复杂岩性储层压裂改造技术在歧口凹陷的应用

陈紫薇,张胜传,隋向云,蔡茂佳

(1.中国石油大港油田公司石油工程研究院，天津大港 300280；2.中国石油大港油田公司勘探事业部)

歧口凹陷沙一下储层埋藏深、岩性复杂，主要由泥、泥质碳酸盐岩和灰质泥岩组成；其黏土含量高，水敏性强；储层物性差，裂缝发育；杨氏模量高；该储层改造工艺选择难度大，压裂加砂困难，施工成功率低。为解决上述问题,在对前期储层改造工艺适应性分析的基础上，开展了压裂液体系研制及相应压裂工艺的完善配套研究。这些技术解决了复杂岩性储层加砂困难、效果差的难题，施工成功率明显提高，为高效开发复杂岩性储层提供了新的途径。

1 复杂岩性改造工艺难点

1.1 岩性复杂，工艺选择难度大

歧口凹陷沙一下储层泥岩中夹杂着0.1～1 m白云岩和灰岩条带，地层岩性不纯，黏土含量高，酸溶蚀率18%～85%，平均39.5%，纵向上酸溶蚀率差异大，酸溶蚀后的残留物对地层伤害大(表1)。

表1 ch54X1井岩心在15%HCl中溶蚀率

(1)酸压改造效果差。地层岩性不纯，黏土含量高，酸溶蚀后的残留物对地层伤害大；地层致密，裂缝不发育，酸化没有有效沟通裂缝带或高渗带，具体情况见图1，从中可看出，泵压降低幅度小或泵压不降。zh2井措施前，液面折日产0.89 m3，酸后出水17.83 m3，油0.17 t。

(2)压裂施工成功率低。2010年某国外公司在沙一下复杂岩性储层实施压裂改造工艺5井次，施工成功率为60%。分析认为，对于低孔低渗、泥质含量高的复杂岩性储层启裂困难，所形成的裂缝窄[1]；另外加砂困难，容易砂堵，达不到理想的改造效果。

1.2 储层物性差

ch54X1井测试有效孔隙度为1.4%～4.8%，有效渗透率为(0.03～0.95)×10-3μm2，呈明显的低孔低渗特征，具体情况见表2。

表2 ch54X1井取心物性分析数据表

1.3 裂缝窄，加砂困难

实验显示，ch54X1井沙一下储层岩石力学参数与砂岩储层相比，具有杨氏模量高的特点(表3)，可能存在裂缝窄、加砂困难的问题。

2 复杂岩性储层压裂工艺技术

2.1 储层改造工艺实验

盐酸溶蚀平板实验表明，泥质覆盖了整个岩心表面，这说明地层岩石与酸反应后，残留的泥质堵塞了原有孔隙，对储层渗透性造成了极大伤害；岩心表面与酸反应后，酸蚀裂缝导流能力较低；铺置支撑剂后，导流能力有所提高,但低于单独支撑剂的导流能力(图2)。通过盐酸溶蚀平板实验可知：酸化作业将对地层造成严重的污染；酸压加砂工艺形成的裂缝导流能力远低于同等规模下的压裂施工所获得的裂缝导流能力。

图1 zh2井酸压施工曲线

表3 ch54X1井岩石力学参数

图2 裂缝导流能力对比情况

2.2 低伤害压裂液体系

通过配方筛选研制了低伤害压裂液体系，可满足80～150℃储层压裂改造的需要,该压裂液具有如下特性。

(1)该压裂液体系配方流变性能好，黏度高，动态可调，并形成了不同温度、不同黏度的系列[2]。其压裂黏度分别为100、200和 400 mPa·s。

(2)破胶性能优良，残渣含量低，低伤害、易返排。从表4中可看出，压裂液破胶彻底，残渣含量低，表界面张力低，这说明压裂液具有较高的清洁程度和易于返排的优点。

表4 低伤害压裂液120℃破胶数据

(3)具有优良的防膨性能。复杂岩性储层泥质含量高、水敏性强，黏土膨胀是储层伤害的重要原因，因此，通过实验优选出与储层配伍性好的防膨剂。从表5中可知，1.0%A-26+1.0%KCl配方的防膨率最高，为最优配方。

表5 防膨剂优选实验结果

(4)助排剂性能好。复杂岩性储层低孔低渗，排驱压力较高，压后的破胶液体易在地层毛细管的吸附作用下，造成对地层的伤害。地层压力一般不足以克服毛细管阻力，不能将破胶液体从孔隙通道中排出．因而有必要使用助排剂来降低压裂液的表面和界面张力，减小毛细管压力并改变地层的润湿状况，这既可使压裂液容易进入地层，又利于破胶液体的返排。为此，对表面张力参数和最佳使用质量分数开展了优选(表6、表7)。从中可以看出，最优助排剂为3#，最佳使用质量分数为0.5%。

2.3 压裂工艺参数优化

(1)施工排量优选实验。施工排量不同，形成的的裂缝几何尺寸不同， 6.0 m3/min排量形成了较高的裂缝，但支撑剂进入到非目的层后，形成无效支撑，影响了压裂效果及经济效益；4.0 m3/min的排量形成的裂缝短且窄，不利于储层大规模改造；因此，理想的施工排量为5.5 m3/min。

表6 助排剂在水中的表面张力(25℃，mN·m-1)

表7 助排剂界面张力的测定结果(25℃，mN·m-1)

(2)压裂液最佳黏度选择。根据复杂岩性储层的岩性、物性和裂缝发育情况，结合软件模拟计算结果，优选的压裂液最佳黏度为200 mPa·s以上。

3 实际应用及效果

为大幅度提高岐口凹陷沙一下复杂储层改造压裂效果，相应配套并应用了加砂时机优选技术、前置液多级支撑剂段塞技术、压裂液流变性优选技术和支撑剂与裂缝宽度匹配技术，成功解决了沙一下复杂岩性压裂施工成功率低的难题。

这些技术在该区共实施压裂9井次, 最高加砂规模3.6 m3/m，压后最高日产28.67 m3。其中，7井次获得工业油流，施工成功率100%，有效率100%，平均增产倍数10.8倍。

以B32X1井为例。该井压裂目的层为4 178.1～4 250.4 m，储层孔隙度为7.99%，储层渗透率为3.9×10-3μm2，泥质含量25.39%。压裂施工中，共打入压裂液359.89 m3，支撑剂30 m3。压前日产油0.89 m3,日产水0.31 m3；压后用5 mm油嘴求产，日产油28.67 m3，压裂液返排率为76.6%。

4 结论及建议

(1)针对复杂岩性储层微裂缝发育的特点，优选配制的高黏度低伤害压裂液体系并相应配套了压裂工艺技术，解决了复杂岩性储层加砂困难、效果差的难题，施工成功率和有效率明显提高。

(2)应根据复杂岩性储层微裂缝发育的特点，借鉴国内外致密油气压裂技术及经验，开展混合压裂技术适应性研究。

[1] 王贤君，李存荣，韩露．含泥砂岩储层水力压裂裂缝启裂及延伸规律[J]．大庆石油地质与开发，2012,31(4)：107-109．

[2] 隋向云，陈紫薇.q422-1井低渗透薄互层油藏压裂裂缝几何形态影响因素探讨[J].石油地质与工程，2013,27(3)：112-114.