王 勇，馬寧望，危建新，魏蘊智，鮑 磊，郭丹丹

(1.中國石油吐哈油田井下技術(shù)作業(yè)公司，新疆鄯善 838200；2.中國石油吐哈油田三塘湖采油廠 )

三塘湖凝灰?guī)r儲層分段壓裂技術(shù)研究與應用

王 勇1，馬寧望2，危建新1，魏蘊智1，鮑 磊1，郭丹丹1

(1.中國石油吐哈油田井下技術(shù)作業(yè)公司，新疆鄯善 838200；2.中國石油吐哈油田三塘湖采油廠 )

吐哈油田三塘湖馬56區(qū)塊條湖組為致密灰?guī)r儲層，在裂縫方位和油藏多裂縫預測的基礎上，利用滑溜水+弱交聯(lián)液體系實施大排量、低砂比、溝通天然裂縫的分段壓裂技術(shù)路線，通過采用前置酸預處理技術(shù)、多段塞降阻降濾技術(shù)、快速破膠技術(shù)、小粒徑組合陶粒技術(shù)及井下微地震測試技術(shù)，三塘湖馬56區(qū)塊致密油藏的水平井多段壓裂改造取得突破，為油田的高效開發(fā)奠定了基礎。

吐哈油田；馬56區(qū)塊；水平井分段壓裂

壓裂改造儲層目前已成為提高油田水平井開發(fā)綜合效益的重要途徑，通過分段壓裂，可實現(xiàn)在較短時間內(nèi)一次性完成對儲層多段改造，并最大限度地減少對儲層的傷害，達到多段合采、提高單井產(chǎn)量、最大限度提高油層地質(zhì)儲量可動用程度的目的。本文就吐哈油田三塘湖馬56區(qū)塊條湖致密儲層分段壓裂技術(shù)進行了探討。

1 油藏特征及壓裂改造難點

吐哈油田三塘湖馬56區(qū)塊開發(fā)目的層為條湖組，根據(jù)巖性變化條湖組可劃分三段，儲層厚度10～20 m，埋深2 000～2 800 m，上下具有很好的隔層條件，一、三段為玄武巖，二段以暗色泥巖和凝灰質(zhì)泥巖為主，局部見碳質(zhì)泥巖和煤層，油層分布在條湖組二段底部凝灰?guī)r中。

油藏的基本特征為：

(1)巖性特征：凝灰?guī)r石英、斜長石成分高，含量90%以上，基本不含黏土礦物，脆性強。

(2)物性特征：平均孔隙度14%～22%，其中大于10%的儲層占84.4%；平均滲透率(0.1～0.5)×10-3μm2，其中小于0.1×10-3μm2的儲層占比例46.5%。

(3)流體特征：地面條件下原油密度0.90 g/cm3，原油黏度186 mPa·s，凝固點19 ℃，含蠟量19%～29%。

(4)溫度壓力系統(tǒng)：地層溫度67.6 ℃，地溫梯度2.5 ℃/100m，地層壓力21.74 MPa，壓力系數(shù)0.9 MPa/100m。

該油藏壓裂改造的難點是：

(1)巖石致密、構(gòu)造應力明顯，裂縫橫縱向擴展困難，加砂難度大；

(2)儲層非均質(zhì)性嚴重，壓裂改造見效難度大；

(3)微裂縫發(fā)育，近井筒裂縫扭曲效應強，壓裂施工難度大；

(4)儲層敏感性強，儲層保護難度大。

2 壓裂施工技術(shù)思路

2.1 開發(fā)初期壓裂技術(shù)

馬56區(qū)塊采用低傷害有機和無機雙元防膨凍膠壓裂液體系。前期壓裂改造主要經(jīng)歷了直井常規(guī)壓裂、直井體積壓裂、水平井分段壓裂三個階段。

(1)常規(guī)壓裂：規(guī)模小，泵注排量適中，直井常規(guī)壓裂30 d后產(chǎn)油小于2 t/d。

(2)直井體積壓裂：引入體積壓裂理念，采用低濃度胍膠壓裂液，組合粒徑支撐劑，中低砂比、較大排量，大規(guī)模壓裂，獲得初期高產(chǎn)，實施直井體積壓裂后日產(chǎn)油大于2 t的生產(chǎn)時間近60 d。

(3)水平井常規(guī)分段壓裂：常規(guī)水平井壓裂一般采用單簇射孔、多段壓裂的施工模式，形成的壓裂裂縫體積有限[1]。壓裂工藝主要采用套管固井滑套、裸眼封隔器滑套壓裂工藝，其中套管固井滑套現(xiàn)場試驗1井次，施工過程中施工壓力高、加砂困難、無法實現(xiàn)大排量、分簇施工；裸眼封隔器滑套壓裂前期試驗1井次，采用油管注入，泵注排量、壓裂規(guī)模受限，壓后增產(chǎn)效果較差。

2.2 目前壓裂技術(shù)思路

根據(jù)裂縫發(fā)育、巖性脆性強的儲層特點，引入水平井體積壓裂理念[2-4]，采用滑溜水造縫、低濃度胍膠壓裂液攜砂填砂、中低砂比、大排量大規(guī)模壓裂的技術(shù)思路。

(1)采用速鉆橋塞分段分簇壓裂技術(shù)，采用套管注入，可實現(xiàn)高排量、多段、多簇體積縫網(wǎng)壓裂。

(2)壓裂液采用滑溜水+低黏凍膠復合液壓裂體系，用低黏液體形成網(wǎng)狀支撐裂縫。

(3)根據(jù)儲層特征，支撐劑選用70～140目+40～70目+30～50目組合陶粒。

(4)采用前置酸預處理技術(shù)，解除近井堵塞，降低泵注壓力。

(5)為防止早期縫口砂堵，前置液采用多段塞粉陶打磨孔眼及近井裂縫。

(6)采用KQ130/78-105井口,主通徑130 mm，耐壓105 MPa，四壓裂頭可實現(xiàn)套管高排量安全泵注。

(7)引入井下微地震監(jiān)測技術(shù)，通過微地震監(jiān)測結(jié)果不斷調(diào)整完善壓裂設計。

3 相關(guān)成熟配套壓裂技術(shù)

3.1 滑溜水+低黏凍膠復合液技術(shù)

通過三軸向應力測試，馬56區(qū)塊致密油儲層巖石脆度50左右，脆度指數(shù)高。利用儲層巖石脆性強，低黏液體高泵注排量越易形成復雜裂縫網(wǎng)絡的特點[2-4]，優(yōu)選HPG質(zhì)量分數(shù)0.1%的滑溜水造縫。通過現(xiàn)場試驗，并結(jié)合井下微地震監(jiān)測結(jié)果，認為滑溜水+低黏凍膠復合液體系形成了復雜網(wǎng)狀體積裂縫。該壓裂液體系適合該區(qū)塊儲層壓裂改造。

3.2 前置酸預處理技術(shù)

現(xiàn)場施工過程中發(fā)生過多次在施工限壓范圍內(nèi)泵注排量無法滿足加砂要求的情況，根據(jù)凝灰?guī)r儲層礦物組成、鉆井泥漿類型，現(xiàn)場試驗應用了8～10 m3質(zhì)量分數(shù)15%鹽酸預處理地層技術(shù)，該技術(shù)可降低井口泵壓5～20 MPa。

前置酸預處理技術(shù)解決了因鉆井泥漿污染或近井儲層物性差導致泵壓過高、無法正常加砂的難題，通過前置酸預處理，在井口、管柱、工具限壓范圍內(nèi)實現(xiàn)了高排量泵注。

3.3 前置液多段塞打磨技術(shù)

為實現(xiàn)每簇壓裂都能達到壓裂改造儲層的目的，射孔孔數(shù)不能過多，當孔眼摩阻低于簇間應力差的時候，應力高于孔眼摩阻的簇則不能有效開啟。通過計算，12 m3/min泵注排量下，合理孔數(shù)40～50孔。階梯降排量測試是用來確定孔眼摩阻、近井摩阻以及入口總摩阻的通用方法[5-6]，馬56-XX井現(xiàn)場通過小型測試壓裂，利用軟件分析測得射孔孔眼的摩阻和近井地帶的摩阻分別為9.5 MPa和7.1 MPa。兩項摩阻值之和為16.6 MPa，摩阻值較高，需要采用低砂比段塞打磨。

泵注前置液階段采用砂比3%～5%段塞打磨技術(shù)，現(xiàn)場應用效果良好。馬56-XX井某段壓裂施工5個3%～5%低砂比段塞，累計降低泵注壓力超過10 MPa。

4 認識與結(jié)論

(1)速鉆橋塞分段分簇壓裂工藝配合滑溜水+低黏凍膠復合體系可以實現(xiàn)馬56區(qū)塊凝灰?guī)r儲層復雜網(wǎng)絡裂縫壓裂。

(2)前置酸預處理工藝可有效降低施工泵壓5～20 MPa，解決了部分井段由于泵壓過高無法壓裂改造的難題。

(3)分段分簇射孔總孔眼數(shù)應合理，孔數(shù)過多，應力高于總孔眼摩阻的簇不能得到有效改造；孔數(shù)過少，則孔眼摩阻過高，泵壓限壓，無法進行壓裂改造。通過大量現(xiàn)場應用，合理孔數(shù)為40-50孔。

(4)前置液階段采用多段塞打磨技術(shù)可有效降低孔眼摩阻，提高了壓裂改造成功率。

[1] 潘林華，張士誠，程禮軍，等.水平井“多段分簇”壓裂簇間干擾數(shù)值模擬[J].天然氣工業(yè)，2014,34(1)：74-79.

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編輯：李金華

1673-8217(2015)04-0123-02

2015-01-25

王勇，工程師，1981年生，2004年畢業(yè)于石油大學(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事壓裂酸化設計等相關(guān)技術(shù)工作。

TE357

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