致密储层压裂工艺研究与应用

2017-11-07贾云鹏中国石油大港油田分公司石油工程研究院天津300280

化工管理 2017年25期

贾云鹏(中国石油大港油田分公司石油工程研究院，天津 300280)

致密储层压裂工艺研究与应用

贾云鹏(中国石油大港油田分公司石油工程研究院，天津 300280)

大港油田孔南致密油储层具有埋藏深(3500 m-4200 m)、岩性复杂(致密砂岩和过渡岩性)、物性差、粘土含量高(9.62%-44.7%)的特点，以储层可压裂性评价为基础，应用混合压裂液+二次加砂压裂技术、混合压裂液加砂压裂技术，取得了较好的改造效果。

致密油；压裂效果；混合压裂液；二次加砂压裂

孔南孔二段致密储层应用常规压裂技术实施压裂3口井，压后日产油5.2-11.4m3/d，压裂效果不理想，分析认为，由于储集层基质向裂缝供液能力差，常规压裂技术仅靠单一压裂主缝很难取得预期的增产效果，为此借鉴国内外体积压裂理念及改造经验，通过储层可压裂性评价，研究应用可形成缝网+主裂缝的混合压裂液+二次加砂压裂技术和混合压裂液加砂压裂技术，大幅提高了压裂改造效果。

1 孔南孔二段地质特征

孔南孔二段致密储层压裂目的层埋藏深，3500-4200m；岩性复杂，致密砂岩和过渡岩性(长石粉砂-细砂岩、含泥含云粉砂岩、含砂泥岩、云质泥岩、含云砂屑泥岩)；解释渗透率0.1-4.15×10-3μm2，孔隙度2.21%-9.23%；泥质含量9.62-44.7%；储层为中等偏强水敏；多薄层，28.7m/12层；试油产量低，平均日产液1.6m3/d,平均日产油0.11m3/d，鉴于孔二段储层特征及常规压裂效果不理想，提出应用致密油复合压裂技术进行储层改造。

2 致密油复合压裂技术

致密油复合压裂技术的关键在于形成复杂裂缝网络以达到改善储层整体渗流能力的目的，能否形成复杂裂缝网络，取决于地质和压裂工艺两方面因素。

2.1 孔二段致密油可压裂性评价

致密油储层可压裂性评价是从地质因素判断压裂目的层形成复杂缝网的能力，为压裂工艺优选及参数优化提供依据。借鉴国内外致密油评价经验，脆性高的地层更容易形成复杂的网状裂缝，岩石的矿物成分与形成缝网的难易程度用脆性指数来表示，以岩心实验数据为基础，建立了脆性矿物含量-矿物脆性指数与破裂形态关系图版,由图1可知，当脆性矿物(石英)含量大于47%，矿物脆性指数大于22.1%时，容易发生多缝剪切破坏，产生网状裂缝；除去脆性指数，致密油储层压裂裂缝形态还受到地应力差异、天然裂缝等因素相互作用影响，综合考虑上述因素，提出致密油压裂缝网指数，缝网指数越高，越容易形成网状裂缝，孔二段致密储层在缝网指数0-0.37不易形成网络裂缝，大于0.45易形成网络裂缝，0.37-0.45在一定工艺条件下可形成网络裂缝。

2.2 混合压裂液+二次加砂压裂技术及工艺参数优化

从压裂工艺方面考虑，为了尽可能提高压裂裂缝复杂程度，通过低粘压裂液、多级段塞注入，形成复杂网络，泵注交联压裂液，形成高导流主裂缝；二次加砂，提高缝网指数，达到提高压裂效果的目的。

(1)优选出适合致密油的低伤害压裂液，耐温150℃；防膨率≥90%；破胶液表面张力为25.9mN/m，接触角接近90°,破乳助排性能优良；与完井液、地层水配伍性良好，无沉淀产生；与原油配伍性好，破乳率≥95%。

(2)为提高裂缝复杂程度，泵注低粘度线性胶压裂液+粉陶造缝，大排量施工。

(3)为形成主裂缝，提高裂缝导流能力，采用交联压裂液造缝、携砂。

(4)借鉴国内外经验，主应力差异系数越小，缝网指数越高，越容易形成网状裂缝。优选二次加砂压裂工艺，两次泵注间隔时间1小时，目的是通过前次压裂形成裂缝对地应力的干扰，降低水平地应力差异系数，典型井模拟计算显示，一次压裂后水平应力差异系数由0.3降至0.1-0.2，提高形成缝网的程度，有利于提高压裂效果。

2.3 现场实施及效果

孔二段致密油储层复合压裂工艺实施24层次，17层次获得工业油流占总层数的70.8%；压前平均日产液1.45m3，压后平均日产液20.1m3,增液12.9倍；压前平均日产油0.4m3/d，压后日产油2.9-33.8m3/d，平均日产油8.74m3,增油20.9倍，整体效果明显。

典型井G108-8井压裂目的层孔二段，射孔厚度26.1m/3层。压裂施工：第一次加砂：施工压力59-70MPa，排量7.8-8.2m3/min，停泵压力22.3MPa，液量603.3m3，加砂41.5m3；第二次加砂：施工压力59-71.5MPa，排量8.5-8.7m3/min，停泵压力21.7MPa，液量597.3m3，加砂50.7m3。累计总液量1181m3，加砂87.7m3，施工顺利完成。