二连油田安山岩裂缝性储层压裂技术研究

段贵府，才　博，康如坤，何春明，李　凝，刘国华，穆海林

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；

2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552；

3.中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业分公司，河北任丘 062552)



二连油田安山岩裂缝性储层压裂技术研究

段贵府1，才博1，康如坤2，何春明1，李凝2，刘国华2，穆海林3

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；

2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552；

3.中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业分公司，河北任丘 062552)

摘要：针对乌兰花凹陷安山岩储层具有低孔特低渗、天然裂缝发育、高杨氏模量、低泊松比和脆性强等特点，压裂中如何在控制滤失的同时充分利用天然裂缝等弱面，是裂缝性储层压裂工艺和改造工作液面对的难题。以储层特点及改造难点为出发点，借鉴非常规油气藏体积改造中“疏与堵”相结合的天然裂缝处理模式，缩小基质—裂缝流动距离，提高基质贡献程度。依据室内实验和现场实践，优选出0.25%低浓度瓜尔胶低伤害压裂液体系，采用线性胶与冻胶相结合的复合压裂工艺技术，前期利用低黏线性胶起裂，以实现缝高控制和沟通天然裂缝；后期采用组合粒径支撑剂段塞注入技术，实现高导流、控缝高的改造目标。该技术已应用在兰42井安山岩裂缝储层改造中，获工业油流，井温测试结果显示裂缝高度控制较好，取得较好的应用效果，对乌兰花凹陷安山岩勘探开发具有重要的借鉴意义。

关键词：安山岩；裂缝性储层；压裂；低浓度；控制裂缝高度

乌兰花凹陷位于二连盆地南部，为二连油田近年来重点勘探的新凹陷之一。在兰42井钻遇的安山岩呈现油气显示之前，乌兰花凹陷已有数口探井均钻遇安山岩，未见油气显示。总体上看，乌兰花地区侏罗纪火山活动频繁，安山岩分布较广，但含油气性还有待进一步认识。安山岩储集空间类型主要为粒间孔、溶蚀孔和裂缝[1-3]，含油饱和度约为13.2%，非均质性强，属于低孔特低渗储层。本文以乌兰花凹陷兰42井为例，分析安山岩储层特点与改造难点，通过一系列室内研究选择针对性强的压裂改造工艺技术，提高安山岩储层压裂改造效果，对乌兰花凹陷安山岩的勘探开发具有重要意义。

1 安山岩储层特点与改造难点

1.1 安山岩储层特点

以兰42井为例，乌兰花凹陷安山岩储层特点总结如下。

1.1.1 低孔特低渗

根据自然电位和微电极测井，储层有一定渗透性，计算的孔隙度为6.2%～26.3%，属于低孔特低渗储层。

1.1.2 黏土矿物含量较高

储层黏土矿物含量较高，平均含量在20%左右，石英含量约为65%，碳酸盐岩含量约为15%，因此在压裂液体系优选中需注重防膨性能。

1.1.3 储层天然裂缝发育

取心显示，该区域目标层段天然裂缝发育，以斜交缝为主，缝内多被方解石充填。安山岩裂缝是主要的储集空间和渗流通道(图1)，因此压裂需大范围沟通含油裂缝，实现“疏与堵”完美结合。

1.1.4 岩石脆性较高

根据岩心岩石力学分析数据，单轴力学测试表明岩石杨氏模量为20100MPa，泊松比为0.10，实验结果如图2所示。应力—应变曲线反映出岩石具有明显的脆性破坏特征，有利于提高改造体积和大幅度沟通含油带，但不利于造宽裂缝，加砂难度较大[4-5]。

1.2 安山岩储层改造难点分析

根据安山岩储层特点，压裂改造有以下几个难点：

(1)低孔特低渗储层微孔占主导地位，裂缝是主要的储集空间和渗流通道，如何在控制滤失的同时减小对裂缝的伤害，因此，对压裂工艺和改造工作液提出了更高的要求。

(2)天然裂缝发育，压裂液滤失严重，容易出现砂堵，因此在压裂施工过程中需控制好裂缝“疏与堵”的问题。

(3)地层能量不足，不利于压裂液的快速、完全返排，压裂液对储层伤害较大。

(4)压裂初期容易产生多裂缝，若前期造缝不充分，易造成后期加砂困难。

2 安山岩储层压裂技术研究

2.1 地应力剖面

结合乌兰花凹陷兰42井地应力剖面看(图3)，目的层1674.6～1707m地应力值为35～40MPa，各小层上下的遮挡性较差，产隔层间的地应力差异为1～2MPa，有利于提高储层纵向上的改造程度，但隔层条件较差不利于裂缝高度的控制，深度改造难度较大，因此在压裂过程中需考虑裂缝高度控制技术的应用。

2.2 裂缝高度控制技术

对于水力裂缝的扩展来说，初期裂缝的起裂尤为重要；对于单层来说，控制初始的裂缝高度延伸更为关键。研究发现，活性水和线性胶泵入控制初始裂缝的控制技术和线性胶与低稠化剂浓度压裂液冻胶交替注入的控制裂缝延伸技术具有较好的应用效果[6-8]。其原理是，先注入压裂液冻胶，由于其滤失量低，造缝效率相对较高。然后注入低摩阻的线性胶，线性胶注入时的滤失情况与先前的冻胶有很大不同，其滤失量较大，摩阻低，可适时提高施工排量，从而提高造缝效率(图4、图5)。

2.3 压裂液材料优化

经过室内实验精细评价和论证，优选出最终的压裂液配方，稠化剂浓度选用0.25%JK低伤害超级瓜尔胶。利用RS6000流变仪测定0.25%瓜尔胶压裂液耐温耐剪切性能，实验结果如图6所示。实验结果表明，该体系在70℃条件下具有较好的耐温耐剪切性能，表观黏度基本保持在130mPa·s以上，且破胶后残渣含量仅为76mg/L，极大地降低了对储层的伤害，可满足现场施工要求。

2.4 支撑剂选择

考虑本区域压裂裂缝特性及加砂难度较大等问题，为提高支撑裂缝导流能力及其保持能力，实现长期高产稳产，拟选择20目或40目石英砂、40目或70目陶粒和100目陶粒组合粒径的加砂方式。对石英砂和陶粒不同组合方式进行支撑剂导流能力测试，实验结果如图7所示。结果表明，20目或40目石英砂与40目或70目陶粒的比例为3∶1时，支撑裂缝导流能力(渗透率)最高，在60MPa高闭合应力下，支撑裂缝渗透率高达41D，考虑支撑剂嵌入、破碎等因素导致支撑裂缝导流能力下降，仍能够满足该类储层对支撑裂缝导流能力的要求。

2.5 加砂压裂工艺优化

乌兰花凹陷安山岩储层高杨氏模量、低泊松比、天然裂缝发育、脆性明显，与非常规油气储层(页岩气、致密油)特点相似。目前体积压裂技术是非常规油气储层开发的有效措施，可提高压裂改造体积(SRV)及裂缝对基质贡献的控制程度[9-12]。根据研究区储层特点，创新性地采用非常规油气体积压裂改造思路，争取最大限度地控制裂缝高度、提高压开程度；最大幅度沟通天然裂缝，获得较高支撑裂缝导流能力的支撑裂缝长度。采用组合粒径段塞加砂技术与复合压裂相结合的压裂改造工艺技术，既实现天然裂缝“疏与堵”的高度沟通、保持主裂缝高导流能力，又能成功地实现裂缝高度的有效控制及降低加砂难度。

3 现场应用

以兰42井为例，改造井段为1674.6～1707m，储层岩性为安山岩，具有低孔特低渗、天然裂缝发育、产隔层应力差小等特点，压裂施工中需要采用控裂缝高度、提高基质贡献率等工艺技术。兰42井前置液阶段前期采用低黏线性胶起裂，后期仍选用冻胶造缝控制滤失；携砂阶段采用优选的组合粒径段塞注入结合复合压裂改造工艺技术进行施工。共注入液体360m3，其中活性水为45m3，低浓度瓜尔胶液为315m3；注入陶粒砂量为27.3m3，其中0.212～0.425mm粒径陶粒为7.4m3，0.3～0.6mm粒径陶粒为16.9m3，0.85～1.18mm石英砂为3m3，小粒径支撑剂以充填和封堵天然裂缝为主，中、大粒径支撑剂以提高主裂缝导流能力为主，支撑剂段塞注入砂比依次为3%、5%、7%、15%、19%、25%，平均砂比为15%；施工压力为40.0~60.5MPa，主压裂施工排量为2.0~5.5m3。压裂后产油量为5.2m3/d，达到工业油流标准，压裂后井温测试证明，裂缝高度得到有效控制，取得了较好的效果，对乌兰花凹陷安山岩勘探开发具有重要的借鉴意义。

4 结束语

(1)充分利用天然裂缝，提高整体裂缝渗滤面积和基质贡献程度，有利于安山岩裂缝性储层的有效开发。

(2)组合粒径加砂技术与复合压裂相结合的压裂改造模式，既能实现天然裂缝“疏与堵”的高效沟通，又能控制裂缝高度过度延伸以及降低加砂难度。

(3)安山岩裂缝性储层压裂艺技术的突破对其他火山岩等特殊岩性在选择压裂工艺方面具有较好的借鉴意义。

参考文献

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Fracturing Technology for Andesite Fractured Reservoir in Erlian Oilfield

Duan Guifu1Guifu1,Caibo1Caibo1,Kang Rukun2Rukun2,

He Chunming1,Li Ning2,Liu Guohua2,Mu Hailin3

(1.LangfangBranchofPetroleumExplorationandDevelopmentResearchInstitute,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China; 2.PetroChinaHuabeioilfieldCompany,Renqiu,Hebei062552,China; 3.DownholeServiceCompany,CNPCBohaiDrillingEngineeringCompanyLimited,Renqiu,Hebei062552,China)

Abstract:Wulanhua sunken andesite reservoirs feature in low porosity, ultra-low permeability, well developed natural fractures, high Young’s modulus, low Poison’s ratio, and high brittleness. To take full advantage of nature fractures while controlling filtration is difficult for fracturing process and working fluid transform in fractured reservoirs. Taking reservoir features and transform difficulties as a starting point, we learned from the natural fracture treatment modes by combining ways of dredging and blocking during reservoir volume stimulation of unconventional oil and gas reservoirs, reduced the matrix-fracture flow distance, and enhance the contribution of matrix. Based on lab experiment and field practice, we chose the 0.25% low-concentration guar-based fracturing fluid, adopted the complex fracturing technology integrating linear glue and gel. At earlier stage, we used linear glue of low viscosity to initiate fracturing, so as to fulfill fracture height control and natural fractures connection. At later stage, we utilized the technology of combined particle size proppant with plug pumping to achieve the goal of high flow conductivity and fracture height control. We had applied to Andesite fracture reservoir stimulation of Well Lan 42 and got industrial oil flow. And the well temperature test results showed that the fracture height was controlled well. It could be good reference to andesite exploration and development in Wulahua Sag. and hybrid fracturing technology,which can achieve high conductivity and well fracture height control. The above research results are applied in Lan42 well, after stimulation the test production reached 3.2m3/d, which achieved better effect of stimulation results, and have great significance for the breakthrough of Wulanhua sunken exploration and development.

Key words:andesite; fractured reservoir; fracturing; low concentration; fracture height control

中图分类号：TE348

文献标识码:A

作者简介：第一段贵府(1989年生)，男，硕士，现主要从事储层改造理论与工艺技术研究工作。邮箱：dgf1989@163.com。

基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技重大专项(2014B-1202、2014E-35)。