九龙山珍珠冲组砂砾岩储层改造技术研究与实践

缪 云 宋 毅 曾 波 刘俊辰

(中国石油西南油气田分公司工程技术研究院， 四川 广汉 618300)



九龙山珍珠冲组砂砾岩储层改造技术研究与实践

缪 云 宋 毅 曾 波 刘俊辰

(中国石油西南油气田分公司工程技术研究院， 四川 广汉 618300)

四川盆地九龙山珍珠冲组砾岩储层基质孔渗条件差，非均质性强，裂缝及其溶蚀孔洞是重要的储集空间和主要的渗流通道。针对该区储层特征，结合室内评价实验和储层评价结果，对于裂缝发育的储层，采用土酸酸化；对于裂缝欠发育的储层，在酸化工艺无效的情况下开展加砂压裂工艺试验，通过施工管柱、施工参数的优选，成功地实施了对砾岩储层的加砂压裂改造，取得了一定的改造效果。

九龙山； 珍珠冲组； 砾岩； 土酸酸化； 加砂压裂

1 储层地质简况

在全球范围内, 构造油气藏、复合油气藏和隐蔽油气藏的储量比例分别为 35%、30%、35%,隐蔽油气藏占有重要的地位[1]。砂砾岩油气藏作为隐蔽油气藏的一员, 尽管在隐蔽油气藏中所占比例较小, 但分布广泛。砂砾岩储层一般具有近源、快速堆积的特征，储层纵向上沉积厚度变化大, 岩相变化快, 储层非均质性极强，其中绝大部分属于低孔低渗油藏[2]。

九龙山构造位于川西坳陷北部，该区以小规模的逆断层为主，在平面上呈雁行式排列。该区珍珠冲组埋深通常大于3 000 m，厚度介于130～210 m，为冲积扇和扇三角洲前缘沉积。储层岩性以灰色 — 灰白色块状砾岩为主，砾石成分主要为石英砂岩，砾石粒径大小不均(一般为35～60 mm，最大为230 mm)，砾石间充填物以中 — 粗粒砂质为主，局部层段含泥质，砂质充填物成分主要为石英，次为燧石及岩屑。储层孔隙类型有溶孔、晶间微孔和裂缝。

研究区发育4组裂缝。其中以东西向和近南北向裂缝最发育，其次为北西西向和北东东向裂缝，且高低角度裂缝均有发育。分别测定了直径为2.5 cm的常规岩心和直径为12 cm的全直径岩心的物性参数。常规岩心避开天然裂缝取样，代表了基质孔隙的物性数据。全直径岩心中发育天然裂缝，结果则反映基质孔隙和天然裂缝总的物性参数。表1为该区储层物性参数测试结果。从测定结果可以看出，天然裂缝是研究区重要的储集空间，水平渗透率远远大于垂直渗透率，说明了裂缝是该区珍珠冲组致密砾岩储层最主要的渗流通道[3]。

表1 九龙山珍珠冲岩心物性数据统计表

注：φ1和φ2分别为全直径岩心和常规岩心的孔隙度；K水平、K垂直、K分别为全直径岩心水平渗透率、全直径岩心垂直渗透率、常规岩心渗透率

2 储层室内评价

(1) 矿物组成分析。薄片分析、X射线衍射、环境扫描电镜分析表明：研究区砾石成分以石英砂岩砾、变质石英砾为主，含少量硅质砾、碳酸盐砾石(灰岩砾，少量白云岩砾)砾间砂质为岩屑砂岩，黏土填隙为主，缺乏硅质胶结，见砾间溶孔和晶间孔，有片状绿泥石(见图1)。

图1 珍珠冲组岩心扫描电镜扫描结果图

(2) 溶蚀率实验。通过室内实验对九龙山珍珠冲组储层不同井的岩屑进行了58组岩样的HCl溶蚀实验，测定结果表明样品的溶蚀率在0.3%～18.7%。

(3) 岩石力学实验。研究区砾岩储层杨氏模量在(6.0～7.2)×104MPa，平均为6.4×104MPa，泊松比介于0.058～0.152，平均为0.107。相对于常规砂岩而言具有杨氏模量高、泊松比低的特点，加砂压裂改造难度较大。

3 储层改造工艺选择

储层改造工艺的选择需要针对不同的储层特征。研究区储层物性差异大，非均质性极强，为了更好地指导研究区储层改造工艺的选择，建立了研究区储层物性分类评价标准。根据该区储层的测井响应特征，结合取芯情况(见图2)，将该区的储层分成3类。Ⅰ类储层在钻井过程中一般均有较为明显的气侵、井漏或气测异常等显示，因此储层改造工艺的选择以解除钻完井过程中对储层的污染为目标，可采用解堵酸化工艺；Ⅱ类、Ⅲ类储层一般裂缝不发育，钻井过程中显示较差。前期针对Ⅱ类、Ⅲ类储层开展了土酸酸化工艺试验，均未取得明显的改造效果，因此宜采用改造力度更大、波及范围更广的加砂压裂工艺，力求沟通裂缝发育区域，获得较好的改造效果。

4 酸化改造现场试验

一般而言，盐酸对岩心的溶蚀率大于20%时采用盐酸酸化，小于20%时采用HF酸化。根据研究区溶蚀率实验结果，该区选用土酸酸化工艺。选用具有较好缓速、能控制二次沉淀的有机多元土酸体系。前期采用笼统酸化改造，后期对于大斜度井采用分层酸化改造工艺，部分井取得了较好的改造效果，测试产量最高达112.8×104m3d。

图2 3类储层典型岩心照片

5 加砂压裂改造现场试验

(1) 加砂压裂难点。储层岩石杨氏模量高、压裂时形成的人工裂缝相对较窄，对支撑剂粒径和浓度敏感性较强。压裂过程中如果沟通了天然裂缝发育区域，容易砂堵。九龙山珍珠冲组储层破裂压力高，裂缝延伸压力高，储层埋藏深(3 000 m以上)，沿程摩阻高，采用常规的加砂压裂管柱难以达到足够的排量。储层非均质性较强，岩性复杂，且砾石对压裂施工影响较大。研究表明砾石粒径越大，破裂面越不规则，改造过程中裂缝内净压力越高[4]。

(2) 微型压裂测试。为了获取储层参数，降低施工风险，进行了微型压裂测试。测试表明研究区裂缝延伸压力梯度在0.024～0.030 MPam，裂缝较为发育，液体效率低(41%)。由于砾石影响造成了裂缝弯曲，因此存在较大的近井摩阻。

(3) 加砂压裂对策。储层裂缝发育，压裂液滤失过大易造成砂堵，必须尽可能地提高施工排量；而研究区储层埋藏深、裂缝延伸压力梯度大，施工泵压高，为了满足上述要求必须尽可能地降低施工管串的摩阻。目的层油层套管外径为177.8 mm，施工时采用外径为127 mm套管作为加砂压裂管串。同时为了满足大排量施工和后期生产的需要，配套使用了多路进液装置、180 mm-105 MPa大通径井口装置。针对储层破裂压力高的特点，在压裂之前进行酸液预处理。针对储层高杨氏模量的特点，采用 4070 目和3050目的小粒径陶粒，同时将最高砂浓度控制在480 kgm3。针对储层裂缝发育容易导致砂堵的问题，前期采用100目粉砂进行暂堵，同时将前置液比例设计在40%以上。针对由于砾石的影响，导致的近井地带摩阻大的问题，采用多段塞进行预处理。通过以上措施，有效地提高了施工的成功率，成功地实现了对砾岩储层的加砂压裂改造。研究区典型的施工曲线如图3所示。

图3 研究区典型施工曲线图

(4) 加砂压裂现场试验。以L105井为例，该井珍珠冲段储层深度为3 291 — 3 326 m。钻井过程中见1次气侵、1次气测异常显示。测井解释孔隙度为1.7%～3.2%，主要发育Ⅱ类储层。首先对该井进行了土酸酸化改造，测试产气1.6×104m3d，未达到理想改造效果。后期对该井进行了加砂压裂改造，采用外径为127 mm套管作为加砂压裂的施工管串，累计注入液量823.8 m3，注入4070目和3050目组合陶粒30 m3，加砂压裂后测试日产气5.5×104m3。

6 结 语

(1) 针对裂缝较为发育的Ⅰ类储层采用土酸酸化工艺效果较好，对裂缝欠发育的Ⅱ类、Ⅲ类储层，尝试进行了加砂压裂改造，取得了一定的效果。

(2) 采用大尺寸管串、大排量泵注、酸液预处理、小粒径陶粒、高前置液比例、多段塞预处理、低砂比加砂压裂模式，可有效地对砾岩储层进行加砂压裂改造。

[1] 郝芳,邹华耀,方勇.隐蔽油气藏研究的难点和前沿[J].地学前缘,2005，12(4):381-488.

[2] 咎灵,王顺华,张枝焕,等.砂砾岩储层研究现状[J].长江大学学报(自然科学版),2011,8(3):63-66.

[3] 李跃纲,巩磊,曾联波,等.四川盆地九龙山构造致密砾岩储层裂缝特征及其贡献[J],天然气工业,2012,32(1):22-26.

[4] 孟庆民,张士诚,郭先敏,等.砂砾岩水力裂缝扩展规律初探[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2010,32(4):119-123.Research and Practice of Conglomerate Reservoir Stimulation Technique in Zhenzhuchong Group, Jiulongshan

MIAOYunSONGYiZENGBoLIUJunchen

(Engineering Technology Research Institute of Petrochina, Southwest Oil & Gas Field Company,Guanghan Sichuan 618300, China)

The conglomerate reservoir of Zhenzhuchong Group, Jiulongshan in Sichuan Basin features with low matrix porosity, low matrix permeability and strong inhomogeneity; fissures and corroded cavities are the dominant reservoir spaces and fundamental seepage channels. In view of the reservoir characteristics of this region, mud acid acidizing treatment has been deployed in fracture-propagated reservoirs, based on laboratory evaluation experiments and reservoir assessment results. With respect to fracture-under-propagated reservoirs, sand fracturing technology has been tested on condition of non-effective acidizing treatment. Based on optimization of the operating strings and parameters, sand fracturing stimulation has been successfully applied to the conglomerate reservoir and some certain effect of stimulation has been attained.

Jiulongshan; Zhenzhuchong Group; conglomerate; acid acidification treatment; sand fracturing

2016-02-26

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05047)

缪云(1981 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气藏储层改造工艺。

TE357

A

1673-1980(2016)05-0055-03