玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

2019-04-03许江文李建民邬元月

中国石油勘探 2019年2期

许江文李建民邬元月丁坤江洪

（ 1中国石油新疆油田公司工程技术研究院；2中国石油新疆油田公司开发公司）

0 引言

准噶尔盆地玛湖凹陷是一个多层系成藏的大型富烃凹陷。近年来，在二叠系、三叠系致密砾岩油藏勘探不断获得突破，探明石油地质储量达5.2×108t[1-4]。目前主要开发玛北斜坡和玛西斜坡二叠系百口泉组致密砾岩油藏，油藏埋深普遍大于3000m，以玛131井区百口泉组油藏为代表的玛北斜坡致密砾岩油藏物性差、非均质性强、砂体跨度大、油层分布特征差异大、地层能量较弱；以玛18井区百口泉组油藏为代表的玛西斜坡致密砾岩油藏物性较好、油层分布集中、地层能量充足。综合对比，玛北斜坡致密砾岩油藏动用难度明显大于玛西斜坡[5-6]。

玛湖地区的勘探开发始于玛北斜坡。2012年，玛北斜坡玛131井区百口泉组油藏采用水平井分段压裂取得了开发突破，水平井压后自喷生产，但生产压力和产量递减快，持续稳产能力较差。分析原因，一方面是由于对油层品质的差异性认识不足；另一方面，未针对致密砾岩油藏的特性开展相关工艺措施的优选和技术参数的优化，导致水平段油藏动用程度较低，无法支撑水平井的长期稳产、高产。2015年起，在玛131、玛18井区开始探索水平井体积压裂技术以实现开发提质增效，但采用桥塞分段+分簇射孔分压工艺又出现起裂困难、排量受限等施工异常，制约了改造体积的有效扩展，进而影响提产效果，也制约着玛湖致密砾岩油藏的整体动用。

针对以上问题，新疆油田基于地质工程一体化研究平台，在强化地质认识的基础上，剖析玛湖致密砾岩油藏的压裂改造难点，开展地应力和岩石力学分析、地层可压性评价、支撑剂运移与铺置规律等多方向综合研究，完善砾岩地层体积压裂理论体系，针对性地提出了细分切割、逆混合高效造缝、增能蓄能压裂、低成本压裂材料组合等技术措施，在玛131、玛18等井区实施了一系列水平井体积压裂技术试验，挖掘水平井生产潜力，提升水平井体积压裂综合效益，有力支撑了玛湖致密砾岩油藏规模有效开发。

1 致密砾岩油藏地质特征与改造难点

玛湖致密砾岩油藏渗透率较低，覆压渗透率仅0.02～0.45mD；孔隙结构细小，孔隙度小于10%，喉道半径集中分布在0.1～0.3μm，地层流体流动性受限[5-7]。针对此类非常规油气藏，国内外主要采用水平井+体积压裂技术实现有效开发[7-14]。但与国内其他非常规油气藏相比[9-11]（表1），玛湖致密砾岩油藏因其独特的岩性与地质特征，体积压裂仍面临巨大挑战，主要表现在以下4个方面：

表1 国内外典型非常规油气藏与玛湖致密砾岩油藏储层特征对比表Table 1 Comparison between Mahu tight conglomerate reservoirs and typical unconventional reservoirs

（1）砾岩储层天然裂缝不发育、岩石偏塑性、水平两向应力差大（约11～22MPa）。物理模拟实验揭示高应力差下砾岩以绕砾破坏为主，裂缝形态以平面缝为主；裂缝监测也显示压裂形成了非对称的双翼裂缝，难以实现复杂缝网体积改造。

（2）储层埋藏深、砾岩地层起裂机理复杂[15-16]，段内多簇射孔压裂时起裂阶段超压频繁，施工排量受限。而低排量难以实现多簇裂缝的起裂与延伸，影响造缝效果，降低了对储层的切割程度，影响压裂改造效果。

（3）砾石含量高、粒径变化大，裂缝缝面粗糙，支撑剂运移规律复杂[17]；含油层底部无遮挡，人工裂缝纵向延伸不受控；闭合应力高、岩石偏软，支撑剂嵌入严重。3种因素相叠加，影响了人工裂缝的有效支撑。

（4）玛西斜坡地层压力系数高，原始地层能量较强，自喷生产和持续生产能力较好；但玛北斜坡压力系数较低，原始地层能量较弱，自喷生产和持续生产能力相对较差，转抽后受应力敏感影响产量波动大。压裂需大液量注入，补充地层能量，提升长期稳产能力。

玛湖砾岩致密油是国内致密油开发的新领域，简单地移植、套用国内外非常规资源成型开发技术无法实现有效动用，必须针对储层特性开展理论研究和技术攻关，配套致密砾岩油藏水平井体积压裂技术模式及工艺参数，才能实现玛湖致密砾岩油藏经济有效开发。

2 致密砾岩油藏水平井体积压裂技术

针对玛西斜坡、玛北斜坡砾岩油藏地质特征与改造难点，不断拓宽体积压裂认识，基于非常规油气藏“缝控储量”的理念[8]，集成了致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列，水平井增产稳产效果显著提升，有效推动了玛18、玛131、风南4等井区砾岩油藏规模效益开发动用。

2.1 水平井细分切割体积压裂技术

玛湖致密砾岩储层属低孔、特低渗透储层，启动压力梯度为0.017～0.14MPa/m，明显高于国内其他低渗透油藏。启动压力梯度越高的储层，地层条件下原油流动性差，对裂缝的依赖性越强[18-20]。而玛湖砾岩油藏人工裂缝以两翼缝为主，在单位体积内增加人工裂缝数量，通过细分切割储层，缩短地层流体向裂缝的流动距离是提高储层动用体积和单井产量的有效手段。

同时，考虑到玛北斜坡百口泉组油藏的启动压力梯度0.14MPa/m与玛西斜坡百口泉组油藏的启动压力梯度0.017MPa/m存在数量级差异，因此玛北斜坡百口泉组油藏需要更密集的切割程度，水平井段人工裂缝间距应小于玛西斜坡百口泉组油藏，压裂工艺应进行差异化设计。

以玛北斜坡百口泉组油藏为例，开展井间距300m、水平段1000m、不同裂缝间距条件下的储层含油饱和度变化模拟。投产3年后油藏动用效果模拟显示，裂缝间距70m时，有效控制面积仍在主缝附近，缝间有效动用程度较低（图1a）；裂缝间距35m时，缝控面积增加，储层含油饱和度整体降低，形成连片控制动用（图1b）。

图1 不同裂缝间距压裂生产3年后含油饱和度对比图Fig.1 Oil saturation distribution after three years of production at different fracture spacings

产量模拟对比也显示，在不考虑启动压力梯度的情况下，裂缝间距从70m缩小至35m后，单井投产前3年累计产油量提高了近35%（图2）。

图2 不同裂缝间距压后累计产油量变化对比图Fig.2 Cumulative post-fracturing oil production at different fracture spacings

由此，确立了固井桥塞分簇射孔分压工艺，段内2～3簇射孔，玛北斜坡百口泉组油藏裂缝间距由勘探评价阶段的近70m缩小到30m左右，玛西斜坡百口泉组油藏裂缝间距优化到40m左右。井下微地震监测显示，改造区域裂缝形态以条带状展布，波及带宽覆盖整个压裂井段（图3），最终达到了最大限度地提高裂缝的复杂性及改造体积的目标。

图3 玛湖水平井细分切割体积压裂微地震监测结果图Fig.3 Micro-seismic monitoring of horizontal-well subdivided volume-fracturing in the Mahu oilfield

2.2 大排量逆混合高效造缝技术

2.2.1 大排量逆混合压裂泵注工艺

北美致密页岩油气主要采用滑溜水连续加砂实现规模效益开发，而玛湖致密砾岩油藏人工裂缝缝面粗糙度大，压裂裂缝延伸路径曲折，缝内支撑剂运移规律复杂，无法简单套用全程滑溜水加砂工艺。基于玛湖砾岩油藏的物理模拟实验结果，砾石主要对裂缝起裂、扩展初始阶段产生影响，滑溜水具有低黏度特性，大排量滑溜水前置造缝可以在近井地带提高裂缝复杂程度。因此，玛湖水平井开发初期试验滑溜水+瓜尔胶复合压裂工艺，探索形成具备一定复杂性的人工裂缝，以提升改造的有效性。

而现场实践反映，滑溜水造缝时施工压力较高、超压频繁，施工排量提升困难，不但影响了施工进程（图4），而且对人工裂缝的起裂也造成较大影响。分析原因认为，滑溜水黏度低、滤失量大，在砾岩地层近井地带形成的裂缝宽度较窄；同时砾岩物理模拟实验表明，射孔深度较浅及分簇射孔可能增加流体摩阻，且液体在砾岩中存在绕流现象，增加了近井筒区域裂缝复杂程度。两因素综合作用，造成施工压力居高不下、排量提升困难，导致了人工裂缝无法形成有效延伸。

图4 玛湖水平井滑溜水+瓜尔胶复合压裂施工曲线图Fig.4 Composite fracturing construction curve of horizontal-well slick-water + guar fracturing in the Mahu oilfield

鉴于此，针对不同压裂液体系的优势特性，在起裂阶段利用瓜尔胶的高黏、低滤失特性，采用黏度为150～200mPa·s的交联瓜尔胶高效起裂主缝，并配合段塞处理建立足够的缝宽以降低施工压力；达到设计施工排量后，再采用黏度为5～6mPa·s的滑溜水开展后续造缝施工。优化形成了“瓜尔胶起缝+滑溜水造缝+瓜尔胶携砂”的逆混合压裂工艺，既实现主裂缝的充分延伸，又实现主缝波及范围内含油孔隙空间的充分连通。

现场实施情况显示，采用以上逆混合压裂工艺后，瓜尔胶压裂排量可以提升至8m3/min以上，滑溜水压裂排量可以提升至9.8m3/min左右（图5），有效降低了施工难度，确保了裂缝起裂和延伸，从而增加了裂缝与油藏的有效接触面积。2018年施工排量继续提升，实现了5000m井深水平井、单段3簇射孔12m3/min排量施工作业，达到了现有井筒条件施工极限（井口限压85MPa）。

图5 玛湖水平井逆混合压裂施工曲线图Fig.5 Composite fracturing construction curve of horizontal-well inverse mixing fracturing in the Mahu oilfield

2.2.2 段塞+连续注入组合加砂工艺

国内外研究表明[15-16，21]，砾岩地层的砾石含量越高、粒径变化越大，裂缝缝面越粗糙，支撑剂运移和铺置规律较砂岩和页岩地层更复杂；同时玛湖砾岩油藏岩石杨氏模量为20～25GPa，泊松比为0.22～0.25，地层偏软导致支撑剂嵌入，影响了人工裂缝的有效导流能力，因此该类油藏对支撑剂的铺置要求较高。

玛湖凹陷发育多个扇体，不同斜坡区油藏由于成藏机制不同[4，22]，油藏特征和储层特征差异较大。如玛西斜坡玛18井区百口泉组油藏主力油层砂体跨度小、顶底为泥岩，支撑剂在油层铺置较好；而玛北斜坡玛131井区百口泉组二段（T1b2）油藏砂体跨度大，呈现砂体上部百二段一砂组（T1b21）为油层、中下部百二段二砂组（T1b22）为致密非油层的地层分布特征（图6），两层岩性一致，层间无岩性与应力遮挡。采用常规压裂工艺，人工裂缝纵向延伸不受控，支撑剂的沉降会影响油层中人工裂缝的有效支撑。

图6 玛131井区玛X5井百二段（T1b2）综合解释成果图Fig.6 Comprehensive interpretation of T1b2 in Well MaX5, Wellblock Ma131

针对以上问题，通过系统的携砂性能评价实验研究，揭示了不同携砂液体中支撑剂的缝内沉降规律和不同注入方式下支撑剂的缝内沉降规律，从而为通过优化加砂工艺改善支撑剂铺置和提高铺置浓度奠定了基础。

2.2.2.1 不同携砂液体中支撑剂的沉降规律

低黏液体主要依靠压裂液在裂缝内的湍流实现动态携砂，在模拟现场4m3/min的排量下注入，支撑剂易发生缝内沉降，只有将排量提升至模拟现场8m3/min的水平，才能减缓支撑剂的沉降；而高黏液体携砂能力显著高于低黏液体，在低排量下也不易发生沉降。

将转化后的拟南芥种子进行春化并播种在含有潮霉素(Hygromycin B)的MS培养基上，23℃下培养10 d，将筛选出的生根抗性苗移栽到无抗板上，待其长出4 ～ 6片叶后移至土中，提取叶片DNA进行PCR鉴定。将野生型及含promoter-DGAT2-pCAMBIA1304的拟南芥 T2代苗的根、茎、叶、花、果荚和种子置于含有5-溴-4氯-3-吲哚葡萄糖苷(X-β-D-glucuronide)的GUS染液中，37℃避光保温24 h，充分染色后分别采用50%、75%、90%及无水乙醇依次脱色并在体式显微镜下拍照。

2.2.2.2 不同注入方式下支撑剂的沉降规律

鉴于高黏液体较好的携砂性能，主要开展携砂能力较差的低黏液体在不同注入方式下支撑剂的沉降研究。实验表明，连续携砂注入条件下，支撑剂进入裂缝后迅速沉降形成砂堤，往裂缝远端推进距离有限；而采用段塞式注入，前一段塞注入形成的砂堤在后一段塞注入过程中会逐步向前推进。

鉴于此，优化形成滑溜水低砂比段塞加砂与冻胶高砂比连续加砂相结合的加砂工艺。针对油层底部无明显岩性和应力遮挡的情况，在前置造缝阶段采用滑溜水段塞式携砂方式加砂，支撑剂迅速沉降形成砂堤，并随着段塞的逐步加入，砂堤逐步向裂缝远端推进，从而构筑底部高应力遮挡层，阻止裂缝向下延伸（图7）。

而针对支撑剂嵌入问题，采用冻胶高砂比连续加砂，提升支撑剂向远端的输送能力，并提高人工裂缝单位面积上支撑剂的铺置厚度，保证裂缝导流能力。

图7 玛131井区百二段（T1b2）压裂人工裂缝延伸形态对比图Fig.7 Before and after comparison of created fracture propagation shapes in T1b2, Wellblock Ma131

综上，大排量逆混合压裂注入工艺与加砂工艺相结合形成砾岩地层高效造缝技术。采用瓜尔胶确保裂缝有效起裂，达到设计排量后，采用滑溜水按照阶梯提升砂浓度的方式段塞式加砂，段塞砂量达到单段砂量的25%～30%后，改为冻胶高砂比连续加砂（图5）。现场应用该项技术，既显现出较强的适应性，又保证了施工的平稳运行。

2.3 大规模增能蓄能压裂技术

相对于玛湖其他区域，玛北斜坡致密砾岩油藏的地层压力系数偏低，约为1.0～1.26。前期水平井实施分段改造，压裂规模相对较小，压后虽然获得较高的初期产量，但随着生产时间的延长，地层能量逐渐消耗，压力、产量递减较快，自喷生产和稳产能力较差，直接影响了油田开发效果和经济效益。

图8 不同压裂规模下压后孔隙压力分布图Fig.8 Pore pressure distribution at different fracturing scales

自2015年起，在玛131、风南4等井区的水平井先后推广应用前置滑溜水压裂和滑溜水段塞式加砂工艺，大液量滑溜水替代瓜尔胶入井，滑溜水占比提高到了近70%，从而将水平井压裂液注入强度提高一倍，从勘探评价阶段的8.0m3/m提高至17.5m3/m。生产效果显示，随着入井液量的逐渐增加，水平井的压降速率明显降低（图9）；同时，水平井累计产量逐步提高，且生产时间越长，增产趋势越明显（图10）。

图9 玛131井区水平井压降速率对比图Fig.9 Pressure drop comparision between before and after fracturing in horizontal wells, Wellblock Ma131

图10 玛131井区水平井压裂液注入强度与累计产量对应关系图Fig.10 Correlation between fracturing fluid injection intensity and cumulative production of horizontal wells in Wellblock Ma131

3 现场应用情况及效果

自2015年起，集成的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术在玛湖地区推广应用86井次。采用固井桥塞分簇射孔分压工艺，满足了井深6000m以内、水平段长2000m以内5in套管固井水平井的改造要求，最大井深达到6008m，最大水平段长度达到2022m；水平井压裂裂缝间距由早期70m降至30m左右，储层改造程度更加充分；滑溜水比例提高至70%以上，大量液体注入地层，维持地层能量，最大压裂液量近40000m3，最大支撑剂量为2400m3。

在此基础上，致密砾岩油藏水平井体积压裂改造后产量持续突破，稳产能力持续加强。目前，玛湖地区已累计投产水平井86口，均可以自喷生产；其中86%的井峰值日产油超过40t（图11），最高达117.7t；单井300天平均累计产量达到8589t（图12），产量最高的水平井800天累计产油28500t，展现出持续、稳定的生产能力。