三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

王 勇，马宁望，危建新，魏蕴智，鲍 磊，郭丹丹

(1.中国石油吐哈油田井下技术作业公司，新疆鄯善 838200；2.中国石油吐哈油田三塘湖采油厂 )

三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

王 勇1，马宁望2，危建新1，魏蕴智1，鲍 磊1，郭丹丹1

(1.中国石油吐哈油田井下技术作业公司，新疆鄯善 838200；2.中国石油吐哈油田三塘湖采油厂 )

吐哈油田三塘湖马56区块条湖组为致密灰岩储层，在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上，利用滑溜水+弱交联液体系实施大排量、低砂比、沟通天然裂缝的分段压裂技术路线，通过采用前置酸预处理技术、多段塞降阻降滤技术、快速破胶技术、小粒径组合陶粒技术及井下微地震测试技术，三塘湖马56区块致密油藏的水平井多段压裂改造取得突破，为油田的高效开发奠定了基础。

吐哈油田；马56区块；水平井分段压裂

压裂改造储层目前已成为提高油田水平井开发综合效益的重要途径，通过分段压裂，可实现在较短时间内一次性完成对储层多段改造，并最大限度地减少对储层的伤害，达到多段合采、提高单井产量、最大限度提高油层地质储量可动用程度的目的。本文就吐哈油田三塘湖马56区块条湖致密储层分段压裂技术进行了探讨。

1 油藏特征及压裂改造难点

吐哈油田三塘湖马56区块开发目的层为条湖组，根据岩性变化条湖组可划分三段，储层厚度10～20 m，埋深2 000～2 800 m，上下具有很好的隔层条件，一、三段为玄武岩，二段以暗色泥岩和凝灰质泥岩为主，局部见碳质泥岩和煤层，油层分布在条湖组二段底部凝灰岩中。

油藏的基本特征为：

(1)岩性特征：凝灰岩石英、斜长石成分高，含量90%以上，基本不含黏土矿物，脆性强。

(2)物性特征：平均孔隙度14%～22%，其中大于10%的储层占84.4%；平均渗透率(0.1～0.5)×10-3μm2，其中小于0.1×10-3μm2的储层占比例46.5%。

(3)流体特征：地面条件下原油密度0.90 g/cm3，原油黏度186 mPa·s，凝固点19 ℃，含蜡量19%～29%。

(4)温度压力系统：地层温度67.6 ℃，地温梯度2.5 ℃/100m，地层压力21.74 MPa，压力系数0.9 MPa/100m。

该油藏压裂改造的难点是：

(1)岩石致密、构造应力明显，裂缝横纵向扩展困难，加砂难度大；

(2)储层非均质性严重，压裂改造见效难度大；

(3)微裂缝发育，近井筒裂缝扭曲效应强，压裂施工难度大；

(4)储层敏感性强，储层保护难度大。

2 压裂施工技术思路

2.1 开发初期压裂技术

马56区块采用低伤害有机和无机双元防膨冻胶压裂液体系。前期压裂改造主要经历了直井常规压裂、直井体积压裂、水平井分段压裂三个阶段。

(1)常规压裂：规模小，泵注排量适中，直井常规压裂30 d后产油小于2 t/d。

(2)直井体积压裂：引入体积压裂理念，采用低浓度胍胶压裂液，组合粒径支撑剂，中低砂比、较大排量，大规模压裂，获得初期高产，实施直井体积压裂后日产油大于2 t的生产时间近60 d。

(3)水平井常规分段压裂：常规水平井压裂一般采用单簇射孔、多段压裂的施工模式，形成的压裂裂缝体积有限[1]。压裂工艺主要采用套管固井滑套、裸眼封隔器滑套压裂工艺，其中套管固井滑套现场试验1井次，施工过程中施工压力高、加砂困难、无法实现大排量、分簇施工；裸眼封隔器滑套压裂前期试验1井次，采用油管注入，泵注排量、压裂规模受限，压后增产效果较差。

2.2 目前压裂技术思路

根据裂缝发育、岩性脆性强的储层特点，引入水平井体积压裂理念[2-4]，采用滑溜水造缝、低浓度胍胶压裂液携砂填砂、中低砂比、大排量大规模压裂的技术思路。

(1)采用速钻桥塞分段分簇压裂技术，采用套管注入，可实现高排量、多段、多簇体积缝网压裂。

(2)压裂液采用滑溜水+低黏冻胶复合液压裂体系，用低黏液体形成网状支撑裂缝。

(3)根据储层特征，支撑剂选用70～140目+40～70目+30～50目组合陶粒。

(4)采用前置酸预处理技术，解除近井堵塞，降低泵注压力。

(5)为防止早期缝口砂堵，前置液采用多段塞粉陶打磨孔眼及近井裂缝。

(6)采用KQ130/78-105井口,主通径130 mm，耐压105 MPa，四压裂头可实现套管高排量安全泵注。

(7)引入井下微地震监测技术，通过微地震监测结果不断调整完善压裂设计。

3 相关成熟配套压裂技术

3.1 滑溜水+低黏冻胶复合液技术

通过三轴向应力测试，马56区块致密油储层岩石脆度50左右，脆度指数高。利用储层岩石脆性强，低黏液体高泵注排量越易形成复杂裂缝网络的特点[2-4]，优选HPG质量分数0.1%的滑溜水造缝。通过现场试验，并结合井下微地震监测结果，认为滑溜水+低黏冻胶复合液体系形成了复杂网状体积裂缝。该压裂液体系适合该区块储层压裂改造。

3.2 前置酸预处理技术

现场施工过程中发生过多次在施工限压范围内泵注排量无法满足加砂要求的情况，根据凝灰岩储层矿物组成、钻井泥浆类型，现场试验应用了8～10 m3质量分数15%盐酸预处理地层技术，该技术可降低井口泵压5～20 MPa。

前置酸预处理技术解决了因钻井泥浆污染或近井储层物性差导致泵压过高、无法正常加砂的难题，通过前置酸预处理，在井口、管柱、工具限压范围内实现了高排量泵注。

3.3 前置液多段塞打磨技术

为实现每簇压裂都能达到压裂改造储层的目的，射孔孔数不能过多，当孔眼摩阻低于簇间应力差的时候，应力高于孔眼摩阻的簇则不能有效开启。通过计算，12 m3/min泵注排量下，合理孔数40～50孔。阶梯降排量测试是用来确定孔眼摩阻、近井摩阻以及入口总摩阻的通用方法[5-6]，马56-XX井现场通过小型测试压裂，利用软件分析测得射孔孔眼的摩阻和近井地带的摩阻分别为9.5 MPa和7.1 MPa。两项摩阻值之和为16.6 MPa，摩阻值较高，需要采用低砂比段塞打磨。

泵注前置液阶段采用砂比3%～5%段塞打磨技术，现场应用效果良好。马56-XX井某段压裂施工5个3%～5%低砂比段塞，累计降低泵注压力超过10 MPa。

4 认识与结论

(1)速钻桥塞分段分簇压裂工艺配合滑溜水+低黏冻胶复合体系可以实现马56区块凝灰岩储层复杂网络裂缝压裂。

(2)前置酸预处理工艺可有效降低施工泵压5～20 MPa，解决了部分井段由于泵压过高无法压裂改造的难题。

(3)分段分簇射孔总孔眼数应合理，孔数过多，应力高于总孔眼摩阻的簇不能得到有效改造；孔数过少，则孔眼摩阻过高，泵压限压，无法进行压裂改造。通过大量现场应用，合理孔数为40-50孔。

(4)前置液阶段采用多段塞打磨技术可有效降低孔眼摩阻，提高了压裂改造成功率。

[1] 潘林华，张士诚，程礼军，等.水平井“多段分簇”压裂簇间干扰数值模拟[J].天然气工业，2014,34(1)：74-79.

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[3] 吴齐，胥云，王腾飞，等.增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J].天然气工业，2011,31(4)：7-12.

[4] 苟波，郭建春.页岩水平井体积压裂设计的一种新方法[J].现代地质，2013,27(1)：218-222.

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[6] 蒋建方.基于小型测试对压裂地质特征分析的现场施工[J].石油钻采工艺，2007，29(1)：61-64.

编辑：李金华

1673-8217(2015)04-0123-02

2015-01-25

王勇，工程师，1981年生，2004年毕业于石油大学(华东)石油工程专业，现从事压裂酸化设计等相关技术工作。

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