巴彦河套盆地片麻岩储层改造工艺研究及应用

2020-07-13王孝超陈猛如赵政嘉赵伟峰

中国矿业 2020年7期

李凯，王孝超，陈猛如，赵政嘉，张辉，赵伟峰，魏凯

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

基岩油气藏属于特殊类型的油气藏。据统计，全球已有超过300个盆地中发现了基岩油气，基岩油气藏石油储量为5 048×108t，天然气储量为2 681×108m3[1]，开采前景十分可观。国内渤海湾盆地辽河坳陷、冀中坳陷太古界花岗岩和变质岩油气藏储量规模达数亿吨，海拉尔盆地布达特群变质岩储层储量达0.8×108t[2]。基岩油气藏在国内分布广泛，储量丰富，可作为部分油田增储保产的重要保证。片麻岩作为一类变质岩，广泛的分布于基岩油气藏中，可成为一类优势储集体[1-3]。

巴彦河套盆地自1979年以来勘探成效并不理想，一直未获工业性突破。2017～2018年发现古近系、白垩系、太古宇3套含油层系见良好的油气显示，并获得工业油流，实现了临河坳陷油气勘探的重要发现。其中吉兰泰潜山构造区太古宇片麻岩储层埋藏浅(小于3 000 m)、构造背景好，可实现低成本、高效快速勘探，并以此带动临河坳陷整体勘探部署[4]。潜山片麻岩储层受岩性的影响和储集类型的限制，常规的砂泥岩压裂改造工艺和碳酸盐岩酸压改造均不适合片麻岩储层改造[5]。本文分析了巴彦河套盆地吉兰泰潜山片麻岩储层地质特征，借鉴了致密砂岩和页岩等非常规油气藏改造工艺技术，形成了一套适合该地区片麻岩储层改造技术，为临河坳陷的持续探索和落实规模储量提供重要依据。

1 区块地质概况

巴彦河套盆地位于内蒙古自治区河套地区，东西长、南北窄，平面上呈狭长的弧形分布于阴山褶皱带与鄂尔多斯盆地之间，面积约40 000 km2，其中盆地西部的临河坳陷是最主要的沉积坳陷和含油气区，东北方向长约320 km，西北方向宽约70 km，面积为22 400 km2。如图1所示，临河坳陷具走滑拉分的性质，呈东西分带、南北分块的构造特征，存在下白垩统和渐新统2套主要烃源岩及3套生储盖油气组合。深化圈-源关系及油气成藏模式综合分析，吉兰泰潜山紧邻北部深洼槽生烃区，狼山山前断裂为油气运移的主要通道，侧向供油条件好，是油气聚集的有利区。

2 片麻岩储层特征

2.1 矿物学特征

利用X射线衍射(X-ray powder diffraction，XRD)分析了研究区域的片麻岩岩芯，主要矿物成分为钠长石、钾长石及石英，次要矿物成分为角闪石、黄铁矿和针铁矿等，具体岩石矿物组分见表1。其中钠长石含量36.4%～63.6%，平均46.8%；钾长石为1.5%～17.8%，平均9.4%；石英为8.0%～33.9%，平均22.6%。反映出片麻岩储层矿物以长石为主，这为微裂缝的发育提供了物质基础。

图1 巴彦河套盆地临河凹陷区域位置图Fig.1 The Linhe depression of Bayanhetao basin

表1 岩石矿物组分及含量测试表Table 1 Mineral composition and content test of rock

2.2 物性特征

表2为片麻岩岩芯物性测试实验结果。数据表明，岩芯孔隙度最大5.35%，最小3.39%，平均4.43%，渗透率最大0.014 3×10-3μm2，最小0.001 6×10-3μm2，平均0.006 6×10-3μm2，反映出片麻岩储层岩石致密，渗透性差，表现出低孔特低渗的特征。

2.3 孔隙结构特征

图2为ZK1井岩芯恒速压汞实验结果，喉道直径集中分布在1.5～4 μm之间，喉道直径的分布，集中程度相对较高，以细小喉道为主体；孔隙直径集中分布在90～135 μm之间，岩芯以中孔隙、大孔隙为主；孔隙喉道半径比集中分布在20～80之间，显示片麻岩储层分选差，非均质性强，整体物性极差。

表2 岩石物性测试表Table 2 Physical property test sheet of rock

图2 ZK1井岩芯孔隙结构图Fig.2 Pore structure of gneiss core in ZK1 well

2.4 裂缝发育特征

本研究利用ZK2井447.86～729.16 m岩芯统计了776条构造裂缝发育状况(裂缝倾角、裂缝密度、含油性、裂缝宽度等方面)。结果显示，岩芯含油裂缝296条，占比38.1%；裂缝平均密度为11.21条/m，裂缝宽度为0.2～4 mm，裂缝内充填物以方解石为主。统计裂缝中高角度缝、斜交缝、低角度缝分别占46.7%、42.3%、11.0%，区块裂缝以高角度缝为主，倾角集中在50°～75°之间，其次为斜交缝，图3为ZK2井558～561 m井段裂缝发育情况。

图3 ZK2井558～561 m井段裂缝图Fig.3 Fracture diagram of from 558 m to 561 m in ZK2 well

3 片麻岩储层改造难点分析

3.1 储层基质致密，物性差，贡献率低

片麻岩储层基质的渗透率小于0.1×10-3μm2，有效孔隙度小于5%，基质贡献率小，油藏改造目标以裂缝储集空间及渗流通道为主。这就要求尽量激活并沟通更多的天然裂缝系统，形成复杂裂缝网络，建立储集空间与井筒之间有效渗流通[6]。

3.2 杨氏模量高，抗压强度大，加砂难度大

根据KAISER效应岩芯实验数据分析[7]，表3为片麻岩储层岩芯岩石力学参数测试表，结果显示岩石杨氏模量为4.58×104MPa，泊松比为0.112，基质抗压强度321 MPa，反映储层岩石抗压强度大，基岩压开难度大，具有一定的脆性，表明本区域片麻岩储层有利于实现缝网压裂改造，但压裂裂缝缝宽受限，容易引发砂堵，加砂难度大。

3.3 储层隔层应力差异小，高角度天然裂缝发育，裂缝缝高不易控制

根据该区域ZK2和ZK7两口井阵列声波测井分析结果，片麻岩储层纵向上水平最小应力值在10.20～11.20 MPa范围变化，差异性小，由于无高应力层隔挡，压裂改造过程中裂缝易上下延伸；同时储层以高角度天然裂缝为主，激活及沟通天然裂缝过程中会导致裂缝上下延伸，因此片麻岩储层改造过程缝高控制也是重点。

3.4 储层埋藏浅，地层温度低，压裂液破胶困难

普通氧化破胶剂活性和温度密切有关，一般当温度低于49 ℃时，反应速度很慢，压裂液破胶不彻底，会导致压裂液残胶吸附滞留在基质孔隙和支撑裂缝中，对储层造成严重伤害[8]，从而直接影响液体返排和压裂施工效果。

河套盆地片麻岩储层由于埋藏浅，地层温度低，普遍在25～35 ℃之间，属于低温油藏。采用常规压裂液破胶技术难以达到有效破胶、快速返排的目的。

4 片麻岩储层改造技术探讨

根据片麻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技术。

4.1 多尺度裂缝支撑技术

吉兰泰凹陷片麻岩储层具有天然裂缝发育、杨氏模量高、脆性明显等特点。根据片麻岩储层特点，借鉴非常规油气缝网压裂改造思路，采用不同粒径支撑剂组合加砂技术，大粒径支撑剂保持了主裂缝的高导流能力，小粒径支撑剂降低了砂堵风险，最终实现了多尺度裂缝支撑，充分释放分支裂缝及微裂缝的产能[9]。

4.2 控缝高技术

根据国内外裂缝垂向扩展的研究成果，经过室内实验精细评价和论证，结合河套盆地片麻岩储层的地质特点，室内模拟计算结果见图4，裂缝缝高与压裂液黏度、施工排量呈正比关系。根据计算结果，可采用低黏度滑溜水进行前置液造缝；同时前置液阶段施工排量由低到高逐渐增大的变排量工艺技术，双重作用下有效降低裂缝延伸高度[10]。

表3 岩石力学参数测试结果表Table 3 Mechanical parameters test results of rock

图4 单因素与缝高关系曲线Fig.4 Relationship between single factor and crack height

4.3 低温破胶技术

针对低温条件下破胶难度大的问题，在筛选了多种破胶方式的基础上，通过压裂液性能实验优选了一种破胶促进剂。结果表明，由破胶剂与破胶促进剂组成的液体的破胶速度随用量的增大而加快，破胶时间可根据加入量控制。通过实验优选的破胶促进剂使用浓度在0.10%～0.20%范围内，可激发破胶剂的活性，实现压裂液在低温条件下也能彻底破胶的目的，具体数据见表4。

表4 低温破胶实验结果表Table 4 Experimental results of low-temperature gel breaking

5 现场应用

现场应用3口井(ZK2井、ZK5井、ZK7井，具体位置见图1)，储层岩性为片麻岩岩。改造井段范围在428.20～600.00 m，具有低温、低孔特低渗、天然裂缝发育等特点，压裂施工过程中，前置液采用滑溜水造缝，携砂液采用线性胶携砂，施工排量为5.0～8.0 m3/min，0.212～0.425 mm和0.300～0.600 mm粒径组合支撑剂。

压后返排顺利，返排液破胶彻底，破胶液黏度控制在5 mPa·s以下；压裂后微地震监测结果证明，裂缝缝高范围20～50 m，平均缝高35 m，控缝高方面取得了较好的效果；3口井压裂后产油量为10.5～27.96 m3/d，平均产油量达到19.83 m3/d,达到工业油流标准，对吉兰泰潜山片麻岩储层勘探开发具有重要的借鉴意义。