火山岩储层低伤害压裂技术及其应用_工程实践

摘要

摘要：吐哈油田三塘湖盆地火山岩地层具有岩石成分复杂、储层基质物性差、天然裂缝发育、非均质强、地应力梯度高、敏感性强、自然产能低等特点，这给压裂增产改造增加了不少难度

摘要：吐哈油田三塘湖盆地火山岩地层具有岩石成分复杂、储层基质物性差、天然裂缝发育、非均质强、地应力梯度高、敏感性强、自然产能低等特点，这给压裂增产改造增加了不少难度。针对其地质复杂性，在室内研究评价的基础上，形成了针对该区块储层压裂增产改造技术方案，包括：①低伤害的乳化压裂液体系；②小粒径陶粒多段支撑剂段塞、30～50目和20～40目陶粒组合加入方式；③测试压裂G函数分析选择合理排量；④高比例液氮助排等。研究成果在三塘湖盆地卡拉岗组探井应用10井次，施工成功率为90%，有效率为100%。结果表明，乳化压裂液与三塘湖盆地强水敏火山岩具有良好的适应性，防膨率为70%～80%，伤害率为20%～30%，压后压裂液排液效率较水基压裂液提高约30.0%，单井压后最高产量达25.12m³/d，达到了低伤害压裂的要求。

关键词：三塘湖盆地；火山岩；水敏；压裂；乳化；低伤害；支撑剂；研究

1 储层特点及压裂技术难点

1.1 储层特点

1) 岩性复杂。储层岩性以玄武岩为主，其次为安山岩，岩石中矿物成分复杂，大体分为黏土、碎屑岩、碳酸盐岩和其他岩性等，其中以碎屑岩和碳酸盐岩为主。碎屑岩中主要为石英、钾长石、斜长石等，其中以斜长石为主；碳酸盐岩中含有方解石、白云石、沸石等。

2) 储层岩石中黏土矿物含量高。黏土矿物中以膨胀性蒙脱石为主，黏土线性膨胀大，水敏性极强。岩石中黏土矿物含量10%～30.0%，其中蒙脱石含量为70%～80%，岩心粉清水线性膨胀量达到4.0mm，水敏指数0.71～0.95，水敏性极强(见图1、表1)。

表1 水敏性评价结果表

井号	井段(m)	K_w2(10^-3μm²)	K_w(10^-3μm²)	水敏指数	评价结果
马8	1627.89～1646.52	4.92	1.19	0.76	强水敏
马17	1515.00～1550.00	11.31 10.30	3.04 2.94	0.73 0.71	强水敏强水敏
马19	1560.26～1565.26	3.93	0.39	0.90	极强水敏

3) 渗透率和孔隙度低，非均质性强。储层孔隙度主要分布在6%～14%，纵向非均质性较强。下部火山岩基质孔隙度普遍很低，在3%～8%，渗透率小于0.05×10^-3μm²，顶底的火山岩储层物性明显变好，在14%～16%，最高为25%，储层渗透性也有明显改善。

4) 发育节理缝、网状缝、诱导缝、斜交缝等。

5) 最小主地应力梯度高。最小主地应力梯度基本在0.018MPa/m以上，有超过0.025MPa/m。

6) 地层温度与压力系数低。地层温度50℃，地层压力系数为0.5～1.0。

1.2 压裂技术难点

1)压裂液体系选择。地层水敏性极强，要求高防膨率低伤害的压裂液体系，此外，地层温度与压力系数低，还需兼顾压裂液低温条件下快速破胶和压后快速排液。

2) 多裂缝起裂与延伸。地层岩性复杂、裂缝发育，裂缝起裂与延伸条件影响因素多，容易多裂缝起裂与延伸，形不成主裂缝，导致早期砂堵，同时排量选择不合理也使多裂缝开启，滤失加大，使施工失败。

3) 缝宽小，高砂液比进入困难。地应力高，最小主地应力梯度超过0.018MPa/m，必然影响裂缝宽度，加之多裂缝影响，使得裂缝宽度窄小，大粒径支撑剂和高砂液比进入地层困难。

4) 缝长优化。地层在平面上和垂向上非均质非常强，地质建模与实际符合率差，油藏模拟优化裂缝长度缺乏理论依据^[1]。

2 储层压裂技术

吐哈三塘湖盆地火山岩地层地质特征表明，压后欲取得较好的改造效果，即要在地层中形成深穿透的水力裂缝，增加沟通裂缝的几率，亦要选用高防膨效率压裂液体系和助排措施，提高排液效率，降低水敏伤害，同时优选合理的施工排量减少多裂缝开启和选择合适的支撑剂粒径与加入方式提高施工成功率，通过攻关研究，形成了如下技术措施。

2.1 高防膨效率的低伤害的乳化压裂液体系

油基、泡沫和乳化压裂液是目前对付强水敏地层压裂改造的主要液体体系，因油基压裂液在低温下存在破胶困难和施工时的重大安全隐患，二氧化碳泡沫压裂液要形成泡沫必须满足一定的温度条件，由于地层温度低，在大部分裂缝中，压裂液温度小于CO₂起泡温度，不能形成泡沫，限制了它在储层中的使用^[2]，而乳化压裂液通过油相的乳化形成油水两相降低滤失，同时大大减少了水相的用量，可以起到较好的防膨作用，安全隐患较油基小得多，因此选用乳化压裂液体系作为强水敏地层的压裂液体系。研究表明，油相：水相=1:1的乳化压裂液体系防膨效率可以达到76.15%，较水基压裂液提高50.0%，滤失系数降低60.0%～70.0%(见图2、表2)。

2.2 形成主裂缝技术

裂缝发育地层一般采用前置段高黏度多段胶塞来堵塞裂缝，减少多裂缝开启，以形成主裂缝，鉴于吐哈三塘湖盆地的地层温度低，胶塞破胶困难，采用多段小粒径陶粒堵塞微裂缝以形成主裂缝，此外，通过加砂压裂前的小型测试压裂G函数分析天然裂缝张开压力优化施工排量^[3]。

2.3 支撑剂的组合加入技术

针对地应力高、地层滤失大、裂缝宽度小的特点，通过室内30～50目和20～40目陶粒组合导流能力实验表明，30～50目和20～40目陶粒以1:4组合加入，不会显著影响导流能力(导流能力降低小于10.0%)，而可以以小粒径陶粒填充窄裂缝，待形成一定宽度后再加入20～40目陶粒，可以提高施工成功率(图3)。

2.4 高比例前置液氮助排和快速排液技术

采用前置液氮技术，液氮比例在20%以上，压后快速破胶快速排液(压后30min开井排液)。

此外，为确保乳化压裂安全施工，使用Ø88.9mm压裂管柱和高强度压裂井口尽量降低施工压力以及制订压裂施工紧急处理方案与消防车上井随时待命等安保措施，以保证施工安全。

3 现场应用与效果

3.1 加砂压裂施工

应用乳化压裂液体系在吐哈油田三塘湖盆地探井上进行了7口井10井次的压裂试验，压裂成功率90%，单井加砂量18.0～41.10m3，平均砂液比20.0%～27.6%，排量控制到4.0～5.0m³/min，施工压力47.2～84.2MPa，停泵压力15.8～64.3MPa，区域上各井施工压力变化大，反映出各井力学性质的差异大。

3.2 乳化压裂液摩阻与排液效率

乳化压裂液因存在油水两相摩阻较高，在4.0～4.6m³/min排量下，摩阻系数为10.3～14.8MPa/1000m，相当于清水摩阻的55%。水基压裂液由于前置了液氮或拌注液氮，摩阻也有所提高，相当于清水摩阻的40%左右，也就是说乳化压裂液摩阻较水基压裂液提高约15%。

乳化压裂液的返排效果较水基压裂液好，表现在自喷排液效率在40%以上，最终排液效率在60%以上。而水基压裂液自喷排液效率均在40%以下，大多集中在20%～30%，最终排液效率在50%以下(见表3)。

表3 压裂液返排数据表

井号	井段(m)	液体类型	自喷返排率(%)	最终返排率(%)
马18	1423.0～1445.0	水基	26.70	31.00
牛东7-13	1540.0～1580.0	水基	20.64	27.99
牛东8-5	1550.0～1600.0	水基	25.73	49.91
平均		水基	24.40	36.30
马3	1883.0～1906.0	乳化	53.30	71.30
马8	1360.0～1372.0	乳化	59.54	86.64
马19	1520.0～1558.0	乳化	41.60	68.70
马19	2595.0～2610.0	乳化	48.99	82.13
马24	1582.0～1610.0	乳化	61.93	68.10
马25	2212.0～2231.0	乳化	54.08	73.89
平均		乳化	53.20	75.10

3.3 水力裂缝特征

在马24井为代表的压后压力双对数曲线上，压力与压力导数成铁轨状，水力裂缝特征明显，说明压后在地层中形成了主裂缝(图4)。

3.4 压后效果

马24等井经过压裂改造后获得了不同程度的增产效果，压裂有效率100%，并认识了地层的含油气特性。10井次中4井次获得工业油流，马24井获得了25.12m³/d的产量，4井次获得低产油流，2井次于层，新增了地质储量。

4 结论

1) 乳化压裂液在合适的配方和助排措施下防膨效率高、滤失小，排液效率高，对地层伤害小，与低压、强水敏地层具有较好的适应性。

2) 小粒径陶粒多段支撑剂段塞、30～50目和20～40目陶粒组合加入方式、合适的施工排量等工艺措施与裂缝发育、地应力高的火山岩地层具有良好的适应性，大大提高了火山岩地层的施工成功率，10井次压裂试验施工成功率达到90%，并在地层中形成了主裂缝。

3) 乳化压裂后获得良好的增产效果，马24井压后获得25.12m³/d的产量，扩大了勘探面积，升级了储量，对油田产量接替具有重要意义，研究形成的火山岩地层乳化压裂技术为该类地层的勘探开发提供了技术支持。

参考文献

[1] 陈作，孟祥燕，杜长虹，等.异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究[J].天然气工业，2005，25(12)：92-94.

[2] 单文文，丁云宏.2004年油气藏改造技术新进展[M].北京：石油工业出版社，2004：20-24.

[3] NOLTE K G，MANIERE J L，OWENS K A. After-closure analysis of fracture calibration tests[C]∥SPE Annual Technical Conference and Exhibition，San Antonio，Texas：SPE，1997.

(本文作者：陈作¹ 庄维礼² 杜长虹¹ 郑伟¹ 易新斌¹ 1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油吐哈油田公司勘探事业部)