二连盆地乌兰花凹陷花岗岩储层改造技术研究及应用

赵政嘉，顾玉洁，史原鹏，吴 刚，成 捷，李 凯，张智勇

(1.中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552；2.北京斯迪莱铂油气技术有限公司，北京 100176)

乌兰花凹陷位于二连盆地南部，是二连油田近年来重点勘探的新凹陷之一。目前为止，乌兰花凹陷已有四十余口井钻遇花岗岩储层，70%以上见油气显示。总体来看，乌兰花凹陷花岗岩储层分布较广，属于低孔特低渗储层[1-5]。分析花岗岩储层特点与改造难点，通过室内研究及现场应用，选择针对性强的压裂改造工艺技术，提高花岗岩储层压裂改造效果，对乌兰花凹陷花岗岩的勘探开发具有重要意义。

1 区块地质概况

乌兰花凹陷位于内蒙古自治区乌兰察布市，构造隶属温都尔庙隆起的中北部，面积约600 km2，最大埋深3 000 m。凹陷东部发育NE向的边界断层，具有良好的聚油背景。东部为物源区，露头区发育有早期补给通道。物源母岩为花岗岩，储层成分成熟度高，储层位于裂缝发育带，储层条件有利，潜山受断层夹持形成的垒块，圈闭潜山形态更为完整，成藏条件有利[6-7]。

2 花岗岩储层特征

2.1 岩性特征

利用XRD分析了研究区域的花岗岩岩芯，主要矿物成分为钾长石、钠长石和石英；次要矿物成分为白云石和方解石。其中，钾长石含量为23.4%～76.7%，平均为41.8%；钠长石含量为11.1%～46.5%，平均为32.6%；石英含量为8.0%～36.2%，平均为16.3%(表1)。这反映出花岗岩储层矿物以长石为主，为微裂缝和溶蚀孔隙的发育提供了物质基础。

表1 岩石矿物组分Table 1 Rock mineral composition

2.2 物性特征

表2为物性实验所得孔深特征参数。由表2可知，岩芯孔隙度最大为4.84%，最小为3.01%，平均为3.72%， 渗透率最大为0.0446×10-3μm2， 最小为0.0049×10-3μm2，平均为0.017×10-3μm2。这反映出花岗岩储层岩石致密，渗透性差，表现出低孔(特)低渗的特征。

表2 孔渗特征参数Table 2 Perforation feature parameters

2.3 孔隙结构特征

图1为Lan18井岩芯宏观和微观显示图。由图1可知，花岗岩储层的储集空间和渗流通道主要有微裂缝和溶蚀孔[8-9]。裂缝及溶蚀孔被方解石、沥青质和原油等充填或半充填。微裂缝对花岗岩储层的渗流能力有极其重要的影响，储层中单个的溶蚀孔隙主要依靠微裂缝进行沟通，一旦微裂缝在应力作用下发生闭合或被水相圈闭，孔隙中储集的油气将无法采出(图1)。

图1 Lan18井岩芯宏观和微观显示图Fig.1 Macroscopic and microscopic photograph ofcore of Lan18 well

2.4 裂缝产状

图2为Lan47井FMI成像测井与岩芯观察对比图。由图2可知，花岗岩储层溶孔及微裂缝发育，天然裂缝倾角在50～85°之间，主要为斜交缝和高角度缝；溶蚀孔洞分布较为分散，连通性差[10]。将对应井段岩芯作了对比，结果证实二者的判别结果吻合，结果可信。

3 花岗岩储层改造难点分析

3.1 杨氏模量高，抗压强度大，裂缝宽度窄，易砂堵

图2为根据Kaiser效应岩芯试验所得岩石力学参数[11-13]。由表3可知，岩石杨氏模量为31 530 MPa，泊松比为0.120，抗压强度为122.531 MPa，脆性指数为0.516，具有一定的脆性，压裂时利于形成复杂裂缝网络，导致压裂裂缝缝宽较窄，易砂堵。

图2 Lan47井FMI成像测井与岩芯观察对比图Fig.2 Comparison of Lan47 well FMI imaging loggingand core observation

3.2 天然微裂缝发育，开启后易闭合，降低储层渗流能力

花岗岩储层属于裂缝性储层，天然微裂缝发育，压裂施工开启后易闭合，堵塞储层主要渗流通道，降低储层的渗流能力。施工过程中需要考虑支撑剂加入方式，同时匹配裂缝缝宽与支撑剂粒径的关系。

3.3 储层基质致密，物性差，整体贡献率差

花岗岩储层基质的渗透率小于0.1×10-3μm2，有效孔隙度小于5%，反映出油藏基质向裂缝供油气能力差，压裂后初期产量较高，但有效期短。这就要求尽量沟通更多的天然裂缝系统，构建复杂裂缝网络，提高改造体积。

表3 岩石力学参数Table 3 Rock mechanics parameters

4 花岗岩储层改造技术探讨

根据花岗岩储层的地质特征和岩石力学特征，采取了一系列配套的压裂改造措施[14]。

4.1 压裂液优化

经过室内实验精细评价和论证，优选出最终的压裂液配方，稠化剂浓度选用0.35%JK低伤害超级瓜尔胶。利用MARS40流变仪测定0.35%瓜尔胶压裂液耐温耐剪切性能，实验结果表明，该体系在100 ℃，170 s-1条件下具有较好的耐温耐剪切性能，剪切120 min后表观黏度基本保持在150 mPa·s以上，且破胶后残渣含量仅为167 mg/L，极大地降低了对储层的伤害，可满足现场施工要求。

4.2 不同粒径支撑剂组合技术

对于加砂压裂施工，只有当裂缝宽度与支撑剂粒径的比值达到一定要求后，加砂才能顺利进行。砂比增加，要求比值增大。在相同缝宽下，满足小粒径支撑剂施工时的砂比高于大粒径支撑剂的砂比，小粒径支撑剂施工难度小[15]。为了降低施工风险，提高压裂成功率及支撑裂缝导流能力，采用流动性较好的0.106～0.212 mm陶粒支撑狭窄裂缝区域，0.212～0.425 mm和0.300～0.600 mm陶粒支撑裂缝条件较好区域的支撑剂注入技术。既满足了施工要求，又提供了足够的裂缝导流能力。室内裂缝导流能力试验，在不同闭合压力下，对比0.106～0.212 mm、0.212～0.425 mm和0.300～0.600 mm陶粒单粒径和按1∶6∶3方式组合的导流能力，适当比例的组合支撑剂在导流能力和抗压能力上都能显示一定的优势。考虑到导流能力的大小及现场施工加砂的难易程度，采用全粒径支撑剂组合方式较为合适(图3)。

4.3 缝网压裂技术

乌兰花凹陷花岗岩储层具有天然裂缝发育、杨氏模量高、脆性明显等特点。根据花岗岩储层特点，借鉴非常规油气缝网压裂改造思路，采用复合压裂液技术，沟通更多的天然裂缝，形成主缝及分支缝，最终形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而最大限度提高储层改造程度。同时，结合全粒径支撑剂组合注入技术，既保持了主裂缝的高导流能力，又降低了加砂难度，最终实现了全尺度裂缝支撑，充分解放分支裂缝及微裂缝的产能[15-17]。

5 现场应用

该区块已完成多口井花岗岩储层的体积压裂改造，增产效果均较为显著。以Lan47井为例，通过其现场应用和裂缝监测结果，可以看出体积压裂具有良好的改造效果，获得较高的初期产量(图4)。

图3 不同粒径支撑剂组合导流能力对比图Fig.3 Comparison of flow conductivity ofdifferent particle size supports

图4 Lan47井压裂裂缝三维分布图Fig.4 Three-dimensional distribution offracturing cracks of Lan47 well

Lan47井改造井段2 116.20～2 198.75 m，具有低孔特低渗、天然裂缝发育等特点，压裂施工采用提高基质贡献率、降低压裂液储层伤害等工艺技术。Lan47井前置液阶段前期采用滑溜水起裂，中期采用线性胶增加缝宽及分支缝，后期选用冻胶形成主缝；携砂液阶段采用优选的组合粒径支撑剂注入；全尺度支撑及复合压裂改造工艺技术进行施工。共注入液体958.7 m3，其中，滑溜水342.6 m3，线性胶217.7 m3，冻胶398.4 m3；注入陶粒砂量为70.07 m3，其中，0.106～0.212 mm粒径陶粒砂量为7.0 m3，0.212～0.425 mm粒径陶粒砂量为44.0 m3，0.300～0.600 mm粒径陶粒砂量为19.07 m3，平均砂比20%。施工压力28.54～31.39 MPa，主压裂施工排量9.68～10.44 m3/min。该探井压裂后产油量为12.75 m3/d，达到工业油流标准。压裂后微地震监测结果证明，储层改造体积达到2.38×106m3，取得了良好的增产改造效果，对乌兰花凹陷花岗岩勘探开发具有重要的指导意义。

6 结 论

1) 充分利用天然裂缝，提高油藏的改造体积，扩大裂缝与油藏的接触面积，有利于花岗岩裂缝性储层的有效开发。

2) 复合压裂液技术结合全粒径支撑剂组合技术，既保持了主裂缝的高导流能力，又降低了加砂难度，最终实现了分支缝及微裂缝的产能释放。

3) 裂缝性花岗岩储层综合改造技术取得成功应用，增产效果显著，对类似储层的改造具有很好的借鉴和指导意义。