梨树凹区块低渗透储层压裂改造技术及应用

2010-09-29刘洪涛魏媛茜王孟江肖俊杰

石油地质与工程 2010年6期

关键词：滤失段塞压裂液

刘洪涛,魏媛茜,王孟江,肖俊杰

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院,河南南阳473132)

梨树凹区块低渗透储层压裂改造技术及应用

刘洪涛,魏媛茜,王孟江,肖俊杰

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院,河南南阳473132)

梨树凹鼻状构造位于泌阳凹陷南部陡坡带东段,部分储层受沉积和近物源影响,岩心观察发现,微裂缝多发育在含砾砂岩、透镜体和小型揉皱构造中,表明该区块储层为双重介质低渗透储层。针对这种情况,开展了净压力控制、高粘压裂液体系和多级段塞降滤为主的压裂改造优化技术研究。现场应用该技术效果显著,这为该区块的储量升级和含油连片提供了技术支撑。

梨树凹;双重介质;多级段塞;压裂改造

梨树凹鼻状构造位于泌阳凹陷南部陡坡带东段,面积约2.94km2。该区岩性以细砂岩和粉砂岩为主,砂岩类型为岩屑长石砂岩,石英含量平均为36.1%,长石含量平均为44.7%,岩屑含量平均18.4%;H2、H3段部分储层物性差,平均孔隙度6.9%,平均渗透率4×10-3μm2。岩心观察表明,该储层层间收缩缝、砾间逢等多种天然裂缝发育,属双重介质低渗透储层。2008年,在该区块 B342井 H段(2612.1～2618.8m)实施两次压裂,早期均发生砂堵,导致实际加砂量远低于设计规模。针对区块这一问题,2009年开展梨树凹区块压裂改造技术研究,并在该区块实施该技术 9井次,施工有效率100%,为该区块的储量升级和含油连片提供了技术支撑。

1 梨树凹区块压裂砂堵原因

图1 B342探井压裂压力流量砂比综合图

1.1 多裂缝发育储层滤失大,造成早期砂堵

图2、图3表明,两曲线形态特征基本一致,表明该地区为微裂缝发育储层,在压裂施工早期由于微裂缝开启,导致大量液体的滤失从而引起脱砂。

图2 微裂缝发育储层G函数曲线

图3 B343井小型压裂 G函数曲线

1.2 主裂缝难以形成

缝内净压力高,造成微裂缝的开启,小型压裂测试净压力拟合结果缝内净压力14.19MPa,拟合裂缝条数20条(图4、表1),从图中可以看出高净压力使更多的天然裂缝开启,多裂缝环境中的每条裂缝的缝宽更小,从而导致支撑剂在压裂裂缝内部的铺置过程中出现桥塞,产生砂堵[2]。

图4 B343井小型压裂净压力拟合曲线

表1 B343井净压力拟合裂缝参数

2 压裂改造技术

根据梨树凹区块砂堵原因分析,开展了净压力控制技术、高粘压裂液体系和多级段塞降滤为主的压裂优化技术研究。

2.1 净压力控制技术

通过优化施工参数,保证缝内净压力始终低于裂缝张开临界压力,造成天然裂缝不易开启,从而可大大降低液体的滤失,保证施工的成功率。根据Noltc和 Smith天然裂缝滤失模型[3],裂缝开启的临界净压力:计算梨树凹区块微裂缝开启临界净压力在 Pnet=9.8～10.5 MPa之间。因此,结合该区块的储层参数,以微裂缝张开临界压力为目标函数,控制裂缝净压力始终低于该临界压力,优化施工排量为:2.0～3.5m3/min(图 5)。

2.2 高粘压裂液体系

针对梨树凹区块双重介质储层特征,优选出高粘压裂液配方,此压裂液悬砂性能强、滤失低,可以保证施工的成功率。在90～110℃中高温下该水基压裂液配方为:0.45～0.5%羟丙基胍胶+1%稳定剂 KCL+0.2%杀菌剂 HCHO+0.2%压裂用助排剂+0.1%PH调节剂+0.35～0.45%交联剂。该压裂液配方 170s-1下,剪切 80min,尾粘保持在200mPa·s以上,图6、表2表明该体系具有粘度高、滤失低、伤害小等特点。

图6 压裂液配方粘温曲线

表2 压裂液综合性能评价

2.3 多级段塞降滤技术

室内实验表明,采用“前置粉陶段塞”可有效降低储层滤失[4](图7)。若采用常规办法在前置液中加入低砂比粉陶,进行全程充填,尽管对多支缝起到一定的堵塞作用,但不能完全堵塞,仍然无法确保主裂缝的有效延伸;若在前置液中加入的粉陶密度过大,则可能彻底堵塞了所有裂缝造成砂堵。因此,研究出前置液中加入变砂比多级段塞式充填技术,依次堵住不同缝宽的多支缝,以形成具有一定缝宽的主裂缝,保证施工的成功。针对该区块储层特性,前置液采用2～4级粉砂段塞,粉砂砂比控制在3%～10%之间,用量在1.5～3.0m3。