魏其遠(yuǎn) 徐光旭 夏凌浩 趙彥舟（玉門(mén)油田分公司油田作業(yè)公司，甘肅 玉門(mén) 735200）

酒泉盆地鴨西區(qū)塊白堊系高應(yīng)力儲(chǔ)層改造技術(shù)

魏其遠(yuǎn) 徐光旭 夏凌浩 趙彥舟（玉門(mén)油田分公司油田作業(yè)公司，甘肅 玉門(mén) 735200）

鴨兒峽鼻狀構(gòu)造為青西凹陷兩大含油氣單元之一，處于凹陷內(nèi)油氣向東主運(yùn)移通道上，已發(fā)現(xiàn)白堊系油藏。鴨西白堊系存在下溝組K1g2+3、K1g1、K1g0和赤金堡組K1c四套成藏組合，為構(gòu)造巖性油藏，是一個(gè)受構(gòu)造巖性控制的多層組含油分布區(qū)。主要目的層K1g1含油砂體橫向?qū)Ρ群茫植挤€(wěn)定，巖性主要為灰色含礫不等粒砂巖、細(xì)礫巖與灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖不等厚互層，巖性較為復(fù)雜；儲(chǔ)層基質(zhì)滲透性差，不壓裂無(wú)法獲得工業(yè)油流，但地層受多次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)逆斷層擠壓，構(gòu)造應(yīng)力異常偏高，導(dǎo)致壓裂施工時(shí)破裂壓力、施工壓力高，甚至壓不開(kāi)地層，無(wú)法實(shí)現(xiàn)加砂。因此有必要對(duì)異常難壓儲(chǔ)層成因進(jìn)行分析，借鑒國(guó)內(nèi)部分油田異常難壓儲(chǔ)層施工經(jīng)驗(yàn)，找出相應(yīng)的處理措施，為實(shí)現(xiàn)高效勘探開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支撐。本文針對(duì)鴨西104井在小型壓裂測(cè)試過(guò)程中壓不開(kāi)導(dǎo)致壓裂測(cè)試無(wú)法進(jìn)行的情況，提出合理的技術(shù)對(duì)策，使后續(xù)的壓裂施工得以順利進(jìn)行。

白堊系；高應(yīng)力儲(chǔ)層；儲(chǔ)層改造

1 壓裂異常情況分析

1.1 儲(chǔ)層巖心分析

鴨西白堊系主要目的層K1g1巖性以灰色含礫不等粒砂巖、細(xì)礫巖與灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖為主，滲透率0.5-2.0mD，孔隙度6-10%，儲(chǔ)層砂泥巖不等厚互層，巖性較復(fù)雜，非均質(zhì)性較強(qiáng)，水平層理、溶蝕孔洞較發(fā)育，為低孔低滲儲(chǔ)層。

鴨西1井K1g1段巖心巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：儲(chǔ)層巖石模量30310MPa，泊松比0.14；隔層巖石模量39210MPa，泊松比0.19；巖石孔隙彈性系數(shù)小，抗壓強(qiáng)度高，反映巖石“硬”性特征。

1.2 領(lǐng)井以往壓裂分析

鴨西1井改造段4072.0-4092.0m，層位K1g1，于2005年10月進(jìn)行壓裂施工，施工排量1.0-1.4m3∕min，施工壓力96.0-99.0MPa，泵入胍膠壓裂液64m3，加粉陶2m3，粉陶進(jìn)入地層初期壓力小幅下降，但很快又重新上升，達(dá)到井口和設(shè)備的承壓極限，停止加砂，停泵壓力78MPa，裂縫延伸梯度0.0289MPa∕m，高于上覆地層壓力，水平縫參與擴(kuò)展，裂縫形態(tài)復(fù)雜，且裂縫對(duì)砂比敏感，加砂困難，無(wú)法實(shí)現(xiàn)壓裂施工。

1.3 小型壓裂測(cè)試分析

鴨西104井小型壓裂測(cè)試井段：4038.0-4040.0m，層位K1g1，射孔參數(shù)：89槍、102彈、16孔∕m、相位角60°進(jìn)行打壓常規(guī)射孔；射孔后采用機(jī)抽求初產(chǎn)：日產(chǎn)液1.5m3∕d，日產(chǎn)油1.5m3∕d，含水痕跡。

2016年3月采用活性水壓裂測(cè)試，試擠開(kāi)泵壓力迅速上升，共試擠活性水5次，均超壓停泵，最高泵壓102.8MPa，試擠排量 0.48m3∕min，后三次試擠入井液量分別為 0.2m3、0.8m3、0.9m3，地層進(jìn)液困難。通過(guò)平方根、雙對(duì)數(shù)、G函數(shù)分析認(rèn)為：①診斷曲線均顯示有水平縫開(kāi)啟特征；②曲線特征顯示凈壓力高達(dá)8-13MPa∕m，裂縫擴(kuò)展困難；③最小主應(yīng)力梯度達(dá)0.0323MPa∕m，明顯超過(guò)上覆壓力梯度0.026MPa∕m；④G函數(shù)曲線后期無(wú)明顯壓力降落階段，反映儲(chǔ)層致密。

2 壓裂施工難點(diǎn)及對(duì)策分析

針對(duì)鴨西白堊系應(yīng)力異常偏高，破裂壓力高，巖石“硬”等特征，進(jìn)行壓裂技術(shù)攻關(guān)，制定了相應(yīng)的技術(shù)對(duì)策：

(1)地質(zhì)與工程相結(jié)合，為滿足地質(zhì)需要，以儲(chǔ)層改造為導(dǎo)向，在鉆井完井時(shí)采用更高等級(jí)的套管完井，為進(jìn)一步提高壓裂施工壓力等級(jí)提供了先決條件。

鴨西白堊系鉆井完井時(shí)油層套管多采用TP155v套管完井，該套管參數(shù)為139.7mm×11.51mm，抗內(nèi)壓146MPa，壓裂施工時(shí)，可配備140MPa壓裂井口，采用完井套管壓裂，在提高施工壓力等級(jí)的同時(shí)，提高施工排量，減少加砂風(fēng)險(xiǎn)，適當(dāng)提高施工規(guī)模。

(2)采用超深穿透定向補(bǔ)射孔，進(jìn)一步優(yōu)化射孔層段及厚度。

針對(duì)鴨西白堊系完井時(shí)采用高鋼級(jí)的TP155v套管完井，普通射孔彈穿深有限，且儲(chǔ)層水平層理發(fā)育，不易形成主裂縫，采用超深穿透定向射孔，在增加射孔穿深的同時(shí)，定向射孔可有效的誘導(dǎo)主裂縫的形成，降低地層破裂壓力。

鴨西104井地層走向?yàn)楸蔽?南東方向，天然裂縫產(chǎn)狀與地層產(chǎn)狀一致，反映層間縫發(fā)育，測(cè)井資料解釋最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|-南西向。優(yōu)化的射孔方案為：槍型為102定方位槍、彈型為102超深穿透射孔彈、孔密為16孔∕m、射孔方位沿最大主應(yīng)力方向；同時(shí)將原射孔厚度2.0m增加至9.0m，采用油管傳輸射孔。

(3)采用前置酸預(yù)處理，解除近井地帶地層傷害，降低地層破裂壓力；

胥云等在川中異常高應(yīng)力裂縫性氣藏加砂壓裂中采用前置酸預(yù)處理措施有效的降低了地層破裂壓力，借鑒該措施，鴨西104井通過(guò)巖石礦物組分分析及溶蝕實(shí)驗(yàn)優(yōu)選酸液體系（見(jiàn)表1），采用土酸作為前置預(yù)處理酸。

表1 鴨西104井酸巖溶蝕率實(shí)驗(yàn)

(4)優(yōu)化壓裂施工設(shè)計(jì)，確保壓裂施工的順利進(jìn)行。

液體體系的選擇：鑒于鴨西白堊系完井套管及壓裂井口壓力等級(jí)的升級(jí)，液體體系采用常規(guī)的高溫胍膠壓裂液體系，避免使用加重壓裂液，減少對(duì)儲(chǔ)層的多次傷害。

施工排量的優(yōu)化：壓裂施工采用完井套管壓裂，盡量減少液體管路摩阻，根據(jù)測(cè)試壓力最高達(dá)103MPa仍未壓開(kāi)地層，折算井底最小破裂壓力梯度0.035MPa∕m，預(yù)測(cè)井口不同排量下的施工壓力（見(jiàn)表2），為安全施工起見(jiàn)，優(yōu)化主壓裂施工排量3.0-5.0m3∕min，此時(shí)對(duì)應(yīng)的井口壓力103.3-106.6MPa。

表2 井口不同排量下的施工壓力預(yù)測(cè)

支撐劑的優(yōu)化：鑒于壓裂測(cè)試未壓開(kāi)的情況，采用保守的加砂規(guī)模，優(yōu)化加砂30m3，主體采用40∕70目陶粒，尾追30∕50目陶粒，確保裂縫導(dǎo)流能力的同時(shí)，降低加砂風(fēng)險(xiǎn)。

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施及壓后效果

鴨西104井壓裂前12h采用連續(xù)油管將20.0m3土酸替至射孔段，主壓裂采用低排量（0.6-1.2m3∕min）擠酸；擠酸結(jié)束逐步提排量至4.2m3∕min，段塞及連續(xù)加砂階段壓力相對(duì)較平穩(wěn)（103.3-108.3MPa），最高砂比達(dá)23.2%，完成入井總液量655.8m3，總砂量 41.3m3，停泵壓力 104.4MPa，測(cè)壓降 11.3MPa∕60min。壓后機(jī)抽通過(guò)調(diào)參日產(chǎn)液13.8m3∕d，產(chǎn)油11.0m3∕d，含水20%，獲得了工業(yè)油流。

[1]翁定為，張慶九，鄭力會(huì).鴨西區(qū)塊異常高應(yīng)力儲(chǔ)層加砂壓裂探索與實(shí)踐[J]石油天然.氣工程，2014.36（8）:121-124.