查干凹陷火山岩储层压裂技术研究与应用

吴亚红，李明志，许超兰，耿智强，田西山

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457532；3.西南石油大学化学化工学院，四川 新都 610500)

查干凹陷火山岩储层压裂技术研究与应用

吴亚红1，李明志2，许超兰1，耿智强3，田西山1

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457532；3.西南石油大学化学化工学院，四川 新都 610500)

随着勘探开发技术的不断进步，火山岩储层压裂井次数逐渐增多。但由于火山岩储层具有岩性变化大、非均质性差、破裂压力高等特点，采用常规压裂改造技术往往达不到满意的增产效果。因此，针对查干地区火山岩油藏的储层地质特征和压裂改造难点，结合储层敏感性及岩石力学特征分析实验，优选出低残渣、低伤害的压裂液体系。在压裂工艺技术方面，进行了暂堵剂转向、全程伴注液氮工艺的研究，初步形成了一套较为有效的火山岩油藏储层水力压裂工艺技术体系。现场应用取得了显著的增产效果，对火山岩油藏的高效开发提供了一套有效的储层改造技术。

火山岩储层 查干凹陷 压裂 双子压裂液 暂堵剂

查干凹陷位于银根—额济纳旗盆地中央隆起东北部查干德勒苏拗陷。白垩系下统苏红图组地层是查干凹陷内主要的火山岩发育段，砂体比较发育，呈冲积扇—辫状河(冲积平原)—辫状河(浅水)三角洲沉积体系。主要目的层段储层平均孔隙度10%，平均渗透率4.3×10-3μm2，储层温度80～120 ℃，是一个典型的特低孔、超低渗油藏[1]。油井自然产能低，不进行储层改造，无法正常生产，水力压裂改造是实现该地区油井经济开发的关键技术手段。该地区压裂施工存在以下难点：1)储层低渗致密，延迟交联的压裂液体系不仅要有低的压裂液摩阻，还要具有增能降滤、对储层和裂缝的低伤害等性能。2)地层破裂压力高，造长缝的施工难度大。压裂易形成多裂缝，难以进行大规模加砂且易形成砂堵[2-3]，加之压裂液返排率低，压裂液的滞留会对地层造成伤害。

针对查干地区火山岩压裂难点，进行储层敏感性实验评价及压裂液体系优化研究，通过对火山岩储层地应力特征的分析，探索火山岩压裂施工工艺技术，提高单井产量，最终完善配套查干地区火山岩压裂工艺技术，实现该地区的勘探突破和今后的高效开发。

1 储层特征及地应力剖面特征

1.1 储层常规物性

苏一段储层岩性成分主要为长石砂岩和碎屑，粘土矿物以伊利石、伊蒙混层为主，平均为37.88%和38.73%，高岭石和绿泥石为辅。储层胶结类型以泥质胶结为主，胶结强度在中等至较强范围。储集空间类型以粒间溶孔为主，少量裂缝和粒内溶孔，颗粒表面微裂缝发育，沿微裂缝方向发育溶孔，但孔隙连通不太好。

目的层段储层毛管压力曲线具有宽平台，排驱压力高，孔喉分散，分选差，孔喉较细。孔喉半径以双峰为主，孔隙结构较复杂，次生孔隙发育，最大孔喉半径2.08 μm，平均吼道半径0.26 μm。这是造成压裂施工储层裂缝延伸和加砂、压后返排困难的主要因素。

1.2 储层敏感性分析

室内实验获取了目的层段苏一段的岩心，参照《SY/5358-2002储层敏感性流动实验评价方法》，由于岩心渗透率极低，经过反复实验探索，采用了小流量和定压的实验方法，开展了储层敏感性实验，对储层伤害特征进行了总体评价。实验评价结果见表1。

表1 岩心敏感性实验结果

实验表明：储层各项敏感性伤害普遍较弱，只有盐敏的伤害是主要的；速敏伤害程度弱，弱—中等偏弱水敏，但临界矿化度较高，极易发生水敏，对酸碱敏感性都较弱。若采用高于临界矿化度的携砂液作业，则滤液易引起粘土矿物的收缩、失稳并脱落而堵塞渗流通道[4-5]。压裂过程中，压裂液滤液侵入地层并长期滞留，通过与粘土矿物的作用，会带来水敏、盐敏等损害。因此，压裂液配方的优化改进必须同压裂优化设计和施工工艺结合，尽量减少对地层的伤害。

1.3 地应力剖面特征

根据A井目的层段储隔层岩心的三轴地应力实验分析(表2)，探区的地应力分布规律为垂向主应力σv>最大水平主应力σH>最小水平主应力σh，属于正断层地层，即后续施工产生的人工裂缝应为垂直裂缝。并且所取岩心段储隔层地应力差值较小，缝高易过度延伸，压裂施工难度大。

表2 A井岩石力学参数及地应力测试结果

图1 A井目的层段地应力剖面

图2 B井目的层段地应力剖面

对应于岩心实验的取心井段，选取了目的层段的A井和B井进行储层井段的地应力剖面处理解释[6](图1，2)，处理结果发现，探区纵向地应力分布复杂，有的随井深的增加而缓慢增加，有的成S型分布，也有高地应力层段存在，主要是由火山岩储层沉积过程中的不稳定性造成。在压裂施工设计和优化时应结合井的地应力剖面，采用控制裂缝高度向上或向下延伸的工艺技术。

2 压裂改造技术方法研究

2.1 压裂液体系优选

针对储层低渗致密、裂缝发育、返排率低等特征，开发研制了三种压裂液体系最优配方。通过大量的室内实验研究，对各压裂液体系配方进行了优化，其中优化后的Gemini双子表面活性剂类的清洁压裂液体系在90 ℃拥有很好的耐剪切性能，最后粘度保持在35 mPa·s左右，满足清洁压裂液粘度要求，如图3所示。

图3 双子表活剂压裂液的抗剪切性能

其成胶原理是在一定浓度的双子表面活性剂溶液(压裂液基液)中加入一定浓度的反离子或助表面活性剂，使溶液形成蠕虫状胶束，胶束达到一定数量后相互交叠缠绕，形成网状凝胶，在高速剪切后，其粘度具有较好的恢复能力，而不同于胍胶类压裂液的粘度形成机理。该体系粘性较胍胶类压裂液弱，但弹性远高于胍胶压裂液，这种低粘高弹携砂特性有利于裂缝高度的控制，实现低渗透储层长穿透。此外，由于无机盐与双链表活剂的协同作用，其防膨效果优于普通的粘土稳定剂。其进入地层中接触到原油及水后会自动破胶，无需破胶剂。

根据中华人民共和国石油天然气行业标准《SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》中压裂液滤液对岩心基质渗透率损害实验对其进行伤害实验评价，结果见表3。相比D3F-AS05液体体系，Gemini双子表活剂体系具有配方简单、溶解速度快、配制方便、成本低、对储层伤害低及具有防水锁作用[7]的特点，且与储层配伍性良好，推荐区块可应用Gemini双子表活剂体系的清洁压裂液进行压裂施工。

2.2 暂堵剂转向工艺

该项技术[8]是依据桥堵原理，在压裂施工过程中实时向地层中加入具有粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，形成高于裂缝破裂压力的压差值，封堵前次裂缝，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。该暂堵剂为GX-100高强度水溶性暂堵剂，是在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型堵剂，最高可承受80 MPa压差，在压裂液中100 ℃时，0.5 h微溶，2.5 h全溶(图4)。该暂堵剂封堵率高，在压裂液、酸液里可以完全溶解，内含表面活性剂，投入方法简单，所需的压力和封堵时间可以通过应用量剂大小、成分组成和颗粒大小控制。

图4 GX-100暂堵剂100 ℃溶解曲线

2.3 全程伴注液氮工艺

针对储层低渗致密、裂缝发育、返排率低，压裂液对地层伤害较为严重的特点，压裂施工中推广全程液氮伴注技术[9-10]，并大幅提高液氮伴注排量和规模。

(1)在压裂施工前将液氮以最大排量注入，并配以一定比例的防膨液，形成一定干度的泡沫，泡沫占据孔隙空间，避免压裂液与地层流体的直接接触，起到隔离作用。

(2)在前置液、携砂液和顶替液阶段注入液氮有助于降低压裂液的初滤失和综合滤失系数。

(3)在压后放喷时，由于井底压力降低，受压缩的氮气迅速膨胀，助推压裂液进入井筒，使气液两相混合，有着助排的作用。

为验证液氮处理对岩石破裂压力降低程度，钻取了C井2 611.17～2 611.41 m岩心，进行液氮处理实验并测试杨氏模量和泊松比数据，并根据黄荣樽计算破裂压力公式[11]进行定量计算，处理液前后力学参数实验数据及计算结果见表4。由计算结果可知，液氮处理可以很好地降低岩石破裂压力。

表4 目的层段处理液前后岩石力学参数实验数据

图5 X井机械分层压裂施工管柱结构示意

3 现场实例

X井于2014年10月18日对井段1 536.3～1 608.0 m，30.9 m/12层进行了压裂，由于该井试油层位射开1 089.6～1 160.4 m，12.6 m/8层，为水层，因此采用Y221-114封隔器在1 500 m处首先封堵上部水层，对井段下部进行改造，机械分层压裂施工管柱见图5。采用双子型清洁压裂液和低密度陶粒支撑剂，全程伴注液氮，并采用卡封暂堵合压技术对油层(1 536.3～1 558.0 m，12.6 m/5n)和(1 572.1～1 608.0 m，18.3 m/7n)两个射孔段进行施工。第一次压裂结束后，使用GX-100高强度水溶性暂堵剂，封堵已压开层位，进行二次压裂。累积注入液量444.8 m3，加砂43.7 m3。X井压裂前抽汲出水带微量油花，压裂后抽汲初期日产油最高达2.4 m3，产油量逐渐稳定在1.14～1.18 m3。

分析第一层和第二层施工曲线(图6，7)，两次施工破裂压力分别为31.2，32.3 MPa，都比该地区普遍地层破裂压力低。现场试验结果表明，施工时伴注液氮有效降低了地层的破裂压力和压裂液的滤失，提高了压裂液携砂造缝效率；且封堵剂能够改善整个地层进液剖面，封堵效果好。双子型清洁压裂液伤害率14.50%，有利于对该井的储层保护。说明压裂施工有效改善了储层渗流条件，提高了X井产能。

图6 X井第一层施工曲线

图7 X井第二层施工曲线

4 结论

(1)查干凹陷储层低渗致密，临界矿化度较高，易发生水敏，且探区纵向地应力分布复杂，在优选压裂液和施工时应特别注重对储层的伤害和缝高的控制，以便能造长缝，形成更好的导流通道。

(2)针对储层特征，在室内压裂液研制的基础上，结合岩心伤害实验评价，优化出适用于查干凹陷温度范围(80，90，100 ℃)的两种清洁压裂液(D3F-AS05及Gemini体系)配方；相比D3F-AS05体系，Gemini双子表活剂体系具有配方简单、溶解速度快、配制方便、成本及伤害率低的特点，更适用于该区块，并在现场应用取得了很好的效果。

(3)实例X井证实，通过采用Gemini压裂液并结合暂堵剂转向和全程伴注液氮工艺，减轻了压裂液对地层的伤害，降低了地层破裂压力和压裂液的滤失，提高了返排率，大大改善了压裂效果，初步形成了一套有效的储层改造技术。

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(编辑 谢 葵)

Research and application of fracturing technologyin volcanic reservoir in Chagan Depression

Wu Yahong1，Li Mingzhi2，Xu Chaolan1，Geng Zhiqiang3，Tian Xishan1

(1.KeyLaboratoryoftheMinistryofEducation，ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249,China;2 .ZhongyuanOilfieldCompany，SINOPEC，Puyang457532，China；3.SchoolofChemistryandChemicalEngineeringofSouthwestPetroleumUniversity，Xindu610500，China)

With the progress of the exploration and development technologies，the number of fracturing wells in volcanic reservoirs gradually increases.Since there are large changes in lithological characters，poor heterogeneity，and high fracture pressure in volcanic reservoir，it is difficult to reach a good stimulation effect by conventional fracturing techniques.Therefore，aiming at the geological characteristics and fracturing difficulties of volcanic reservoir in Chagan area，based on the analysis experiments of reservoir sensitivity and rock mechanics property，a low residue and damage fracturing fluid was selected.And then it was carried out studies on the temporary plugging agent and the entire process assisted liquid nitrogen injection technology.Finally，it was formed a more effective hydraulic fracturing technology system for volcanic reservoir.The field application obtained obvious stimulation effect.Thus，the technology can provide an effective stimulation method for high efficient development of volcanic reservoir.

volcanic reservoir；Chagan Depression；fracturing；gemini fracturing fluid；temporary plugging agent

2015-08-02；改回日期：2015-12-01。

吴亚红(1966—)，女，博士，高级工程师，主要从事油气田开发工程专业的教学和科研工作。电话：13910715837，E-mail：wuyahong66@126.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.016

TE357.1

A