玛湖凹陷复杂岩性低渗储层压裂改造技术

曾东初，陈超峰，李 轶，贾海正

（1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.新疆油田公司 a.勘探事业部，b.工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

油田工程

玛湖凹陷复杂岩性低渗储层压裂改造技术

曾东初1，陈超峰2a，李 轶2a，贾海正2b

（1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.新疆油田公司 a.勘探事业部，b.工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

针对玛湖凹陷百口泉组低孔低渗储层厚度大，且油气显示主要在顶部，下部砂层无高应力遮挡层，压裂改造中裂缝易向下延伸，支撑剂沉降于储层下部等特点。近几年，对于较厚储层的有效动用开展了从二次加砂，到可溶纤维悬砂，以及组合工艺控底铺砂技术。通过不断的完善储层改造工艺技术，实现了优质储层的有效动用。现场研究结果表明，采用组合工艺控底铺砂技术和可溶纤维悬砂技术比二次加砂技术对储层改造的效果更加明显，其中D13井采用组合工艺控底铺砂技术最高日产油40.55m3·d-1，日产气3.07×10-3m3，试油165d，累计产油2083.11m3，实现了储层的有效改造。

低渗储层；储层改造；二次加砂；纤维悬砂；组合工艺控底铺砂；压裂

玛湖凹陷三叠系百口泉组自下而上分为百口泉组一段、百口泉组二段、百口泉组三段，而油层主要分布在百口泉组二段。其中百口泉组二段表现为一套相对高阻的灰色块状砂砾岩夹泥岩沉积，储层分布稳定。但从整体上看，储层物性差，属于低孔低渗储层，且储层厚度不一，要想获得一定产能需要进行规模性改造，而常规改造易造成支撑剂沉降形成无效铺置。因此，在常规加砂压裂技术的基础上，不断完善工艺技术，针对玛湖凹陷储层特点，持续探索实验，提出了可溶纤维悬砂悬砂技术和组合工艺控底铺砂技术，实现了优质储层的有效动用。

1 储层改造难点

随着勘探开发程度的提高，准噶尔盆地勘探难度越来越大，勘探目标主要是低孔低渗储层，而且还具有岩性复杂、储层非均质强等特点。从整体上看，针对的主要是砂砾岩储层，储层物性差，要想获得一定产能需要规模性改造。储层厚度大，一般厚度在30m以上，油气显示主要在顶部，且显示较好，顶部泥岩遮挡作用强，下部砂层无高应力遮挡层，裂缝向下延伸；砂泥岩交互，存在多套储层；针对这些储层的改造难点，对于较厚储层的有效动用，不断的采用创新的储层改造技术，实现了优质储层的有效改造。

2 储层压裂改造技术

2.1 二次加砂技术

2.1.1 二次加砂技术原理与特点 二次加砂压裂是将设计的总砂量通过合理的二次泵注，第一次压裂完毕后停泵，等待支撑剂沉降、裂缝闭合，然后进行下一次压裂，逐级铺置，达到充分改造油层的目的。第一次压裂形成的支撑剂砂堤，可为下一次压裂提供一定应力遮挡（图1）。

图1 二次加砂工艺示意图Fig.1 Schematic diagram of secondary sand fracturing

由图1可知，其工艺原理是一次注入多种粒径支撑剂混合填砂，防止裂缝下延，后续二次注入，提高顶部铺砂浓度。利用二次加砂压裂可以提高上部优质储层的有效铺置，增加缝宽，有效提高裂缝导流能力[1]。

二次加砂主要作用：（1）是迫使支撑剂向上铺置，提高油层上部裂缝导流能力；常规的加砂压裂由于支撑剂沉降的原因，导致裂缝上部支撑剂不能得到有效的填充而成为无效的裂缝。进行二次加砂压裂，支撑剂可以更进一步的充填裂缝，使得裂缝的有效缝高，从而提高了裂缝的导流能力[2-4]；（2）是改变地应力状态，控制缝高扩展，增加裂缝长度。第一次加砂支撑剂会裂缝的底部沉降，在其下部形成稳定的隔层。二次加砂时，裂缝将不再向下延伸，而是朝着长度方向进行扩展，从而使得裂缝的缝长加长。

2.1.2 二次加砂技术应用 玛北斜坡区三叠系百口泉组百二段表现为一套相对高阻的灰色块状砂砾岩夹泥岩沉积，储层分布稳定。位于该地区储层物性相似的两口井M131与M13，要想获得好的改造效果，必须增大压裂规模、创新压裂工艺；在M131井上部有利储层上进行二次加砂工艺技术的改造，如表1所示，M131井改造后拟合裂缝渗透率达到5mD，明显高于M13井的2mD；本井支持裂缝长度达到190m，高于M13井的125m。实现了控底和顶部加砂的目标，储层改造效果显著；M131井经过二次加砂改造后，压裂见效率100%，实现了连续73天稳产7m3以上，累积产油量590.4m3。该工艺解决了M13井储层改造后产量快速下降、沟通水层等问题，反映出了其改造工艺在百二段优良的适用性。

表1 M131与M13井百口泉组物性及试油对比Tab.1 M131 and M13 wells Baikouquan formation physical property and oil test comparison

2.2 可溶纤维悬砂技术

2.2.1 可溶纤维悬砂技术原理与特点 纤维悬砂工艺的机理主要是可溶性纤维与支撑剂颗粒相互作用形成网状结构，这种网状结构可以大大降低支撑剂的沉降速率，从而提高携砂液的携砂性能，起到改善裂缝纵向支撑剂铺置效果的作用；随着裂缝的闭合，纤维与支撑剂颗粒的混合物慢慢被压实，可溶性纤维逐渐溶解，裂缝的导流能力逐渐恢复，从而实现对目的储层上部的充分改造，形成更加合理的铺砂剖面[5,6]。图2是纤维携砂与常规加砂的对比图。

图2 纤维携砂与常规加砂的对比图Fig.2 Comparison of fiber sand technology and conventional sand technology

由图2可知，纤维网格能够提高压裂液的悬砂能力，防止支撑剂沉降堆积于裂缝底部，控制裂缝的高度，获得更有效的裂缝支撑长度。其工艺原理是纤维悬砂能够延迟支撑剂沉降，提高支撑剂在纵向上的铺置[7]。

在室温25条件下做纤维悬砂实验，见图3。在两只盛有一定支撑剂的量筒中，一只不加纤维，另一只加入一定量的纤维，30min后，观察两只量筒支撑剂的沉降速度。

图3 纤维悬砂实验对比图Fig.3 Contrast test of fiber suspension sand

通过实验在不加纤维的量筒中，支撑剂的沉降速度为0.11mm·s-1；在加了0.2%纤维的量筒同支撑剂的沉降速度为0.1×10-4mm·s-1，由此可知，加入纤维的压裂液悬砂性能较好。此外，在90℃的环境下4h该纤维完全溶解，能够有效的减少在改造过程中对储层的污染。

采用常规压裂工艺裂缝容易向下延伸，支撑剂易沉降在储层下部，不能充分改造上部储层。而可溶纤维悬砂技术可以实现上部优质储层的有效铺置，降低支撑剂沉降速度，提高支撑剂在储层上部有效支撑降低液体注入，减少施工时间，实现充分改造上部储层的目的[8-10]。FN11井采用可溶纤维悬砂技术，FN12井采用二次加砂技术，如表2是FN11井与FN12井在百口泉组二段物性及试油对比。

2.2.2 技术应用

表2 FN11与FN12井百口泉组二段物性及试油对比Tab.2 FN11 and FN12 wells of Baikouquan two properties and oil test comparison

从表2FN12与FN11井在百口泉组二段（T1b2）油气显示，当显示段厚度相当；岩心含油性基本相当；物性也相当。

从表2中还可以看出，FN11井压后日产油5.84m3，累计产油量129.73m3，取得了显著的改造效果。

图4为FN4井和FN12井采用的二次加砂技术，而FN11及其它几口井均采用可溶纤维悬砂技术，经过储层压裂改造后，利用可溶纤维悬砂技术得到的日产油量明显高于二次加砂技术所获得的日产油量。

由图4可见，针对储层厚度大，且油气显示主要集中在顶部，下部无有效遮挡的砂砾岩储层，可溶纤维悬砂技术较二次加砂技术能更有效的确保支撑剂的有效铺置，获得更好的改造效果。

图4 风南百二段二次加砂与纤维悬砂效果对比Fig.4 Secondary sand and fiber suspended sand effect comparison in the two section of Baikouquan formation

2.3 组合工艺控底铺砂技术

利用组合工艺控底铺砂技术优化射孔段，确保优质储层位置优先起裂；采用变排量工艺，前置液阶段采用低排量造缝、携砂液阶段提高排量携砂；变粘压裂液，低粘前置液携段塞、高粘携砂液主填砂；其技术优势是优化起裂点、控制裂缝下延，实现优质储层纵向有效铺置。

2.3.1 射孔井段优化 在同等规模条件下分别射开优质储层的顶部5m、中部5m和底部5m，顶部射孔产量及累计产量达到最大化。如表3所示是D13井在不同射孔井段下压裂裂缝参数及产能预测。

表3 D13井不同射孔井段下压裂裂缝参数及产能预测Tab.3 Fracture parameters and productivity prediction of D13 well under different perforation wells

通过对比可以看出，优选4230～4235m的射孔井段，累计产量达到最大。

2.3.2 原液携砂多段塞控底压裂 利用原液携砂泵注段塞使支撑剂在裂缝底部迅速沉降，增加裂缝底端应力，形成人工应力遮挡层，控制后续施工裂缝在底部过度扩张。原液多次段塞，在分散施工风险的同时，更主要地是使段塞支撑剂多次沉降，形成更加稳定的底部应力遮挡，从而控制裂缝缝高过度增长，见图5。

图5 原液携砂多段塞控底技术原理示意图Fig.＝5 Schematic diagram of liquid filling sand multistage slug controlled bottom technology

施工方案针对性的优选施工参数，并采用原液携砂工艺控制裂缝高度，避免沟通底部油水同层。

2.3.3 变排量控制缝高压裂 通过不同排量与裂缝高度的关系，即排量越大裂缝高度就越高。如图6所示，压裂缝高的过度延伸会导致缝宽的变窄和缝长的变短，使压裂的效果变差，另外，若缝宽过窄，高砂比压裂就会导致砂堵。若排量变化幅度较大，缝高会迅速的升高。在具体施工时，一般使用阶梯增排量的方法。

采用数值模拟技术，对缝高、缝宽和排量的关系进行优化，在满足造缝缝宽的条件下，结合现场施工经验，采用变排量的施工工艺，可有效控制裂缝高度的延伸，本区储层埋藏深，加砂难度大，根据数值模拟及施工经验，前置液施工排量3.5～4.0m3·min-1，携砂液施工排量4.0～5.0m3·min-1。

图6 排量-缝高关系模拟曲线Fig.＝6 Displacement height relation simulation curve

2.3.4 前置液多段塞降滤失、控底 首先，前置液段塞是经济有效地降低多裂缝不利因素的方法，支撑剂段塞技术是在泵注前置液的过程中，以较低砂比的形式泵入几段低浓度支撑剂的混砂液，借助水力切割孔眼进行冲刷、打磨，使裂缝表面平滑从而降低近井摩阻，同时对多条裂缝中的部分微小裂缝进行堵塞，保证主裂缝的延伸。

2.3.5 技术应用效果 针对玛湖凹陷储层特征，以提高剖面动用程度、改善支撑剂有效铺置为主体思路，通过组合工艺控底铺砂技术，同时优化射孔层段及施工参数，玛东斜坡区D13井改造后平均日产油21.84m3·d-1，试油3mm油嘴获最高日产油40.55m3·d-1，日产气3.07×103m，试油165d，累计产油2083.11m3取得了较好的改造效果，标志着玛东斜坡三叠系百口泉组勘探首次获得重大突破。

3 结论

（1）针对玛湖凹陷百口泉组低孔低渗储层，储层厚度大，主要油气层位于储层，储层上部存在应力遮挡层，压裂改造中裂缝易向下延伸，支撑剂沉降于储层下部的难点，采用二次加砂，可溶纤维悬砂以及组合控底铺砂技术，实现了对较厚储层的有效动用。

（2）从M131井区的二次加砂技术，拉开了玛北西斜坡勘探的序幕，FN4井区纤维悬砂技术的推广使用，为新区勘探技术埋下了伏笔，到玛东斜坡区推广使用组合控底铺砂技术，实现了玛东斜坡区勘探的突破。伴随着工艺技术的不断完善，实现了储层的有效改造。

（3）玛东斜坡区D13井三叠系百口泉组储层采用纤维悬砂压裂工艺，同时优化射孔层段及施工参数，共进行2井2层储层改造，施工工艺成功率100%，压后2井2层获工业油气流，获油率100%，改造后日产油 21.84m3·d-1，累计产油 2083.11m3，取得了较好的改造效果。

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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

中石油股份公司重点工程技术攻关项目“准噶尔盆地复杂岩性低渗储层试油（含储层改造）配套技术研究”

曾东初（1990-），男，长江大学石油与天然气工程专业硕士研究生，研究方向：钻井工艺与技术。