鸭西区块异常高应力储层加砂压裂探索与实践

2014-03-18翁定为中国石油大学北京石油工程学院北京102249中国石油勘探开发研究院廊坊分压裂酸化中心河北廊坊065007

石油天然气学报 2014年8期

翁定为（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249 中国石油勘探开发研究院廊坊分压裂酸化中心，河北廊坊065007）

张庆九，蒙炯（中国石油玉门油田分公司钻采工程研究院，甘肃酒泉735200）

郑力会（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

酒泉盆地鸭西区块储层基质渗透性差，不压裂改造无法实现有效开发。但地层受多次构造运动逆断层挤压、构造应力异常偏高，导致压裂施工时破裂压力、施工压力高，甚至压不开地层，无法实现加砂。针对异常高应力储层，国内外主要采用酸洗、加重压裂液、管柱优化等手段来降低破裂压力。程兴生等［1，2］研发了一种新型的低成本加重压裂液，现场应用取得好的效果；胥云等［3］采用酸化预处理解除近井带地层伤害，达到降低地层破裂压力的目的；付育武等［4］采用前置酸和超高压压裂施工设备成功改造了储层。以上研究只是应用单一技术手段来降低施工压力达到压开地层的目的，笔者则是在储层精细压前评价的基础上，综合应用多种降低施工压力的手段以及采用高效施工质量控制手段，并研发配套加重压裂液体系，实现了该区块的加砂压裂。

1 鸭西储层概况

鸭西鼻状构造为青西凹陷两大含油气单元之一，处于凹陷内油气向东主运移通道上，已发现白垩系油藏。鸭西白垩系油藏为构造岩性油藏，主要油层为白垩系下沟组K1g2＋3、K1g1段；主要目的层K1g1含油砂体横向对比好，分布稳定。鸭西储层岩性主要为砂岩、泥质砂岩、砾岩、砂砾岩和泥岩，局部有泥质白云岩；碳酸盐含量低、黏土含量高，矿物成分主要以石英、长石和白云石及黏土矿物呈现各占1／3的特点，岩性较为复杂。储层平均厚度20m左右，平均孔隙度和渗透率分别为7．5%和2．5mD，为低孔低渗储层。地层压力系数在1．33左右，为异常高压系统；地温梯度2．96℃／100m，地温梯度正常。储层可动流体饱和度66．18%，按可动流体饱和度分类属于Ⅰ类储层。岩心试验结果显示储层和隔层弹性模量分别在30000MPa和39000MPa左右，储层较 “硬”。

采用莫尔－库仑准则试验方法对鸭西地区岩心进行地应力大小测试［5］，该试验方法未考虑构造应力的影响，测得储层最小主应力71．1MPa，最小主应力梯度为0．0180MPa／m。

2 以往压裂分析

鸭西区块有3口井尝试进行了压裂施工，其中埋藏较浅、改造目的层位为K1g2的A井完成加砂，而埋藏较深、改造目的层位为K1g1的B井和C井未完成加砂。

A井射孔段3857．0～3860．0m和3862．0～3874．0m，共15．0m／2层。于2008年7月进行压裂施工，施工泵压93．1～95．5MPa，施工排量2．5m3／min，压裂液用量256．9m3，加入70／140目砂2．5m3和30／50目陶粒16．0m3，最高砂液比15%，平均砂液比12．7%。B井试油层段为4072．0～4092．0m，于2005年10月进行压裂施工，施工排量1．0～1．4m3／min，施工压力96～99MPa，泵入压裂液64m3，加粉陶2m3，陶粒进入地层初期压力小幅下降，但很快又重新上升，达到井口和设备的承压极限，停止加砂。C井射孔段为4301．1～4306．8m和4297．4～4299．4m，共7．7m／2层，于2011年5月进行第1次压裂施工，C井初次压裂共试挤27次，后因施工压力太高，未完成施工。该井共挤入压井液10m3（密度1．2g／cm3），酸液6m3（从第8次试挤开始进地层）、基液20m3（在第12次试挤时开始进入地层）；第26次试挤量最高，1．51m3／min，对应施工压力最高，110．7MPa；第27次试挤持续时间最长，用液量最多，排量1．4m3／min，对应施工压力108MPa，用液6m3。通过对曲线进行细致分析，可以发现该井压裂施工于第26次试挤时成功压开地层，地面破裂压力110MPa；而第27次已形成人工裂缝。如果未压开地层，按径向流公式计算储层此时的液相渗透率即混合液渗透率为1009．2～1272．2mD，与储层测井及岩心试验结果相背离。因此认为已形成人工压裂裂缝。计算时各参数取值如表1所示。

表1 C井压开分析各参数取值表

因此可将最后一次试挤作为测试压裂，分析可知管柱及入口摩阻为13MPa左右，地层破裂压力为140．7MPa，地层破裂压力梯度为0．0327MPa／m；但由于测试时间较短，未能得到C井储层闭合应力。储层天然裂缝较发育，与岩心观察及测井解释结果一致。

3 压裂施工难点及对策分析

引起鸭西地区应力异常偏高的主要原因可能有：①该地区受多次构造运动、逆断层挤压，构造应力异常偏高；②泥质含量偏高增加地应力；③井筒附近伤害引起附加应力。结合压前评估和以往压裂井分析，可知鸭西地区实施加砂压裂困难的主要原因在于构造应力高引起的地层应力高，地层破裂压力高。此外，鸭西储层还有岩石 “硬”等特征。表2总结了该地区压裂施工难点及采取的对策。

表2 鸭西区块压裂施工难点及对策表

4 压裂优化设计

4.1 低伤害加重压裂液体系

优选了低伤害加重压裂液体系。采用40%的盐作为加重材料，加重压裂液密度1．30g／cm3，剪切速率170s－1下，基液黏度48～54mPa·s；采用有机硼作为交联剂，交联时间1～4min，交联时间可控，有效降低压裂液摩阻。交联冻胶剪切120min后黏度仍保持在200mPa·s以上，冻胶性能稳定可靠，为低排量长时间施工提供了保障。此外，由于加重压裂液稠化剂有效成分增加，压裂液破胶难度加大，因此通过评价，采用0．01%～0．02%胶囊破胶剂＋0．02%～0．03%～0．05%过硫酸铵双元复合破胶体系，120℃下该压裂液体系黏度可降至5mPa·s以下，为压后快速返排奠定了基础。

4.2 施工压力预测及排量优化

羟丙基瓜胶压裂液体系的降阻率在60%～65%，为安全起见，考虑压裂液降阻率为60%时预测不同施工排量下的井口压力。采用加重压裂液体系，预测不同施工排量下的井口压力，结果见表3。为确保安全施工，应将排量控制在2．0～2．5m3／min，此时对应的井口压力为94～97MPa。

表3 不同排量下的井口压力预测

4.3 水力裂缝和施工参数优化

以压后最大限度地提高产量作为优化的目标函数，采用油藏数值模拟软件建立单井模型，模拟计算不同裂缝长度和导流能力下的产油量。模拟结果显示优化后的裂缝半缝长和导流能力分别为130～180m和20～30μm2·cm。

在水力裂缝优化的基础上，采用裂缝模拟软件优化得到该井施工加砂量为15m3左右，平均砂液比为12%左右。

基于以上分析，确定2套施工泵注程序。2套程序正式压裂之前均采用酸预处理降低施工压力。第1套泵注程序为加砂后施工压力较为平稳，其中前置液量143．4m3，排量2．0～2．5m3／min，粒径0．15～0．21mm支撑剂分3级段塞加入，总砂量2．9m3，砂液比2．0%；携砂液量122．1m3，排量2．5m3／min，粒径0．3～0．6mm 支撑剂14．5m3，平均砂液比11．9%，砂液比递增顺序：5%→7%→10%→14%→16%→18%。若加砂后施工压力上涨较为明显，则采用第2套泵注程序：前置液量143．4m3，排量2．0m3／min，粒径0．15～0．21mm 支撑剂分3级段塞加入，总砂量2．9m3，砂液比2．0%；携砂液123．3m3，排量2．0m3／min，粒径0．3～0．6mm支撑剂12．4m3，平均砂液比10．6%，砂液比递增顺序：5%→7%→9%→11%→13%→15%。

5 现场实施及压后评估

2012年8月C井第2次加砂压裂试验取得成功。采用加重压裂液体系（现场实测密度1．29g／cm3），总液量414．9m3，其中预处理液盐酸27．5m3，施工排量2．0～2．5m3／min，携砂液阶段施工压力93．49～104．4MPa，停泵压力86．52MPa，共加粒径0．15～0．21mm 支撑剂2．9m3，粒径0．3～0．6mm支撑剂12．4m3，平均砂液比11．2%。

压后模拟显示实际施工与设计的裂缝参数相比，实际裂缝参数缝长稍短，导流能力稍低，基本达到了设计要求和改造目的层的要求；同时净压力拟合显示施工高砂比阶段缝内净压力以接近1的斜率上升了8MPa，出现了缝端脱砂的特征，这一方面说明了该井加砂难度大，另一方面说明施工设计的最优性。同时，缝内净压力上升的上涨有助于张开储层天然裂缝，提高压后效果。

C井第2次压裂前产液量6．1m3／d，产油5．4t，含水率3．1%；第2次压裂后初期产量24．8m3／d，产油量11．7t，含水率48．7%，生产3个月后产液量为14．5m3／d，产油量12．2t，含水率8．3%，截至2012年11月底累计增油847t。