劉 濤 石善志 鄭子君 紀(jì)擁軍 王 磊

（ 1 中國石油新疆油田公司；2 能新科(西安)油氣技術(shù)有限公司 ）

致密砂礫巖油氣藏在中國分布廣泛[1-9]。隨著油氣開采的深入，此類油氣藏在油田中的地位日益重要，探索其效益開發(fā)模式，對于中國能源行業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展有著重大的意義。多年來，新疆油田針對瑪湖凹陷的砂礫巖致密油開展的勘探開發(fā)試驗，正在逐漸將瑪湖凹陷變?yōu)樵鰞ι袭a(chǎn)的新基地[10-11]。新疆油田引入地質(zhì)工程一體化的研究思路，針對瑪湖凹陷西斜坡瑪18、瑪131、風(fēng)南4等區(qū)塊三疊系百口泉組油藏開展了開發(fā)試驗，已經(jīng)取得可喜進展，確立了此類油藏以“水平井+體積壓裂”為主的開發(fā)思路[12-13]，并積極總結(jié)推廣開發(fā)經(jīng)驗。而瑪湖凹陷東斜坡的瑪東2井區(qū)主要儲層為二疊系下烏爾禾組，埋藏深，裂縫不發(fā)育，物性差，泥質(zhì)含量高，水敏、壓敏現(xiàn)象嚴(yán)重，儲層巖體礫徑分選性差，非均質(zhì)性強，偏塑性，導(dǎo)致其效益開發(fā)面臨更大挑戰(zhàn)[14-15]。截至2015年，瑪東2井區(qū)已經(jīng)完鉆并改造了5口評價直井。試油結(jié)果表明，直井天然產(chǎn)量極低或無產(chǎn)量，壓裂后平均日產(chǎn)量仍不足4t。一方面是由于前期井區(qū)勘探評價井較少，對井區(qū)儲層的地質(zhì)認(rèn)識不夠；另一方面，大量文獻通過數(shù)值模擬和物理實驗說明，礫石的存在可能明顯影響水力壓裂裂縫的延伸長度和形態(tài)，是儲層改造的不利因素[16-23]，這在瑪東2井區(qū)尤其突出。

能否通過優(yōu)選層位鉆水平井和針對砂礫巖儲層采取合理的壓裂改造措施，使井區(qū)儲量得到有效開發(fā)，是瑪東2井區(qū)最關(guān)心的問題。新疆油田在深入研究井區(qū)及鄰區(qū)資料和吸取文獻地質(zhì)工程一體化研究經(jīng)驗的基礎(chǔ)上[24-26]，開展了多學(xué)科一體化攻關(guān)，圍繞砂礫巖儲層的特點開展了地質(zhì)研究和工程優(yōu)化，著力提升單井品質(zhì)，并于2015—2017年完鉆、壓裂并試采了井區(qū)的第一口水平開發(fā)試驗評價井，對井區(qū)效益開發(fā)模式進行了進一步探索。

1 瑪東地區(qū)下烏爾禾組儲層特征

瑪東2井區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)和布克賽爾縣境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地陸梁隆起的夏鹽凸起北部與三個泉凸起西部的結(jié)合部，主要目的層為二疊系下烏爾禾組。截至2015年，已完鉆、壓裂并試油了5口試驗評價直井（圖1），探明含油面積17km2，控制儲量上千萬噸。為使得井區(qū)儲量能得到有效動用，新疆油田利用地質(zhì)工程一體化工作思路，對井區(qū)致密砂礫巖儲層的特點和效益開發(fā)模式進行了研究（圖2）。

采集了其中4口井的巖心共70m，進行分析試驗13項620樣次。除常規(guī)測井外，還進行了全井眼地層電阻率掃描測井1口井，核磁共振和偶極子聲波測井1口井?，敄|2井區(qū)作為夏鹽11井區(qū)精細(xì)連片三維地震采集的一部分，采集了精細(xì)三維數(shù)據(jù)，面元尺寸為12.5m×25m。

圖1 瑪東2井區(qū)井位部署以及下烏爾禾組四段（P2w4）頂面構(gòu)造圖

圖2 瑪東2井區(qū)地質(zhì)工程一體化攻關(guān)流程示意圖

1.1 瑪東2井區(qū)地質(zhì)情況

根據(jù)瑪東2井區(qū)已鉆揭地層及地震層位標(biāo)定、追蹤對比結(jié)果，該區(qū)構(gòu)造整體上為一大的西傾鼻狀構(gòu)造，鼻狀構(gòu)造北翼被陸南斷裂切割，陸南斷裂南側(cè)為一向南西傾的單斜。井區(qū)自下而上發(fā)育石炭系，二疊系佳木河組、夏子街組及下烏爾禾組，三疊系百口泉組、克拉瑪依組及白堿灘組，侏羅系，白堊系等，其中石炭系與二疊系、二疊系與三疊系均為不整合接觸，各套地層自西向東逐層超覆尖滅。二疊系下烏爾禾組是該井區(qū)的主要含油層系，沉積相以扇三角洲前緣亞相為主，存在水下分流河道和河道間等微相類型，東部為物源。圈閉內(nèi)下烏爾禾組厚度變化不大，平均厚度在120m左右，自下而上可細(xì)分為4段，第四段（P2w4）為主要含油層段。P2w4段自上而下分為三個砂組。油層分布在砂組（平均厚度為21m）和砂組（平均厚度為48m）的下部，以砂組為優(yōu)。在測井精細(xì)對比基礎(chǔ)上，將含油的和砂組進一步細(xì)分3個單砂層組，自上而下為和

1.2 瑪東2井區(qū)砂礫巖儲層特征

1.2.1 儲層巖性特征

瑪東2井區(qū)下烏爾禾組四段（P2w4）儲層巖性主要為灰色、深灰色砂礫巖，其次為砂質(zhì)小礫巖，含少量灰色細(xì)砂巖、含礫粗砂巖。礫石成分平均含量為69.5%，以凝灰?guī)r為主（占41.7%），安山巖及霏細(xì)巖次之（分別為14.7%、8.7%）；砂質(zhì)成分平均含量為26.5%，以凝灰?guī)r為主（占17.6%），安山巖及霏細(xì)巖次之（分別為2.5%、2.2%）。儲層填隙物平均含量為4%，雜基主要為泥質(zhì)，含量約為3%，膠結(jié)物主要為硅質(zhì)，含量約為1%。以砂礫狀結(jié)構(gòu)、砂質(zhì)礫狀結(jié)構(gòu)為主，主要為顆粒支撐；礫徑一般為5～20mm，最大超過100mm；分選中等—差，巖石顆粒磨圓度主要為次棱角狀—次圓狀；膠結(jié)程度中等—致密，膠結(jié)類型為壓嵌型、孔隙—壓嵌型。相比鄰區(qū)的瑪131井區(qū)，瑪東2井區(qū)地層礫石礫徑更粗，泥質(zhì)含量接近。

下烏爾禾組巖石薄片分析資料表明泥質(zhì)含量為3.0%，全巖定量分析黏土含量為37.0%～44.8%，平均為40.6%，黏土含量很高。非黏土礦物中石英含量最高，平均為39.2%；其次為鈉長石，平均為15.2%。黏土礦物中相對含量最高的為蒙脫石（62.2%），其次為綠泥石（22%），伊/蒙混層含量達10.7%，具有潛在的強水敏特征。

1.2.2 儲層物性特征

物性資料分析顯示主要目的層段P2w4段儲層孔隙度為2.6%～10.9%，平均為6.6%，滲透率為0.016～126.0m D，平均為3.68m D，屬于特低孔、特低滲儲層[27]；油層孔隙度為6.5%～10.9%，平均為7.3%，滲透率為0.08～126.00m D，平均為4.12m D（圖3）。相比鄰近的瑪131井區(qū)百口泉組儲層，瑪東2井區(qū)P2w4段儲層孔隙度更低（瑪131井區(qū)孔隙度為9.6%），但滲透率略高（瑪131井區(qū)滲透率為0.96m D）。鑄體薄片鑒定結(jié)果統(tǒng)計顯示，P2w4段儲層儲集空間以次生孔隙為主，主要孔隙類型有粒內(nèi)溶孔（占37%）、界面孔（占30%）、粒間溶孔（占15%）、微裂縫（占9%）、基質(zhì)溶孔（占5%）、粒間殘留孔（占4%）。壓汞資料顯示瑪東2井區(qū)P2w4段油層平均分選系數(shù)為1.58，平均變異系數(shù)為0.13，最大孔喉半徑為1.98μ m，孔喉體積比為2.16；平均中值壓力為17.72MPa，平均中值半徑為0.048μm，平均排驅(qū)壓力為0.62MPa，平均毛細(xì)管半徑為0.41μm?？紫督Y(jié)構(gòu)為中—低孔微細(xì)喉道，孔隙結(jié)構(gòu)略差于鄰近瑪131井區(qū)。

由瑪東2井區(qū)P2w4段巖心水敏試驗統(tǒng)計結(jié)果可知，水敏損害率為90.84%～94.75%，平均為92.49%，表現(xiàn)為極強水敏特征。變圍壓滲流試驗結(jié)果顯示，降壓恢復(fù)后滲透率損失為38.57%～62.39%，平均為53.4%，表現(xiàn)為強壓敏特征，可能會導(dǎo)致衰竭式開發(fā)效果較差。

圖3 瑪東2井區(qū)塊P2w 4段油層物性分布直方圖

1.3 儲層評價標(biāo)準(zhǔn)及礫徑的影響

1.3.1 儲層評價初步標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)測井資料計算了瑪東2井區(qū)各評價直井的含油飽和度曲線和孔隙度曲線，并按慣例以含油飽和度和孔隙度為標(biāo)準(zhǔn)為儲層定義了初步分類標(biāo)準(zhǔn)。將評價直井中各砂體層的平均值繪制成交會圖后發(fā)現(xiàn)，數(shù)據(jù)點間并沒有明顯界限，因此根據(jù)經(jīng)驗將儲層分為4類，其中Ⅰ—Ⅲ類為由好至差的油層，Ⅳ類為非油層（圖4）。根據(jù)三維地質(zhì)建模結(jié)果，繪制油層厚度分布圖（圖5），可見儲層水平方向上的甜點在井區(qū)北部中間位置。

1.3.2 儲層礫徑的分布規(guī)律及其對儲層評價的影響

圖4 瑪東2井區(qū)P2w 4段孔隙度與含油飽和度交會圖

根據(jù)測井解釋分析油層在縱向上的分布。砂組下部儲層非均質(zhì)性較強，自然伽馬值和泥質(zhì)含量由上至下逐漸降低，密度變化較大，儲層以Ⅱ、Ⅲ類為主。而至砂組上部，自然伽馬、密度、聲波時差、電阻率曲線基本平直，變化不大；孔隙度與滲透率較高；儲層以I類為主（圖6）。從各筒次巖心的礫徑統(tǒng)計可以看出，砂組的礫徑較?。▓D7），在該組砂巖中的鉆進和改造也相對容易。因此，儲層縱向上的地質(zhì)甜點在組上部。

圖5 瑪東2井區(qū)P2w 4段Ⅰ、Ⅱ類油層厚度圖

圖6 瑪211井P2w 4油層測井解釋

圖7 瑪211井P2w4油層各巖心筒次平均礫徑統(tǒng)計

上述甜點分析結(jié)論在瑪東2井區(qū)西部3口井（瑪211井、瑪東2井、瑪202井）的壓后試油分析中得到了驗證，日產(chǎn)量和單井優(yōu)質(zhì)儲層厚度有著明顯正相關(guān)關(guān)系（表1）。而井區(qū)東部的瑪213井和瑪201井，在高含油飽和度儲層厚度和西部各井相當(dāng)?shù)那闆r下（圖4、圖5），壓后產(chǎn)量顯然偏低，暗示采用傳統(tǒng)的儲層分類方案并不完全適用瑪東2井區(qū)。地質(zhì)研究發(fā)現(xiàn)，瑪東2井區(qū)內(nèi)由西向東顆粒分選逐漸變差，礫石礫徑逐漸變大，部分礫徑達到十幾厘米，這是由于下烏爾禾組沉積環(huán)境為扇三角洲前緣，且靠近東部為物源處造成的。而礫石分選和礫徑的區(qū)別可能對鉆井和壓裂施工均產(chǎn)生影響，最終影響單井產(chǎn)能?？紤]到儲層甜點應(yīng)當(dāng)為地質(zhì)甜點與工程甜點的重合處，在儲層分類初步標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上（圖4），額外增加巖性指標(biāo)，將儲層巖性按主要礫徑大小分為大中礫巖（主要礫徑d≥16mm）、小中礫巖（16mm＞d≥8mm）、細(xì)礫巖（8mm＞d≥2mm）、砂巖（2mm＞d≥0.01mm）和泥巖（d＜0.01mm），其中I類儲層要求為小中礫巖及以下，Ⅱ類儲層要求為小中礫巖或大中礫巖。調(diào)整評價準(zhǔn)則后，壓后產(chǎn)量與儲層分類結(jié)果吻合較好，解釋了瑪201井和瑪213井產(chǎn)量相對較低的現(xiàn)象。

表1 瑪東2井區(qū)塊下烏爾禾組油藏壓裂效果對比表

2 礫石對水力壓裂的影響

礫石的存在可能對儲層的壓裂改造產(chǎn)生不利影響，最終導(dǎo)致單井產(chǎn)能降低，這可能是導(dǎo)致瑪東2井區(qū)壓裂效果不理想的一個因素。為尋找針對性的解決方案，在進行巖石力學(xué)建模的基礎(chǔ)上，通過文獻調(diào)研、數(shù)值模擬和壓裂工藝分析的方式對此效應(yīng)進行了研究[28-29]。

2.1 儲層巖石力學(xué)參數(shù)

2.1.1 儲層巖石力學(xué)性質(zhì)

依據(jù)聲波測井曲線和巖心實驗標(biāo)定，分別計算各井泊松比、楊氏模量及脆性指數(shù)(表2)。

表2 瑪東2井區(qū)下烏爾禾組巖石力學(xué)特性

從表2可以看出，礫徑較大的東部2口井（瑪201井、瑪213井）的儲層楊氏模量明顯低于西部各井，且脆性指數(shù)較低，更難實現(xiàn)有效的壓裂改造，與實測情形相符。

2.1.2 儲層現(xiàn)今應(yīng)力狀態(tài)

通過瑪202井FM I資料，從誘導(dǎo)縫方位及垮塌井眼方位判斷最大水平主應(yīng)力方向為115°～295°。瑪213井偶極聲波測井顯示最大主應(yīng)力方向為北西—南東向。綜合判斷最小水平主應(yīng)力方向為25°～205°。按照孔隙介質(zhì)分層地應(yīng)力解釋方法，對儲層的應(yīng)力狀態(tài)進行了解釋（圖8），并以壓裂閉合應(yīng)力、崩落情況等進行標(biāo)定。結(jié)果表明，區(qū)塊最大水平主應(yīng)力平均為85MPa，最小水平主應(yīng)力約為70MPa，且水平主應(yīng)力與地層壓力均由西向東逐漸增高，東部有效水平主應(yīng)力反而較高（表3）。儲層兩向應(yīng)力差較大，約為20MPa，易于形成單一主縫。

2.2 礫石對壓裂效果的影響

現(xiàn)有文獻主要通過有限元模擬和物理實驗的方式，定性地揭示了礫石的存在對水力壓裂裂縫擴展的影響[16-21]。通常認(rèn)為，礫石對壓裂施工有3個方面的影響。

(1）對壓裂液體的影響：通常礫石礫徑越大，圓度越差，在礫石夾雜附近的應(yīng)力集中越明顯，越容易形成次生裂縫，從而增加壓裂液的濾失，影響裂縫延伸長度。

圖8 瑪213井巖石力學(xué)參數(shù)剖面

表3 瑪東2井區(qū)下烏爾禾組應(yīng)力狀態(tài)

(2）對裂縫形態(tài)的影響：裂縫遇礫石后會根據(jù)物理性質(zhì)和地應(yīng)力狀態(tài)的不同，延伸方向發(fā)生相應(yīng)的改變，形成更多偏轉(zhuǎn)繞行縫或分支，增加裂縫長度但卻沒有相應(yīng)增大控制體積（圖9）。在礫徑較大時，這種效應(yīng)較為明顯，導(dǎo)致施工壓力增大[21]，甚至可能直接阻止裂縫擴展[16]。

圖9 水力裂縫遇礫石時的典型擴展模式[16]

(3）對支撐劑分布的影響：由于裂縫液體降低，導(dǎo)致裂縫延伸受阻，并在裂縫連續(xù)偏轉(zhuǎn)時降低壓裂攜砂能力，引起砂堵，地面可觀察到施工壓力的明顯波動；而礫徑越大，越能導(dǎo)致大幅度的偏轉(zhuǎn)，攜砂需要的流量和壓力也就越高。

調(diào)研還發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)有實驗研究因為試樣數(shù)量有限，結(jié)果隨機分散性較大；而數(shù)值模擬研究主要采用有限元方法模擬巖體裂紋的擴展，針對裂縫形態(tài)的改變作定性的探討，而對于工程中最關(guān)鍵的問題，即給定工藝后壓裂效果受影響的程度僅作了邏輯上的推導(dǎo)。為評價壓裂效果，需要進行流固耦合的模擬才能較好描述裂縫內(nèi)壓力衰減、擴展終止的情況。新疆油田利用3DEC離散元軟件建立了概念性的擬三維模型，并給定壓力邊界條件，對砂礫巖中的水力壓裂裂縫擴展過程進行了流固耦合的數(shù)值模擬研究（圖10），驗證了文獻給出的上述定性結(jié)論，同時表明礫石的存在確實可導(dǎo)致壓裂能量更快衰減，壓裂液的流動受到更大阻力；礫石還使得儲層巖體表現(xiàn)出更強的塑性，與前述現(xiàn)象吻合。以上因素最終使得采用相同工藝時，含礫儲層的改造長度縮短，控制體積更低。

2.3 針對瑪東2井區(qū)砂礫巖儲層特點的壓裂措施

根據(jù)以上分析，瑪東2井區(qū)致密砂礫巖儲層改造的難點以及相應(yīng)對策如下：

(1）儲層基礎(chǔ)物性極差，屬特低孔、特低滲儲層，需壓裂改造獲得產(chǎn)能，工藝上考慮采取大規(guī)模壓裂改造，通過形成較長填砂裂縫增加泄油面積。對于水平井以密集切割方式實現(xiàn)體積壓裂。

(2）主裂縫延展受到影響，支撐劑容易在繞流時沉降。考慮適當(dāng)提高施工排量，采取多級前置液段塞降濾及打磨近井裂縫，適當(dāng)降低施工砂比，提高壓裂液效率。

(3）區(qū)塊泥質(zhì)含量高，巖石塑性強，易產(chǎn)生支撐劑嵌入影響裂縫導(dǎo)流能力，需采用高強度支撐劑，并適量提高鋪砂濃度，保證壓裂效果。

(4）儲層強水敏，容易受到壓裂液的污染；通過開展液體試驗，定制壓裂液體系，使之具有良好的防膨性能和攜砂性能，助排效果好，易破膠返排。

圖10 水力壓裂裂縫在含礫儲層中的擴展以及孔隙壓力分布的離散元模擬

3 瑪東1號水平井的地質(zhì)工程一體化實施

瑪東1號水平井是瑪東2井區(qū)第一口水平井，可以參考的資料較少；儲層巖性主要為砂礫巖，影響裂縫擴展，增大了加砂難度；泥質(zhì)含量高，水敏現(xiàn)象嚴(yán)重，容易造成液體傷害。為應(yīng)對挑戰(zhàn)，新疆油田成立由油藏地質(zhì)、增產(chǎn)壓裂、電纜等多學(xué)科人員組成的地質(zhì)工程一體化項目組，根據(jù)有限資料加強油藏地質(zhì)認(rèn)識，并依托增產(chǎn)工程中心的條件和設(shè)備進行全面的實驗分析，為鉆井、壓裂設(shè)計提供支持。在施工過程中，各學(xué)科緊密配合，及時溝通，依據(jù)預(yù)案對施工進行實時的管控和調(diào)整，保障了瑪東1號水平井的順利實施。

3.1 設(shè)計、鉆井階段

利用直井資料和地震解釋成果建立了瑪東2井區(qū)的三維地質(zhì)模型。鑒于井距大，為減小井間構(gòu)造預(yù)測的誤差，用三維地震P2w4底面構(gòu)造圖對井間構(gòu)造進行了控制。根據(jù)細(xì)分層認(rèn)識，對主力單層砂組頂界與底界進行井控構(gòu)造約束（圖11），在模型中，各井點分層海拔與構(gòu)造模型海拔吻合，誤差小于0.1m，說明構(gòu)造模型準(zhǔn)確；在構(gòu)造模型的基礎(chǔ)上，油層屬性模型井點吻合良好，可以用該模型進行水平井設(shè)計。

圖11 瑪東2井區(qū)下烏爾禾組P2w 43-1（左）頂界與（右）底界構(gòu)造圖

根據(jù)項目研究成果，從優(yōu)質(zhì)儲層厚度的角度，選擇水平井井口位于瑪213井西北700m、瑪東2井東南1800m的優(yōu)質(zhì)儲層較厚處（圖5）。

縱向上儲層段存在及兩套單層砂組，其中后者為主力油層，因此取目的層位為上部砂層。砂組相對而言脆性指數(shù)較高，易于壓裂施工，可以通過大規(guī)模加砂壓裂兼顧上下的砂組，增加增產(chǎn)潛能。另外該組頂部有一套穩(wěn)定的高自然伽馬值泥巖層（厚度為2～6m），便于錄井跟蹤實施，實現(xiàn)地質(zhì)目標(biāo)（圖6）。

水平井段鉆進方向與水平最大主應(yīng)力垂直，既可保持井眼穩(wěn)定又有利于壓裂形成多條垂直水平段的裂縫，由構(gòu)造高部位向低部位鉆進，易于施工，因此取鉆井方位為205°。

從工程施工和經(jīng)濟效益兩方面出發(fā)，選擇水平段長度：由于水平井采用裸眼封隔器+投球滑套分段壓裂工藝，水平段長度主要受滑套工具穩(wěn)定性的影響。從保證現(xiàn)場工藝順利、安全、可靠實施的角度設(shè)計水平段長度為1140m～1425m；又考慮水平段三趟鉆鉆井能力，設(shè)計水平段長不宜超過1200m；綜合地質(zhì)、經(jīng)濟效益與工程設(shè)計后設(shè)計水平段長度為1200m。

借助于精確的三維地質(zhì)建模、先進的地質(zhì)導(dǎo)向工具和實時協(xié)同合作的工作方式，瑪東1號水平井實鉆水平段成功著陸油層，測井解釋水平井段3890.0～5090.0m，段長1200m，儲層鉆遇率達90.6%，實現(xiàn)了地質(zhì)目標(biāo)，確保了瑪東1號水平井的儲層品質(zhì)和鉆井品質(zhì)（圖12）。

圖12 瑪東1號水平井實鉆軌跡與分段分簇設(shè)計

3.2 儲層改造階段

瑪東2井區(qū)儲層為特低孔、特低滲致密砂礫巖儲層，前期直井改造效果不理想，為在水平井上獲得突破，以體積壓裂理念進行改造，并根據(jù)儲層特點優(yōu)化壓裂工藝。

3.2.1 壓裂方案優(yōu)化

試油結(jié)果表明儲層低產(chǎn)且無邊底水，具備大規(guī)模改造需求和條件；參考鄰近井區(qū)（瑪18、瑪131井區(qū)）經(jīng)驗以及儲層特點，采用速鉆橋塞射孔分段壓裂工藝，以密集切割方式實現(xiàn)大規(guī)模體積壓裂，并以地質(zhì)甜點與工程甜點相結(jié)合的方式確定分簇、分段，主要遵循以下原則：

（1）射孔簇選擇以地質(zhì)甜點為前提，優(yōu)選段內(nèi)巖性、地應(yīng)力一致區(qū)域；

（2）分段要求單段內(nèi)巖性、物性、主應(yīng)力差異性較小；

（3）連續(xù)油層段內(nèi)，避免對產(chǎn)層、非產(chǎn)層段同時射孔和壓裂改造；

（4）油層水平段進行多分簇、大規(guī)模改造；

（5）差油層水平段適度規(guī)模改造；

（6）射孔及橋塞坐封位置避開套管接箍。

在上述原則指導(dǎo)下，設(shè)計瑪東1號井共分20段/33簇，簇間距為22～55m，平均為31m，段間距為47～78m，平均為60m，其中14～20段每段1簇，1～13段每段2簇（圖12）。采用大孔徑、深穿透射孔槍彈組合，保證射孔完善程度，提高施工成功率。

考慮地層偏軟，塑性較強，支撐劑可能嵌入巖層，降低支撐效果（表2），需要較高的鋪砂濃度，采用20%～25%的高砂比。根據(jù)巖石力學(xué)參數(shù)及縫長等參數(shù)計算，在單簇4～5m3/m in排量下裂縫寬度為3.7mm，以超過3倍支撐劑礫徑為原則，主體支撐劑尺寸選擇20～40目陶?？蓾M足要求。根據(jù)鄰近直井的應(yīng)力狀況（表3），估計瑪東1號水平井儲層最小水平主應(yīng)力為60～65MPa，保守估計生產(chǎn)時流壓為10MPa，支撐劑實際承壓為50～55MPa，需要選擇抗壓強度為69MPa的中密度高強度陶粒支撐劑。同時針對砂礫巖儲層壓裂產(chǎn)生復(fù)雜多裂縫及近井筒彎曲的現(xiàn)象，選取40～70目陶粒進行段塞打磨。

砂礫巖儲層壓裂需要能量較大，在考慮井口、套管安全的情況下，采用大液量、大排量（8m3/m in）注入的方式，充分壓開地層。同時采用前置酸和前置段塞工藝，確?？焖龠_到設(shè)計排量。研究區(qū)天然裂縫不發(fā)育，液體濾失小，效率高，設(shè)計前置液比例為40%～45%。

針對儲層極強的水敏性，采用了防膨瓜爾膠壓裂液體系，并通過試驗驗證達到設(shè)計要求。傷害實驗采用壓裂液破膠液驅(qū)替巖心，氣測傷害前后的巖心滲透率，低濃度體系對巖心具有較低的傷害，平均傷害率為21.1%，滿足對儲層低傷害的要求（圖13）；破乳實驗采用井區(qū)原油，90℃下進行瓜爾膠破乳性能測試，結(jié)果表明與未加破乳助排劑的體系相比，具有明顯的破乳效果，加入0.3%破乳助排劑，破乳率均達到95%以上。防膨?qū)嶒灡砻?，采用高效的有機黏土防膨劑，優(yōu)選濃度為0.8%時，防膨率達到83.3%，性能良好。

圖13 巖心滲透率傷害實驗結(jié)果

3.2.2 施工分析及效果

根據(jù)設(shè)計，累計用時13天完成20級、33簇壓裂施工；入井總液量為18507.8m3，其中酸液99m3，滑溜水2957.5m3，凍膠15451.3m3；加砂1057m3，其中20～40目陶粒1022.9m3，40～70目陶粒34.1m3。攜砂液排量為4.2～8.5m3/m in，平均為6.5m3/m in。平均砂比為17.1%；前置液比例平均為47.6%；瞬時停泵壓力為35～53MPa，平均為39.7MPa；破裂壓力為62～78MPa，平均為70MPa（圖14）。

圖14 瑪東1號水平井壓裂曲線

酸處理效果明顯，處理后施工排量平均增加了152%，相同排量下壓力下降了1.1～27MPa，平均下降11.1MPa,對于快速建立排量、降低施工壓力具有重要作用。整體而言，單級兩簇射孔比單級單簇射孔酸處理效果更好，壓力下降更加明顯（圖15）。酸處理已成為水平井分段壓裂的必備技術(shù)。段塞處理效果明顯，達到了降低施工壓力、快速建立施工排量的目標(biāo)（圖16）。

圖16 瑪東1號水平井第五級壓裂曲線

裂縫延伸壓力梯度分析結(jié)果表明（圖14），單級1簇的射孔方案合理，簇間應(yīng)力影響很?。徽{(diào)整射孔方案的分級未出現(xiàn)砂堵，并且達到2級/天的施工進度，加砂完成率達到94.4%，表明礫巖油藏單級單簇射孔可以有效降低施工難度。

瑪東1號水平井返排后，產(chǎn)油量逐漸上升，初期最大產(chǎn)油量為86.0t/d，產(chǎn)水量為5.49t/d；含水穩(wěn)定后，采用3mm油嘴生產(chǎn)時，平均產(chǎn)油量為53.9t/d，產(chǎn)水量為2.42t/d；采用2.5mm油嘴生產(chǎn)時，平均產(chǎn)油量為38.13t/d，產(chǎn)水量為1.69t/d；壓裂增產(chǎn)效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于鄰近直井（圖17）。

圖17 瑪東2井區(qū)壓后產(chǎn)量對比

4 結(jié)論

通過開展地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，新疆油田在地質(zhì)認(rèn)識有限、數(shù)據(jù)資料不夠、開發(fā)經(jīng)驗不足的情況下，各學(xué)科緊密配合，在瑪東2井區(qū)開發(fā)的第一口水平井即取得了優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率超90%、壓后產(chǎn)量超50t/d的成果，為井區(qū)及致密砂礫巖油藏的效益開發(fā)增添了信心。同時也得到了一些在此類致密砂礫巖儲層中進行開發(fā)的經(jīng)驗和認(rèn)識：

(1）對于礫石占比較大的致密砂礫巖儲層，在儲層分類標(biāo)準(zhǔn)中應(yīng)考慮礫徑的影響，礫徑過大不宜作為I類儲層，以確保目的層的選取在地質(zhì)和工程方面均得到優(yōu)化。

(2）井區(qū)內(nèi)礫徑較大的砂礫巖塑性較強，會影響壓裂主縫延伸長度，并對壓裂過程中的液體流動、裂紋形態(tài)和支撐劑分布均會產(chǎn)生不利影響。在改造時可采用大規(guī)模、大排量、高砂比的參數(shù)，并選取強度較大的支撐劑以及對儲層傷害較小的壓裂液體體系。

(3）采用水平井+細(xì)分切割體積壓裂的開發(fā)模式，增大單井控制體積，提高單井品質(zhì)，可以實現(xiàn)致密砂礫巖儲層的效益開發(fā)。

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