公山庙油田沙一河道砂储层体积压裂应用效果分析

2015-06-15张大椿龙建勋林建平张毅张仕强谯玲李忻洪

断块油气田 2015年1期

张大椿，龙建勋，林建平，张毅，张仕强，谯玲，李忻洪

（中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁629000）

1998年11月，川中公山庙油田公16 井在沙一段钻遇良好油气显示，并获144.4 t/d 的高产油流，发现了沙一河道砂油层。沙一河道砂储层岩性较纯，厚度较大，相对川中大安寨、凉高山油藏具有较好的物性，勘探开发前景良好。在四川石油重大专项启动之前，河道砂储层长期依靠酸化解堵或小规模加砂压裂等措施，只有钻遇天然裂缝才能获工业产能，没有钻遇裂缝的井即使取心证实含油也不能获产，严重制约了河道砂油藏的勘探开发。因此，亟需引入一项有效的储层改造手段，参考国外Bakken，EagleFord 和国内长庆、吉林、新疆等油田的成功经验，引入体积压裂工艺［1-4］。

1 储层特征

公山庙油田沙一段是一套滨浅湖、泛滥平原—河流相沉积，砂底以上60 m 以内是滨浅湖沉积，60 m 以上为泛滥平原—河流相沉积。沙一段泥岩多为紫红色，本身不具有生油能力，但下伏的凉上段是区域的烃源岩层。公山庙地区断层及微裂缝发育，如果断层沟通了凉上段的烃源岩层，再加上良好的油气保存条件，则沙一河道砂储层就具备油气富集成藏的地质条件。

沙溪庙组砂岩储集空间分为孔隙和裂缝两大类，约48%的样品孔喉中值半径大于0.1 μm，且近40%的样品最大连通孔喉半径在0.5 μm 以上，表明有相对较大的孔喉存在，孔隙度主要分布在3%～6%，渗透率主要分布在0.1×10-3～1.0×10-3μm2。

岩性以长石岩屑砂岩与岩屑长石砂岩为主，石英体积分数平均65.9%，长石平均13.7%，弹性模量高，在7×104MPa 左右；泊松比较低，在0.12 左右，脆性较好，有利于压裂。储层具有强水敏、强盐敏、中等酸敏、强碱敏和较强应力敏感性。

2 体积压裂工艺

2.1 压裂级数与级间距

压裂级数的确定主要依据水平段长度与测井解释结果，一般级间距为80～120 m，采用可钻式复合桥塞进行分级。

2.2 压裂液与支撑剂优选

针对油井用压裂液容易乳化的特点，研制了新型“滑溜水+冻胶”压裂液体系，具有低伤害、易破乳、易返排的特点。滑溜水的主要作用是造复杂缝和沟通天然微裂缝，提高压裂液的波及体积（SRV），冻胶用于携砂，便于形成压裂主缝。

支撑剂主要采用20～40 目陶粒，根据加砂难度适当选择30～50 目和40～70 目陶粒，大粒径更有利于增加导流能力。在压裂初期可以采用70～140 目粉砂起到封堵近井地带微裂缝和使裂缝转向的作用，主压裂后期可适当尾追20%的覆膜陶粒，防止支撑剂回流。

2.3 射孔工艺

采用泵送电缆负压射孔工艺，第一级采用连续油管射孔，每级射孔3～4 簇，簇间距15～35 m，单簇射孔长1 m，孔密20 孔/m，相位60°。

2.4 单级/单井压裂规模

设计单级泵注液量为400～1 000 m3，加砂为20～100 m3。单井注入液量为7 000～7 600 m3，加砂为470～660 m3。

2.5 泵注程序

利用φ114.3 mm 套管多级注入方式，先期采用大排量（8～12 m3/min）滑溜水造复杂缝，并注入多个低砂比的70～140 目粉砂段塞，封堵大裂缝，避免压裂液过量滤失造成砂堵，同时也能起到控制缝高的作用；再利用大排量冻胶携支撑剂连续加砂，逐级提高砂浓度；泵注结束时采用覆膜陶粒，防止支撑剂回流。

3 应用效果及分析

3.1 应用效果

1971—1999年，在凉高山、大安寨油藏共进行加砂压裂59 井次，有效10 井次，有效率17%。当时受地面压裂设备的限制，大多未压开地层。2000—2010年，在侏罗系的13 口井进行16 井次加砂压裂，只有天池2 井、龙岗9 井、龙岗18 井的沙一段取得效果，其他均无效。相比前一阶段，该时期加砂压裂技术水平有了较大提高。压裂设备性能满足压开地层的要求，同时压裂规模增大，工艺成功率为75%。但是该阶段压裂为单级压裂，改造强度有限，仍未达到很好的效果。

2012年，在公山庙油田沙溪庙组致密砂岩储层的2 口水平井（公003-H16、公117H）中成功应用了体积压裂工艺，施工参数和试油结果见表1。这2 口体积压裂井砂浓度逐级得到提高，排量保持稳定（最高达12 m3/min），压裂规模较以往有了显著提高。

表1 体积压裂井施工参数与试油成果

公003-H16 井与公003-3 井储层属于同一条河道砂体，在测试产量相同的情况下，公003-H16 井的产量递减率明显低于公003-3 井（见图1）。公117H 井试油获得22.9 t/d 的产量，目前生产稳定，产油8 t/d，而邻井公46 井酸化后为干层。生产数据证明，体积压裂能够大幅提高单井产量，增强油井稳产能力。

3.2 效果分析

3.2.1 人工裂缝

通过对2 口体积压裂井进行井下微地震监测，结果表明：大量的压裂液与支撑剂被泵入地层，致使岩石不断发生剪切与滑移，产生了大量的微地震事件信号点（见图2）。

图1 公003-H16 井与公003-3 井产量递减对比

图2 井下微地震事件信号点分布

从微地震事件信号点的波及范围（见表2）与岩石有效压裂体积来看，信号点在井筒周围的三维空间均有分布，证实压裂波及范围覆盖整个水平井段，形成了较为复杂的网络裂缝，达到了体积压裂改造的目的，这是常规压裂所不能达到的。

表2 体积压裂井井下微地震事件信号点波及范围

从微地震事件的分布方位看：公117H 井水平段井眼方向平行于地层最小主应力方向，形成了垂直于井眼的人工裂缝；公003-H16 井眼方向与最小水平主应力方向接近垂直，最终形成了平行于井筒的人工裂缝（见图2、表3）。这说明最小水平主应力方向直接影响体积压裂人工裂缝的走向。因此，在井眼轨道设计时，要尽量使水平段方向与最小水平主应力方向平行，有利于开展体积压裂［4］。

表3 水平井人工裂缝展布与最小水平地应力方向的关系

3.2.2 岩石波及体积

在加砂量基本相同的情况下，通过对比公117H井第8 级单一冻胶压裂和第6 级混合压裂后微地震事件信号的波及范围（见表4），可以发现：混合压裂可以使压裂液的波及距离更远，产生的有效岩石破碎体积更大，而人工裂缝的波及宽度、纵向高度和压裂产生的微地震事件数则基本一致，证明混合压裂比单一冻胶压裂能够释放更多的储集空间，对体积压裂更有利。