二连盆地不同沉积环境储层高效改造技术

史原鹏， 程晓东， 姜 伟， 李林波， 何春明， 才 博

(1.中国石油华北油田分公司勘探事业部，河北任丘 062552；2.中国石油勘探开发研究院压裂酸化技术服务中心，河北廊坊 065007)

二连盆地位于内蒙古自治区中部，是古生界基底上发育起来的中生界裂谷盆地，沉积地层以白垩系为主，盆地分割性强，由50多个凹陷组成，每一个凹陷都是一个独立的沉积单元，盆地沉积相带窄、储层沉积环境变化快，储层以低孔低渗为主[1-3]。之前该盆地油层改造多采用“一井一策”设计方案，如：才博等人[4]针对二连盆地致密油伤害，提出了清洁压裂液、低前置液比例、变液性和高砂比等技术；冯兴凯等人[5]对压裂工艺及压裂难点进行了分析，采取了适时调整、台阶式增加排量、楔形追加破胶剂、强制闭合裂缝、多段加砂、欠顶替技术等针对性措施；赵安军、蒋廷学等人[6-8]提出了综合控缝高技术和前置液投球技术，提高了单井改造效果。但之前的改造设计多以施工过程为导向，着眼于近井筒，对油藏宏观地质特性考虑较少，缺乏改造与油藏储层的匹配研究。为此，笔者以二连盆地具有代表性的巴音都兰凹陷为例，通过分析沉积相带、微相储层的纵横向展布特点、储层空间特征等地质、油藏条件，以及储层改造难点，提出了针对不同沉积环境储层的改造方案，形成了不同沉积环境储层高效改造技术，该技术现场应用了25井次，压裂后平均增液2.1倍，取得了很好的储层改造效果。

1 沉积相类型及储层改造难点

1.1 沉积相(微相)类型

通过观察与描述已钻井岩心，在实验室观察薄片，结合宏观沉积、构造背景研究结果，发现巴音都兰凹陷北洼槽主要目的层阿尔善组发育有扇三角洲、近岸水下扇和浊积扇等3种相类型，这3种沉积相可细化为扇三角洲前缘等8种亚相和扇三角洲前缘水道等16种微相，其中扇三角洲前缘水道、近岸水下扇相的扇中水道及浊积扇中扇的辫状沟道是该区域内主要的微相类型[9-13](见表1)。

表1巴音都兰凹陷北洼槽主要砂体沉积相划分

Table1SedimentaryfaciesdivisionofmainsandbodiesinthenorthtroughoftheBayindulanSag

相亚相微相代表井扇三角洲扇三角洲前缘水道巴101X井,巴77X井浊积扇中扇辫状沟道巴23井近岸水下扇扇中扇中水道巴92X井

1.2 储层特征

不同沉积相带储层的特征具有明显差异，主要表现在储层砂体在三维空间展布、储层厚度、岩性、填隙物类型及含量、孔隙度和渗透率等方面，见表2。

表2 巴音都兰凹陷北洼槽主要沉积相(微相)储层特征Table 2 The characteristics of main sedimentary facies (microfacies) in the north trough of Bayindulan Sag

1.3 储层改造难点

结合表2和前期改造情况，总结了不同沉积相带的储层改造难点。

扇三角洲前缘水道储层改造难点：1)改造段的跨度以及储层厚度较大，实现改造段纵向充分改造的难度大；2)特低渗储层对伤害较为敏感，对储层改造工作液的低伤害性要求高；3)物性较差，天然裂缝发育，充分利用天然裂缝，是获得高产的关键；4)多段射孔裂缝复杂，施工规模较大，存在砂堵的风险。

浊积扇中扇辫状沟道储层改造难点：1)储层厚度薄，隔层遮挡性不强，缝高难控制；2)储层致密、物性差，层内非均质性强；3)岩石塑性特征强(杨氏模量1.6×104MPa，泊松比0.22)，缝宽不易扩展。

近岸水下扇扇中水道储层改造难点：1)改造段的跨度以及储层厚度较大，实现改造段纵向充分改造的难度大；2)微孔占主导地位，且连通性较差，裂缝是主要的储集空间和流动通道，需要沟通更多的裂缝系统；3)低孔特低渗储层对伤害较为敏感，对储层改造酸液及压裂液低伤害性的要求高。

2 不同沉积环境储层高效改造技术

根据沉积相(微相)类型的划分和对不同微相储层纵横向的展布特点、岩石类型、储层空间特征分析结果，提出了完善适合各沉积环境储层的改造方案，形成了不同沉积环境储层高效改造技术。

2.1 扇三角洲前缘水道厚层压开程度的提高

2.1.1 改进的二次加砂模式

二次加砂是通过大排量施工充分压开储层[14]，即在第一次加砂后停泵，使支撑剂充分沉降在裂缝下端，再进行第二次加砂压裂以提高裂缝上部的支撑，同时通过返排制度——强制裂缝闭合以优化支撑剂纵向铺置。

在常规二次加砂的基础上，通过改变液性(液体黏度)、支撑剂粒度及密度，达到裂缝纵向上更好地铺置支撑剂的目的。具体来说，第一次加砂采用低黏液体，较大粒径、中高密度支撑剂，使支撑剂在裂缝中能够更快地沉降，铺置在裂缝下层；第二次加砂采用较高黏度液体，较小粒径、中低密度支撑剂，使支撑剂在裂缝上部的铺置更好。通过改进二次加砂模式，可提高支撑剂在整个裂缝内的铺置程度，改善纵向改造程度。

2.1.2 低伤害压裂液

为降低瓜胶压裂液中残渣和残胶带来的伤害，应进一步降低瓜胶和残渣的含量，将瓜胶质量分数由0.45%降至0.35%，残渣由226 mg/L降至158 mg/L。

为研究黏土膨胀和运移带来的伤害，对该类储层岩心进行了清水浸泡前后定点扫描电镜试验，结果表明，浸泡后岩心存在黏土脱落和膨胀现象，造成有效孔隙及喉道变小。因此，需要采用复合防膨技术，以降低压裂液对地层的伤害[4-5,15]。同时，为最大程度地沟通裂缝，获得更大的改造体积，需采用复合压裂改造模式，利用低黏度滑溜水的深穿透特征，探测裂缝深度，沟通裂缝发育带，进一步提高产量。

2.2 浊积扇中扇辫状沟道低渗薄层控缝高、防嵌入

2.2.1 控制净压力施工模式

浊积扇中扇辫状沟道相储层厚度较薄，隔层遮挡性不强，应力遮挡也较弱，故难以将水力裂缝控制在有效储层内，易导致缝高失控；同时，由于在高度上过度扩展，而水力裂缝长度较短，难以沟通到储层深部，导致改造无效。控制净压力施工，就是通过优化施工排量和压裂液黏度，达到控制裂缝内净压力的目的，将水力裂缝控制在储层内，同时保障水力裂缝在长度方向的扩展[16]。

进一步优化压裂液配方，采用0.35%瓜胶压裂液，将压裂液黏度控制在150 mPa·s左右，并将施工排量控制在4.5～5.0 m3/min，以利于控制裂缝内净压力。

2.2.2 “变粒径支撑剂+中幅砂比”施工

通过支撑剂在岩石中的嵌入深度试验可知，对于同一地层，使用不同粒径组合的支撑剂，可以有效减少支撑剂的嵌入和破碎。40 MPa下，20/40目陶粒嵌入深度0.328 mm，若将40/60目陶粒与20/40目陶粒等体积组合，嵌入深度减少至0.198 mm。通过采用“小粒径+中粒径”的中密度、中强度陶粒的变粒径支撑剂，减少支撑剂在塑性地层中的嵌入和破碎；并采用中幅砂比施工，延长施工时间，不过分追求高砂比，保证水力裂缝具有中等导流能力。

2.3 近岸水下扇扇中水道体积酸压与加砂压裂复合

2.3.1 体积酸压与加砂压裂复合

近岸水下扇扇中水道相储层脆性矿物含量高、脆性好，天然裂缝发育，各向异性不明显，应力差值小，具备体积压裂形成复杂缝网的条件。

通过初期注入清洁酸液，溶蚀方解石、白云石胶结物，降低破裂压力的同时形成高导流裂缝；通过大排量注入大液量的滑溜水，充分激活沟通天然裂缝，形成复杂缝网[17-19]，同时利用低黏度滑溜水的渗吸置换作用，进一步置换裂缝系统中的油；最后，注入高黏度携砂液，提高主缝的支撑能力和井筒区域的水力裂缝导流能力。

2.3.2 液体复合技术

优化压裂液配方，采用酸化压裂与水力压裂相结合的改造模式[20-21]。前期采用清洁酸酸压造缝有利于降低施工压力，又有利于提高裂缝导流能力；同时，酸液所具有的缓速性能也能溶蚀压裂后人工裂缝内的残胶，进一步降低压裂改造的伤害。采用不同液性、不同黏度的压裂液，达到多级注入、复合改造的目的。

3 现场应用

不同沉积环境储层高效改造技术在二连盆地巴音都兰凹陷北凹槽应用25井次，压裂后平均增液2.1倍，总体应用效果明显。下面以3口典型井为例，分别对扇三角洲前缘水道厚层提高压开程度(巴101X井)，浊积扇中扇辫状沟道低渗薄层控缝高、防嵌入(巴75井)，近岸水下扇扇中水道体积酸压与加砂压裂复合(巴92X井)的应用效果进行分析。

3.1 巴101X井

不同沉积环境储层高效改造技术在巴101X井1 929.00～2 040.00 m井段进行了应用，目的是在厚层提高压开程度。通过测井资料计算了该井的地应力剖面，计算得到其地应力梯度在0.019 MPa/m左右。从储层地应力剖面计算结果得知，该井改造段上下都没有明显的应力遮挡层，裂缝可能延伸到非储层区域。采用改进二次加砂模式施工，以提高储层的动用程度和改造力度，从纵向上压开所有储层，同时改善支撑剂铺置剖面。

巴101X井二次加砂压裂施工曲线见图1。该井采用套管环空压裂，使用低浓度瓜胶压裂液750.8 m3，加入陶粒支撑剂75.6 m3；排量5.8～7.6 m3/min，平均砂比23%。从油管压力反映的净压力曲线可以看出，净压力对数曲线斜率为0，表明水力裂缝稳定延伸。

图1 巴101X井二次加砂压裂施工曲线Fig.1 Secondary proppant adding fracturing curves of Well Ba 101X

通过微地震监测可知，二次加砂压裂形成250.00～310.00 m的波及范围，主体裂缝垂深1 902.00～1 968.00 m，起到了提高储层纵向动用程度的目的；波及体积195.00×104m3，改造体积71.55×104m3，达到了立体改造的目的。该井压裂后放喷求产，油压4.0 MPa，套压3.9～3.0 MPa，日产油量119.44 m3，增油278倍，增液292倍。

3.2 巴75井

不同沉积环境储层高效改造技术在巴75井1 919.40～1 925.60 m井段(厚度6.20 m，共4层)进行了应用，目的是低渗薄层控缝高、防嵌入。通过测井资料计算了该井的地应力剖面，由地应力剖面可知，目的层上下遮挡性较差，裂缝缝高的控制难度大，因此注前置液初期排量不宜过高，注携砂液阶段可根据施工过程中压力的变化适当调整排量。

为研究巴75井岩石力学性质并优选支撑剂类型，对取自该井应用段的岩心进行了三轴岩石力学试验，结果见表3。

表3 巴75井岩心三轴岩石力学试验结果Table 3 Tri-axial rock mechanics test results of Well Ba 75

从表3可以看出，储层岩石杨氏模量低，岩石较软、塑性较强，支撑剂的嵌入伤害导致有效导流能力较低，采用“20/40目+40/60目”复合陶粒能减少支撑剂在岩石中的嵌入。

巴75井改造段使用0.35%瓜胶压裂液233.7 m3，加入陶粒支撑剂20.1 m3(20/40目与40/60目复合)，砂比20%，排量4.5 m3/min。该井压裂后日产油量8.94 m3，是邻井的1.5～2.0倍。

3.3 巴92X井

不同沉积环境储层高效改造技术在巴92X井2 475.80～2 514.00 m井段进行了应用，进行的是体积酸压与加砂压裂复合，改造段主要以白云质粉砂岩为主。

3.3.1 溶蚀试验

为优化配制高溶蚀率的酸液，用取自巴92X井2 475.80～2 514.00 m井段的岩心进行了溶蚀试验，结果见表4。

表4 巴92X井岩心溶蚀试验结果

由表4可知，酸液对岩心的溶蚀作用较强，其中仅加盐酸时岩心的溶蚀率在20%左右，加土酸后岩心的溶蚀率不断增大，10% HCl+3%HF 条件下岩心的溶蚀率超过了45%。综合考虑酸液的溶蚀及其对岩石骨架的破坏，建议基础酸液配方选用10% HCl+2%HF。

3.3.2 加砂压裂

储层改造用液量909.06 m3，其中前置酸液+滑溜水426.72 m3，主加砂冻胶压裂液305.59 m3，加入陶粒支撑剂65.58 m3。排量3.22～5.65 m3/min，平均砂比19%。

二次加砂压裂形成260～300 m的波及范围，波及体积660×104m3，改造体积144.3×104m3。该井压裂后日产油量5.19 m3，日产水量10.21 m3。

巴92X井试油时产水量1.55 m3，未产油，而其他邻井试油都有一定产油量；地层压力系数0.97，而邻井压裂系数都在1.01以上。巴92X井的物质基础与地层条件较邻井差，但应用不同沉积相油藏高效改造技术后，该井产量与邻井相当，见表5。

表5 巴92X井与邻井物性及改造效果对比Table 5 Physical properties and fracturing effect comparison on Well Ba 92X and offset wells

4 结 论

1) 对巴音都兰凹陷北洼槽沉积微相储层特征进行了分析，针对沉积相相变快、类型复杂的储层，提出了不同沉积环境储层高效改造技术。该技术现场应用效果良好，不仅可在二连盆地推广应用，也对不同凹陷相同沉积相带的油层改造具有借鉴价值。

2) 针对扇三角洲前缘水道相储层，提出了厚层提高压开程度改造模式，采用改进的二次加砂压裂提高储层纵向改造程度，用低伤害压裂液降低储层伤害，解决了厚层动用问题。

3) 针对浊积扇中扇辫状沟道储层，提出了低渗薄层控缝高压裂模式，通过控制施工排量及压裂液黏度控制缝内净压力，实现控制缝高增长，保障裂缝在长度方向上扩展；采用变粒径支撑剂及中等砂比加砂施工，可解决支撑剂嵌入导致的裂缝有效导流问题。

4) 针对近岸水下扇扇中水道相储层，提出了白云质特低渗体积酸压与加砂压裂复合模式，该模式充分沟通天然裂缝系统，利用低伤害的酸液和压裂液解决储层伤害问题。

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