馬文武(1.中石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心；2.中石化華北油氣分公司第一采油廠)

鎮(zhèn)涇油田紅河12P40 與HH12P142水平井壓竄技術分析

馬文武1，2(1.中石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心；2.中石化華北油氣分公司第一采油廠)

鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇油田紅河區(qū)塊水平井開采原油試驗取得一定成效并在該區(qū)域廣泛推廣水平井鉆井技術，該技術在紅河區(qū)塊開發(fā)鉆采過程中，部分水平井在壓裂環(huán)節(jié)總是會出現(xiàn)壓竄現(xiàn)象，通過壓竄事故追本溯源以結合大量的巖心觀察、比對，現(xiàn)場錄取資料、壓竄井距等多項因素分析，而區(qū)塊的地層孔隙結構、裂縫發(fā)育方向等也是影響鉆采開發(fā)的因素之一，綜合分析得出一些認識，以紅河油田延長組長8層為例，水平井開發(fā)主要存在裂縫發(fā)育區(qū)，壓裂期間壓力過大可能致其壓竄。

鄂爾多斯盆地;鎮(zhèn)涇油田;紅河油田;水平井;水平井壓竄

鄂爾多斯盆地地質構造是我國大型含油氣致密性砂巖盆地，該盆地勘探領域廣闊、烴源巖發(fā)育、開發(fā)潛力大，根據(jù)第三次全國油氣資源評價結果，盆地內石油總資源量85.88×108t，目前累計探明石油儲量超過40×108t，年產原油3×107t，具有很高的開采價值；紅河油田在區(qū)域構造上位于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)坳陷南端鎮(zhèn)涇區(qū)塊的中部，是油氣勘探重要的區(qū)塊，其目的層主要在三疊系延長組，而延長組長8油層中長81是紅河油田最重要的產油層。(圖1)

1 巖性構造

在鎮(zhèn)涇紅河區(qū)域打鉆探井，通過從盆地延長組地層中鉆探取心，將該組地層巖心做鏡下顯微觀察鑒定，其延長組巖性主要為灰綠色、褐灰色(油跡～油斑)細粒長石砂巖、綠灰色粗粉砂巖、灰色砂質泥巖、灰黑色泥巖呈互層多旋回疊加；而延長組又分多項層其中以長8標志層和巖性(油跡～油斑)層為主，長8厚度約120～140m左右，巖性為淺灰綠色中、細砂巖和深灰、灰黑色泥巖呈不等厚互層，是具有油氣的油藏層。(圖2)

2 孔隙結構

紅河油田長8儲集層巖石的孔隙結構不僅對油氣滲透、儲量，而且對油氣井產能和最終采收率都有影響，根據(jù)以往開發(fā)試驗井與資料分析得出孔隙結構是否優(yōu)質可用其參數(shù)來表面證實，并可將其數(shù)據(jù)運用于油氣開發(fā)；通過對長8層構造研究分析，其儲層砂巖類型以長石砂巖為主，為近源沉積體系，是典型的低孔低滲儲集巖(在開采過程中需要超高壓壓裂)，在其油層組內不同小層儲物性好，局部發(fā)育含油富集區(qū)。對長8砂巖薄片儲集空間孔隙組合鑒定，長81層中6口油井的12塊樣品做的鏡片統(tǒng)計：儲集區(qū)主要由粒間孔、長石溶孔、碎屑溶孔構成，粒間孔平均為1.8%，長石溶孔1.10%，巖屑溶孔占0.19%；長82層中5口井的11塊樣品所做的薄片統(tǒng)計，其儲集空間主要由粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔構成，粒間孔平均為1.25%，長石溶孔0.24%，巖屑溶孔占0.05%，長81、82主要孔隙類型都是粒間孔和溶蝕孔。在長8砂巖毛管壓力特征、毛管壓力曲線形態(tài)所做的試驗，經分析可分三種類型：低排驅壓力—粗喉道型、中排驅壓力—中喉道型和高排驅壓力—細喉道型，在砂巖儲層中，中、高滲透儲層的滲透率主要由大的喉道所貢獻，而低滲透和特低滲透儲層的滲透率主要由小的喉道組成。長8儲層屬特低滲油層，流體在低滲透和特低滲透儲層中阻力較大，造成原油開采困難，需壓裂酸化等技術性改造。

圖1 鎮(zhèn)涇油田長8層巖性油藏分布

3 壓裂數(shù)據(jù)

利用高壓泵組(壓裂車組)，將壓裂液用超過油層吸收能力的排量泵入井中，井底附近憋起的高壓超過井壁附近的地應力及巖石的抗張強度時，在油層中形成裂縫，攜砂液將支撐劑擠入裂縫中，支撐劑沿裂縫均勻排列分布，從而大大改善油層的滲透性，增加油層的導流能力，減少油流阻力，可恢復或者提高油井的生產力，壓裂過程中根據(jù)地層性質與設計的施工壓力作為依據(jù)顯得尤為關鍵，HH12P40井在水平段鉆遇砂巖548m，占水平段總長度的94.9%，根據(jù)水平段的長度壓裂酸化會分成幾段實施，每段壓裂壓力根據(jù)地層特性及其周圍井井距制定相應的施工壓力；錄井顯示油斑13層累計視厚394m，油跡5層，累計視厚109.0m，熒光2層，累計視厚45m，2012年該井進行分段壓裂改造，施工排量2.5～3.0m3/min，施工泵壓16-31MPa，破裂壓力最高達到31MPa，入地總液量1157m3，單層加砂量14.7～34.1m3，總加砂量180.7m3，壓裂后油井每天自噴油上百噸，說明壓裂起到顯著效果；HH12P142井水平段鉆遇砂巖596m，占水平段總長度99.3%，錄井顯示油跡9層厚度等約304m，熒光10層多，累計厚度292m左右，從壓裂施工曲線圖可以明顯的看出壓裂進程，高泵加壓達到預期效果，但監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示兩井被壓竄，經壓裂資料推斷此次壓竄很可能受高泵壓和井間裂縫發(fā)育影響。

圖2 長石砂巖(正交偏光×80)

4 井位間距

圖3 水平井進尺

相對于直井，水平井至少有三個明顯的優(yōu)勢：①儲積巖暴露面積增大；②分散儲層的橫向連接能力；③變化的泄油幾何特征。把長8層幾口鄰近的水平井井距數(shù)據(jù)作對比分析后，經計算HH12P142與HH12P40井的垂直深度僅相差83m，HH12P142井在鉆井及壓裂過程中，鄰近井均已投產，并且HH12P142井A靶點距HH12P40井最近處為190m，同比其他井距為最小，在暴露面積增大及儲層橫向連接延伸過程中壓裂存在壓竄的風險。

5 裂縫發(fā)育

巖性對天然裂縫的控制主要體現(xiàn)在巖石中的礦物成分、結構和構造的差異性對巖石抵抗外力破壞性質的影響上，長8層巖性主要以細粒砂巖、灰色粉砂巖和砂質泥巖為主，與泥巖相比，砂巖可塑性成分含量更低，容易破裂形成裂縫，裂縫是低滲透儲集層中油氣重要的滲流通道和有效儲集空間，并控制著低滲透儲集層中油氣的滲流系統(tǒng)及油氣分布。在裂縫發(fā)育區(qū)多為累計產液量大、產油量高、含水率低的生產井，紅河12P40井經過完鉆壓裂試噴日產百噸，含水率極低；紅河12P142井壓裂后每日自噴達到60～100m3液，但導致HH12P40井含水率急劇上升高達百分之九十幾，其他井均未受影響，推斷兩口井之間有裂縫。

6 結語

紅河12P142和HH12P40井壓竄原因分析：①紅河12P40井壓裂段位于延長組長8裂縫段，HH12P40水平井壓裂過程中裂縫橫剖面增加延伸，紅河12P142水平井壓裂情況同上，兩口井延伸段重合造成竄井，另一方面反應此段裂縫比較發(fā)育。②紅河12P142井A靶點與HH12P40井井距較近，水平段距離僅為190m，因兩口井間距較近，高泵壓井可能致其壓竄，長8層雖為低孔低滲油氣藏，但在高泵壓下會通過層理結構將其剖面撐開以致延伸使井壓竄，另外可判斷兩口井間無斷層。

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馬文武(1990- )，男，湖北襄陽人，中國地質大學(武漢)學士學位，石油工程。