摘要：松辽盆地裂缝性火山岩储层的改造工艺措施较为有限，严重地影响了对其含气特征的认识与开发效果。为此，开展了针对裂缝性火山岩储层的人工裂缝破裂与延伸影响因素研究、耐高温低伤害压裂液体系研究，并针对裂缝性火山岩储层改造工艺措施进行优化，采用高黏液、优化射孔、多段塞支撑剂注入等措施提高施工成功率及压后效果，形成了裂缝性火山岩储层加砂压裂改造关键技术系列：小型压裂测试资料处理解释技术、多裂缝控制及降低滤失技术、压后返排工艺技术、火山岩优化设计技术等。应用结果表明，该配套关键技术可以满足生产的需要。
关键词：松辽盆地；火山岩；储集层；高温；水力压裂；压裂液；裂缝(岩石)；羧甲基瓜胶
0 引言
松辽盆地裂缝性火山岩储层的改造工艺措施较为有限，如果在裂缝延伸机理及相应工艺、液体方面不能形成一套完善的体系，势必影响对裂缝性火山岩含气特征的认识与开发[1]。通过近年来的室内攻关及现场试验，形成了一套适合于裂缝性火山岩储层加砂压裂改造的技术系列。
1 人工裂缝破裂与延伸影响因素
为了研究天然裂缝对水力裂缝的影响，采用大尺寸真三轴模拟实验系统。鉴于天然岩样的来源与加工条件所限，本实验采用混凝土试样。实验研究模拟地应力状态为σV＞σH＞σh时，水力裂缝与单条天然裂缝在不同的逼近角度下的干扰情况，在此基础上，考虑采用不同黏度的压裂液、不同的排量对裂缝扩展及几何形态的影响。实验中严格遵循相似理论的指导来进行。实验结果表明：水压裂缝沿着水平最大主应力方向扩展遭遇天然裂缝时，在高逼近角度(大于等于60°)和高应力差条件下往往直接贯穿天然裂缝；而在低逼近角度(小于等于30°)或低水平主应力差条件下往往沿着天然裂缝的方向扩展；当应力差为7MPa(60°)时，在应力差不大的情况下，容易发生近井筒裂缝扭曲乃至产生偏转裂缝。
高黏度压裂液和高施工排量对于天然裂缝比较发育的火山岩储层而言，有利于形成理想的水力主裂缝、减少天然裂缝对水力裂缝的影响，从而减少形成支缝的可能性。
理论分析和实验结果表明，除了水平主应力差和逼近角外，近壁面岩石的力学参数也是影响裂缝张开的重要因素。随机多裂缝地层容易产生多分支状裂缝，造成滤失增大。由于随机天然裂缝不断地开启与闭合，导致压力曲线波动非常频繁。
2 高温、超高温压裂液体系
为了满足火山岩储层高温(130～180℃)对液体性能的要求，研究了羧甲基瓜胶超高温压裂液体系，通过调整稠化剂和交联剂的用量，可以满足火山岩储层改造的需要。
新型的低浓度新型高温压裂液体系，采用羧甲基瓜胶作为压裂液体系的稠化剂，该稠化剂具有水不溶物含量低、液体单位增黏效果好的特点，通过室内大量的筛选及合成实验，开发出了专有的高温交联剂和高温增效剂。该体系具有低残渣低伤害易破胶的特点。优化后的配方体系可使压裂液在180℃、剪切120min后，黏度保持在60mPa·s以上(图1)，破胶后液体黏度低于5mPa·s。
3 工艺技术措施
3.1 小型压裂测试资料处理、解释及分析
按测试目的将小型压裂测试分为3个主要阶段：①活性水测试阶段，拟合储层渗透率，计算射孔孔眼及近井摩阻，确定目的层闭合压力；②压裂液(冻胶)测试阶段，确定压裂液效率、施工排量、裂缝延伸压力，对主压裂设计参数进行调整；③试加砂测试阶段，判断储层对砂液比的敏感性，确定主压裂施工砂液比[2]。具体评价方法有：①小型压裂测试及压降分析；②结合现场资料的理论计算法(两种)；③前置液阶段两次瞬时停泵压力测试；④压裂施工压力的定性评价，从压力曲线可以定性分析储层的滤失情况，但无法得到定量结果。
根据小型测试压裂得到的破裂和延伸压力高低、地层滤失情况、压裂施工难易程度，对主压裂设计进行调整，确定主压裂前置液百分数、施工排量、最高加砂浓度.
3.2 多裂缝控制及降低滤失技术
3.2.1多裂缝控制技术
现场实验表明，天然裂缝发育状况决定了裂缝性火山岩储层的固有滤失能力，统计表明天然裂缝的滤失量可能是基质滤失量的10倍，当缝内净压超过裂缝张开压力时，滤失系数将增加50倍。对于天然裂缝发育的储层，压裂时容易形成多裂缝。
室内实验研究表明，通过改变泵注排量和泵入液体的黏度能够有效控制在天然裂缝中形成主裂缝，实际也正是体现了净压力对形成主控裂缝的关键作用，净压力越高越易形成主裂缝。净压力与排量、压裂液成正比，也即黏度、排量越高，净压力越大，此时越易形成主裂缝.
3.2.2综合降滤技术
降滤失措施包括[3]：①100细粒支撑剂预充填技术(对天然裂缝发育)；②柴油降滤和300目油溶性树脂或硅粉(基质滤失大)；③高排量降滤；④压裂液黏度控制滤失等。
3.2.3多级变参数控制多裂缝技术
储层与隔层地应力差值较小、特低渗储层，加砂规模较大时，在压裂过程中，排量偏小，会造成早期砂堵；反之，如排量偏大，会引发起始的缝高失控。因此，一般情况下，可采取变排量的措施，施工排量由小到大。变排量的台阶数可根据需要采用2～3个排量系列，排量的增幅可根据台阶数和储层情况综合权衡后再予确定。
变黏度技术：压裂初期为了形成主裂缝，需要高净压力，而此时的排量较低因此需要高黏液体，同时可以实现降滤失目的。后期由于排量上升，为了维持一定的净压力，需要降低压裂液的黏度，否则净压力会不断上升，导致缝高向上、向下过度延伸，形成无效支撑。同时压裂后期由于裂缝内的温度降低，因此压裂液的耐温耐剪切性能要求相应也降低。变黏有两种方式：①通过基液变黏；②通过调节交联比实现变黏。
3.3 岩板长期导流能力
为了更接近于实际地下情况条件下进行支撑剂导流能力实验，考察支撑剂嵌入地层的影响，以便进一步确定合理裂缝形态，准确预测气井产量[4]，实验中首次采用了火山岩的岩板进行导流能力实验，实验条件均考虑了地层温度、地层盐水的影响，实验连续运转，实验时间在300h以上，以便对比长期导流能力。
从实验后的岩板照片(图2)结合导流曲线(图3)分析，嵌入的印记清楚，影响十分明显。特别是在高闭合压力的条件下，短期导流、钢板长期导流以及岩板导流之间的差值相当大，已经远远超出1/3的倍数。因此在闭合压力较高区域作业时，应该进行支撑剂长期导流实验，以获得更接近地层实际情况的支撑剂导流能力数据，而不能再依赖经验数据。
3.4 气体导流能力研究
气体导流实验数据明显高于液体介质测定的导流能力数据(图4)，因此在可以使用小粒径与常规粒径的组合技术或根据情况全程采用小粒径支撑剂技术进行气藏改造，而且不一定需要追求高砂液比施工，从而不但可满足生产要求，而且可以避免施工砂堵风险。
3.5 火山岩优化设计技术
压裂前储层综合评价是必须的，比如岩石力学试验、地应力剖面解释等，同时根据储层物性的认识结果对压后产能进行预测，对缝长和导流能力进行初步优化，并根据施工规模及储层改造工艺需要优选支撑剂及液体体系。针对裂缝性火山岩复杂的井层情况，提出了火山岩大型压裂的难点和技术对策[5]。通过三维压裂优化软件，分别优化施工参数，包括前置液量、排量、规模等。形成较为优化的泵注程序，为了应对现场的施工复杂情况及在测试压裂后及时进行施工，应有2～3套不同滤失情况及施工压力下的优化泵注程序。
3.6 压后返排工艺技术
为了尽量减少压裂液滤液对储层的伤害和提高支撑剂在储层内的支撑效率，往往采取裂缝强制闭合技术，尤其是对于裂缝更多地向下延伸的情况更是如此。研究放喷油嘴尺寸的确定方法，使裂缝既能尽快闭合，又不至于过多返吐支撑剂，从而影响压裂的最终效果。
由体积平衡原理，建立井口放喷压力模型并进行求解，编制成了软件，对裂缝的闭合时间、支撑剂沉降距离、支撑剂回流等进行计算，确定最优的放喷尺寸，保证压后返排工作制度合理可靠。现场应用15井次，压裂液返排率提高10%以上。
裂缝性火山岩储层改造配套技术研究成果吉林深层火山岩气藏15井次，储层深度达到5200m，施工最高储层温度183℃，最大加砂规模达到137m3，施工成功率93.3%。
4 结论
1) 通过机理研究、室内评价实验，形成了一套适合裂缝性火山岩储层改造的综合配套技术，应用结果表明，该配套关键技术可以满足高温储层及大规模加砂压裂需要。
2) 设计中首次利用岩板进行了长期导流能力和气体导流能力进行实验，更能切合实际地进行方案优化，指导设计施工。
3) 形成的高温压裂液体系具有较好的流变性能及低伤害、快速破胶等性能，能够满足裂缝性火山岩储层高温、大规模长时间施工的要求。
4) 地应力优化射孔技术、多裂缝处理技术、现场测试技术、小粒径施工方法、压后返排等技术的应用确保了大规模加砂压裂施工的顺利进行及压后效果，为其他类似储层改造提供了借鉴。
参考文献
[1] WEUERS L，GRIFFIN L G，SUGIYAMA H，et al. The first successful fracture treatment campaign conducted in Japan：stimulation challenges in a deep，naturally fractured volcanic rock[C]∥SPE Annual Technical Conference and Exhibition，San Antonio，Texas：SPE，2002.
[2] 冯程滨，谢朝阳，张永平.大庆深部裂缝型火山岩储气层压裂技术试验[J].天然气工业，2006，26(6)：108-110.
[3] 刘合，闫建文，冯程滨，等.松辽盆地深层火山岩气藏压裂新技术[J].大庆石油地质与开发，2004，23(4)：35-37.
[4] 曹宝军，李相方.压裂火山岩气井多裂缝产能模型[J].天然气工业，2008，28(8)：86-88.
[5] 冯程滨，张玉广，王贤君.深部火山岩储层压裂改造主要技术对策[J].大庆石油地质与开发，2008，27(5)：85-88.
(本文作者：杨振周1 张应安2，3 石宝民2 王鸿伟2 杨喜峰2 1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油吉林油田公司；3.大庆石油学院)
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