底压力，提高裂缝延伸能力。

表3 胶塞与压裂液的力学参数

施工井底压力对比表明，采用低滤失压裂液比普通水基压裂液井筒摩阻降低5.2 MPa。

3 结论

（1）储层高含泥、砂泥互层、裂缝宽度不均匀，泥岩段缝宽变窄，是导致海拉尔油田南屯储层砂堵的主要因素。

（2）压裂过程中采用胶塞、增加前置液比例、前置液阶段支撑剂段塞和阶段提砂比方法能够降低砂堵井情况发生，提高施工成功率。

（3）采用低摩阻低滤失压裂液体系，降低了压裂液施工时的沿程摩阻，降低了施工压力，提高了施工排量，解决了储层埋深大、地面压力高、低砂比砂堵的难题。

［1］肖丹凤，张宗雨，韩松，等.海拉尔深部南屯组高含泥储层压裂增产技术［J］.大庆石油地质与开发，2012，31（1）：101－105.

［2］谢朝阳，张浩，唐鹏飞.海拉尔盆地复杂岩性储层压裂增产技术［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（5）：57－59.

［3］王新江，张丽萍，石京平.海拉尔油田孔隙结构特征分析［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（6）：91－94.