瑪湖凹陷復雜巖性低滲儲層壓裂改造技術

曾東初，陳超峰，李 軼，賈海正

（1.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100；2.新疆油田公司 a.勘探事業部，b.工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

油田工程

瑪湖凹陷復雜巖性低滲儲層壓裂改造技術

曾東初1，陳超峰2a，李 軼2a，賈海正2b

（1.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100；2.新疆油田公司 a.勘探事業部，b.工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

針對瑪湖凹陷百口泉組低孔低滲儲層厚度大，且油氣顯示主要在頂部，下部砂層無高應力遮擋層，壓裂改造中裂縫易向下延伸，支撐劑沉降于儲層下部等特點。近幾年，對于較厚儲層的有效動用開展了從二次加砂，到可溶纖維懸砂，以及組合工藝控底鋪砂技術。通過不斷的完善儲層改造工藝技術，實現了優質儲層的有效動用?，F場研究結果表明，采用組合工藝控底鋪砂技術和可溶纖維懸砂技術比二次加砂技術對儲層改造的效果更加明顯，其中D13井采用組合工藝控底鋪砂技術最高日產油40.55m3·d-1，日產氣3.07×10-3m3，試油165d，累計產油2083.11m3，實現了儲層的有效改造。

低滲儲層；儲層改造；二次加砂；纖維懸砂；組合工藝控底鋪砂；壓裂

瑪湖凹陷三疊系百口泉組自下而上分為百口泉組一段、百口泉組二段、百口泉組三段，而油層主要分布在百口泉組二段。其中百口泉組二段表現為一套相對高阻的灰色塊狀砂礫巖夾泥巖沉積，儲層分布穩定。但從整體上看，儲層物性差，屬于低孔低滲儲層，且儲層厚度不一，要想獲得一定產能需要進行規模性改造，而常規改造易造成支撐劑沉降形成無效鋪置。因此，在常規加砂壓裂技術的基礎上，不斷完善工藝技術，針對瑪湖凹陷儲層特點，持續探索實驗，提出了可溶纖維懸砂懸砂技術和組合工藝控底鋪砂技術，實現了優質儲層的有效動用。

1 儲層改造難點

隨著勘探開發程度的提高，準噶爾盆地勘探難度越來越大，勘探目標主要是低孔低滲儲層，而且還具有巖性復雜、儲層非均質強等特點。從整體上看，針對的主要是砂礫巖儲層，儲層物性差，要想獲得一定產能需要規模性改造。儲層厚度大，一般厚度在30m以上，油氣顯示主要在頂部，且顯示較好，頂部泥巖遮擋作用強，下部砂層無高應力遮擋層，裂縫向下延伸；砂泥巖交互，存在多套儲層；針對這些儲層的改造難點，對于較厚儲層的有效動用，不斷的采用創新的儲層改造技術，實現了優質儲層的有效改造。

2 儲層壓裂改造技術

2.1 二次加砂技術

2.1.1 二次加砂技術原理與特點 二次加砂壓裂是將設計的總砂量通過合理的二次泵注，第一次壓裂完畢后停泵，等待支撐劑沉降、裂縫閉合，然后進行下一次壓裂，逐級鋪置，達到充分改造油層的目的。第一次壓裂形成的支撐劑砂堤，可為下一次壓裂提供一定應力遮擋（圖1）。

圖1 二次加砂工藝示意圖Fig.1 Schematic diagram of secondary sand fracturing

由圖1可知，其工藝原理是一次注入多種粒徑支撐劑混合填砂，防止裂縫下延，后續二次注入，提高頂部鋪砂濃度。利用二次加砂壓裂可以提高上部優質儲層的有效鋪置，增加縫寬，有效提高裂縫導流能力[1]。

二次加砂主要作用：（1）是迫使支撐劑向上鋪置，提高油層上部裂縫導流能力；常規的加砂壓裂由于支撐劑沉降的原因，導致裂縫上部支撐劑不能得到有效的填充而成為無效的裂縫。進行二次加砂壓裂，支撐劑可以更進一步的充填裂縫，使得裂縫的有效縫高，從而提高了裂縫的導流能力[2-4]；（2）是改變地應力狀態，控制縫高擴展，增加裂縫長度。第一次加砂支撐劑會裂縫的底部沉降，在其下部形成穩定的隔層。二次加砂時，裂縫將不再向下延伸，而是朝著長度方向進行擴展，從而使得裂縫的縫長加長。

2.1.2 二次加砂技術應用 瑪北斜坡區三疊系百口泉組百二段表現為一套相對高阻的灰色塊狀砂礫巖夾泥巖沉積，儲層分布穩定。位于該地區儲層物性相似的兩口井M131與M13，要想獲得好的改造效果，必須增大壓裂規模、創新壓裂工藝；在M131井上部有利儲層上進行二次加砂工藝技術的改造，如表1所示，M131井改造后擬合裂縫滲透率達到5mD，明顯高于M13井的2mD；本井支持裂縫長度達到190m，高于M13井的125m。實現了控底和頂部加砂的目標，儲層改造效果顯著；M131井經過二次加砂改造后，壓裂見效率100%，實現了連續73天穩產7m3以上，累積產油量590.4m3。該工藝解決了M13井儲層改造后產量快速下降、溝通水層等問題，反映出了其改造工藝在百二段優良的適用性。

表1 M131與M13井百口泉組物性及試油對比Tab.1 M131 and M13 wells Baikouquan formation physical property and oil test comparison

2.2 可溶纖維懸砂技術

2.2.1 可溶纖維懸砂技術原理與特點 纖維懸砂工藝的機理主要是可溶性纖維與支撐劑顆粒相互作用形成網狀結構，這種網狀結構可以大大降低支撐劑的沉降速率，從而提高攜砂液的攜砂性能，起到改善裂縫縱向支撐劑鋪置效果的作用；隨著裂縫的閉合，纖維與支撐劑顆粒的混合物慢慢被壓實，可溶性纖維逐漸溶解，裂縫的導流能力逐漸恢復，從而實現對目的儲層上部的充分改造，形成更加合理的鋪砂剖面[5,6]。圖2是纖維攜砂與常規加砂的對比圖。

圖2 纖維攜砂與常規加砂的對比圖Fig.2 Comparison of fiber sand technology and conventional sand technology

由圖2可知，纖維網格能夠提高壓裂液的懸砂能力，防止支撐劑沉降堆積于裂縫底部，控制裂縫的高度，獲得更有效的裂縫支撐長度。其工藝原理是纖維懸砂能夠延遲支撐劑沉降，提高支撐劑在縱向上的鋪置[7]。

在室溫25條件下做纖維懸砂實驗，見圖3。在兩只盛有一定支撐劑的量筒中，一只不加纖維，另一只加入一定量的纖維，30min后，觀察兩只量筒支撐劑的沉降速度。

圖3 纖維懸砂實驗對比圖Fig.3 Contrast test of fiber suspension sand

通過實驗在不加纖維的量筒中，支撐劑的沉降速度為0.11mm·s-1；在加了0.2%纖維的量筒同支撐劑的沉降速度為0.1×10-4mm·s-1，由此可知，加入纖維的壓裂液懸砂性能較好。此外，在90℃的環境下4h該纖維完全溶解，能夠有效的減少在改造過程中對儲層的污染。

采用常規壓裂工藝裂縫容易向下延伸，支撐劑易沉降在儲層下部，不能充分改造上部儲層。而可溶纖維懸砂技術可以實現上部優質儲層的有效鋪置，降低支撐劑沉降速度，提高支撐劑在儲層上部有效支撐降低液體注入，減少施工時間，實現充分改造上部儲層的目的[8-10]。FN11井采用可溶纖維懸砂技術，FN12井采用二次加砂技術，如表2是FN11井與FN12井在百口泉組二段物性及試油對比。

2.2.2 技術應用

表2 FN11與FN12井百口泉組二段物性及試油對比Tab.2 FN11 and FN12 wells of Baikouquan two properties and oil test comparison

從表2FN12與FN11井在百口泉組二段（T1b2）油氣顯示，當顯示段厚度相當；巖心含油性基本相當；物性也相當。

從表2中還可以看出，FN11井壓后日產油5.84m3，累計產油量129.73m3，取得了顯著的改造效果。

圖4為FN4井和FN12井采用的二次加砂技術，而FN11及其它幾口井均采用可溶纖維懸砂技術，經過儲層壓裂改造后，利用可溶纖維懸砂技術得到的日產油量明顯高于二次加砂技術所獲得的日產油量。

由圖4可見，針對儲層厚度大，且油氣顯示主要集中在頂部，下部無有效遮擋的砂礫巖儲層，可溶纖維懸砂技術較二次加砂技術能更有效的確保支撐劑的有效鋪置，獲得更好的改造效果。

圖4 風南百二段二次加砂與纖維懸砂效果對比Fig.4 Secondary sand and fiber suspended sand effect comparison in the two section of Baikouquan formation

2.3 組合工藝控底鋪砂技術

利用組合工藝控底鋪砂技術優化射孔段，確保優質儲層位置優先起裂；采用變排量工藝，前置液階段采用低排量造縫、攜砂液階段提高排量攜砂；變粘壓裂液，低粘前置液攜段塞、高粘攜砂液主填砂；其技術優勢是優化起裂點、控制裂縫下延，實現優質儲層縱向有效鋪置。

2.3.1 射孔井段優化 在同等規模條件下分別射開優質儲層的頂部5m、中部5m和底部5m，頂部射孔產量及累計產量達到最大化。如表3所示是D13井在不同射孔井段下壓裂裂縫參數及產能預測。

表3 D13井不同射孔井段下壓裂裂縫參數及產能預測Tab.3 Fracture parameters and productivity prediction of D13 well under different perforation wells

通過對比可以看出，優選4230～4235m的射孔井段，累計產量達到最大。

2.3.2 原液攜砂多段塞控底壓裂 利用原液攜砂泵注段塞使支撐劑在裂縫底部迅速沉降，增加裂縫底端應力，形成人工應力遮擋層，控制后續施工裂縫在底部過度擴張。原液多次段塞，在分散施工風險的同時，更主要地是使段塞支撐劑多次沉降，形成更加穩定的底部應力遮擋，從而控制裂縫縫高過度增長，見圖5。

圖5 原液攜砂多段塞控底技術原理示意圖Fig.＝5 Schematic diagram of liquid filling sand multistage slug controlled bottom technology

施工方案針對性的優選施工參數，并采用原液攜砂工藝控制裂縫高度，避免溝通底部油水同層。

2.3.3 變排量控制縫高壓裂 通過不同排量與裂縫高度的關系，即排量越大裂縫高度就越高。如圖6所示，壓裂縫高的過度延伸會導致縫寬的變窄和縫長的變短，使壓裂的效果變差，另外，若縫寬過窄，高砂比壓裂就會導致砂堵。若排量變化幅度較大，縫高會迅速的升高。在具體施工時，一般使用階梯增排量的方法。

采用數值模擬技術，對縫高、縫寬和排量的關系進行優化，在滿足造縫縫寬的條件下，結合現場施工經驗，采用變排量的施工工藝，可有效控制裂縫高度的延伸，本區儲層埋藏深，加砂難度大，根據數值模擬及施工經驗，前置液施工排量3.5～4.0m3·min-1，攜砂液施工排量4.0～5.0m3·min-1。

圖6 排量-縫高關系模擬曲線Fig.＝6 Displacement height relation simulation curve

2.3.4 前置液多段塞降濾失、控底 首先，前置液段塞是經濟有效地降低多裂縫不利因素的方法，支撐劑段塞技術是在泵注前置液的過程中，以較低砂比的形式泵入幾段低濃度支撐劑的混砂液，借助水力切割孔眼進行沖刷、打磨，使裂縫表面平滑從而降低近井摩阻，同時對多條裂縫中的部分微小裂縫進行堵塞，保證主裂縫的延伸。

2.3.5 技術應用效果 針對瑪湖凹陷儲層特征，以提高剖面動用程度、改善支撐劑有效鋪置為主體思路，通過組合工藝控底鋪砂技術，同時優化射孔層段及施工參數，瑪東斜坡區D13井改造后平均日產油21.84m3·d-1，試油3mm油嘴獲最高日產油40.55m3·d-1，日產氣3.07×103m，試油165d，累計產油2083.11m3取得了較好的改造效果，標志著瑪東斜坡三疊系百口泉組勘探首次獲得重大突破。

3 結論

（1）針對瑪湖凹陷百口泉組低孔低滲儲層，儲層厚度大，主要油氣層位于儲層，儲層上部存在應力遮擋層，壓裂改造中裂縫易向下延伸，支撐劑沉降于儲層下部的難點，采用二次加砂，可溶纖維懸砂以及組合控底鋪砂技術，實現了對較厚儲層的有效動用。

（2）從M131井區的二次加砂技術，拉開了瑪北西斜坡勘探的序幕，FN4井區纖維懸砂技術的推廣使用，為新區勘探技術埋下了伏筆，到瑪東斜坡區推廣使用組合控底鋪砂技術，實現了瑪東斜坡區勘探的突破。伴隨著工藝技術的不斷完善，實現了儲層的有效改造。

（3）瑪東斜坡區D13井三疊系百口泉組儲層采用纖維懸砂壓裂工藝，同時優化射孔層段及施工參數，共進行2井2層儲層改造，施工工藝成功率100%，壓后2井2層獲工業油氣流，獲油率100%，改造后日產油 21.84m3·d-1，累計產油 2083.11m3，取得了較好的改造效果。

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Fracturing technology of low permeability reservoir with complex lithology in Mahu depression

ZENG Dong-chu1,CHEN Chao-feng2a,LI Yi2a,JIA Hai-zheng2b
（1.School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan 430100,China;2.a.Exploration Division；b.Engineering Technology Research Institute，Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000,China）

In Mahu depression of Baikouquan formation with low porosity and low permeability reservoir thickness,oil and gas shows at the top.There are lithology and stress shielding layer in the underpart of the reservoir,and the fracture tends to extend downward in the fracturing,the proppant is easy deposits in the lower part of the reservoir.In recent years,for the effective use of thick reservoirs,the technology of secondary sand fracturing and soluble fiber suspension and combination of bottom laying sand control is carried out.Through the continuous improvement of reservoir reconstruction technology,the effective use of high quality reservoirs has been realized.It shows that the bottom sand laying technology of combined process and soluble fiber suspension sand technology is better than that of the secondary sand fracturing.D13 well adopts combination technology to control bottom sand laying technology,the highest daily production oil is 40.55 cubic meters per day,Nissan gas is 3070m3,that productivity test is 165 days,accumulated oil production 2083.11m3.It has realized the effective transformation of reservoir.

low-permeability reservoir;reservoir reconstruction;secondary sand fracturing;soluble fiber suspension;combination of bottom laying sand control;fracturing

TE348

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170956

2017-07-20

中石油股份公司重點工程技術攻關項目“準噶爾盆地復雜巖性低滲儲層試油（含儲層改造）配套技術研究”

曾東初（1990-），男，長江大學石油與天然氣工程專業碩士研究生，研究方向：鉆井工藝與技術。