李行船,樊庆真,Sergio Roberto Giordano

（中石化国勘阿根廷项目部，阿根廷布宜诺斯艾利斯）

水力压裂作业时，准确的储层表征是水力压裂优化设计的基础。国内油气田得益于体制/集团优势，在实施水力压裂优化设计时，先期开展的储层表征工作业已完成，能够较好地满足压裂模拟所需地质参数。而对于海外项目，对基础研究往往重视不够，造成许多重要地质资料的不足，加大了储层改造优化的难度。中石化阿根廷项目就是这方面的典型示例。

阿根廷项目工区内90%的新井需要实施压裂完井投产。项目接手时，仅有地层压力/孔渗/流体敏感性资料，据此开展的增产设计相对粗放，致使工艺成功率低（81%）。需要补充更多的重要地质信息即加强储层表征工作，认识储层特征对工艺作业的影响，以进一步实施优化设计、提高工艺成功率及有效率。

1 San Jorge盆地及储层地质简况

项目工区位于San Jorge 盆地南翼，面积4069km2。油藏岩石润湿性偏亲水性，油藏原始含水饱和度高（35%～65%）、残余油饱和度中等偏低，两相流区间窄，油藏水驱油效率中等偏低；当钻井液、作业液侵入后易造成水相为连续相、开井生产时呈现高含水，没有无水采油期。而工区钻固井时出于安全及优快作业的需要所用泥浆密度在1.09～1.22g/cm3区间，高于储层地层压力（储层压力系数为0.93，折合地层压力梯度为0.092MPa/m），极易导致储层伤害。

从1990S 起，水力压裂就成为了San Jorge 盆地各作业者解除地层污染、提高储层产能的重要措施。但水力压裂设计所录入的地质资料仍局限于流压/孔渗资料，缺乏第一手地应力状态信息特别是水平主压应力方向资料；缝长设计时考虑300m 井距的限定条件，与国内低渗透开发井网的规模类似、而没有考虑到因沉积相态特征的不同导致的地质体展布特征差异。因而地质因素考虑不足、工程设计缺乏针对性是压裂作业工艺成功率及有效率都比较低的重要原因；相应地，加强储层表征研究是项目开展优化作业工作的着力点。

2 工区地质体展布特征研究

水力压裂的规模须考虑储层的展布面积。对于低渗透储层来说，无论是近源山麓洪积扇、水下扇、冲积扇、湖底扇重力流沉积还是远源的三角洲相沉积，普遍存在范围广、厚度大特点，具备大规模改造的储层地质条件。而对于San Jorge 盆地，通过野外考察对主力储层Bajo Barreal/Castillo的研究发现砂体主要为直流河道沉积、而辫状河道砂体较为少见；直流河道迂曲度小于1.23、平均厚度2～5m。对盆地中部挤压带露头区的实地考察证实了这一点[4]，且河道砂体宽厚比具有一定的统计规律，W/T≈30m。

为研究河道砂体的走向，抽取了10个区块34口井计337 个岩芯/井壁取芯样品，其中西区4 个区块16 口井 169 个、中区 4 个区块 11 口井 87 个、东区 2 个区块 7口井81 个（图1a）。由岩样分析制作的碎屑成分投影图（图1b）显示出岩浆弧源在砂体沉积中的重要性；且自西至东，亦显示出沉积由过渡型岛弧—分割型岛弧—再旋回造山带的渐变规律。

图1 取样井分布及碎屑成分投影图

进一步的岩石矿物组分检测显示（图2），项目三个矿区矿物组分差异明显：①在东区，变质岩碎屑、石英矿物的含量特别是多晶石英的含量远高于中西部，反映出前寒武—古生代结晶基底的贡献；②西区易风化分解斜长石含量远高于中、东区，中性火山岩屑的含量亦具相似特征，揭示出盆地南缘的Deseado高地其中西部发育有大量的侏罗纪中性火山岩对砂体沉积的重要作用；③而在中区，斜长石与钾长石的含量相仿、且其它多种矿物含量在西、东区之间，在一定程度反映出多物源沉积特征；但酸性火山岩屑的含量明显高出西、东区，显示出盆地以西远源白垩纪火山弧的沉积贡献。

从物源分析结果可大致推断工区内即砂体展布大致沿南北向，西区Mesta Sirven区块的地球物理解释成果证实了这一点。识别出的砂体走向比较清晰，预测河道砂体最大宽度大约300～400m，多数几十米。

对如此窄而薄的砂体上实施水力压裂改造，水力裂缝的延展方向是进行压裂优化设计需要重点关注的问题。需要准确地认识地下应力状态。

3 工区地应力研究

地应力的研究包括量值跟方向两个方面。

为深入地认识地应力特别是分层地应力分布特征，实验抽取了工区8个区块、51口井、138个岩样开展岩石力学参数实验。岩芯实验（图3）表明砂/泥段泊松比大致在0.8 以上，泥/砂段杨氏模量比值大都在0.7 以上。机械参数的接近意味着压裂目的层与顶底层地应力差值减小、不利于水力压裂缝高的控制。测试压裂分析也证实了这一点，测试表明约有66%井例属于裂缝在高度上过度扩展情形[1]；对压裂优化设计带来不小的难度。

对于最大水平主压应力方向，井壁崩落及诱导裂缝信息亦都表明最大水平主压应力方向为近东西向。

图2 各矿区平均岩石组分统计情况

通过对砂体展布及主应力的深入探究，有助于认识水力裂缝的扩展特征，为有针对性的实施水力压裂优化设计提供了重要依据。

4 对水力压裂作业的影响及储层改造优化对策

4.1 储层特征对水力压裂作业的影响

在上述地质条件下实施水力压裂，水力裂缝极易突破储层延伸到河道砂体外或顶底高凝灰质泥页岩中、导致水力裂缝的无效填充及砂堵事件发生；投产后高凝灰质泥围岩亦可能沿填砂裂缝运移到储层内填砂裂缝内，降低压裂作业有效性。先期作业井在孔、渗条件、地层系数相近情况下所表现出来的压裂规模越大、排量越高、加砂强度越高压后产量越低的反常响应进一步证实了这一现象。与常规认识有严重出入[2-9]。

如表1 所示，工区压裂改造可按加砂强度、加液强度划分为高、中、低改造强度类型。通过已施工井例发现压后动态与改造规模、施工强度呈负相关关系（图4）。

图3 岩石力学参数实验结果

4.2 储层改造优化对策

鉴于地质体展布特征及分层地应力状态对水力压裂作业的影响，在开展压裂设计优化时，结合水力压裂油藏数值模拟成果及凝灰质含量自东至西逐渐增加、下部Castillo 层凝灰质含量高于上部Bajo Barreal 层等认识，提出了储层水力压裂改造方案，如表2、表3 所示。

在表2 中，根据储层渗透率限定了水力裂缝规模：当渗透率大于K＞50mD 时，采用约15m 半缝长；随着渗透率降低、设计半缝长随之增加；考虑到河道砂体的宽度限制，最大裂缝半长限定为50m。

表1 工区储层改造作业分类

图4 压裂规模对油井产量的影响比较

表2 水力压裂规模优化方案

表3 中，与以往相比，对泵注排量和加砂强度做出重要调整。泵注排量由原先2.5m3/min降到1.9m3/min以下，且在不同区、不同层位做了具体调整；加砂强度亦从以往1.9m3/m 调至0.9m3/m，对Castillo 层甚至降到了0.7m3/m。

表3 泵注参数优化方案

应用优化措施后效果显著：单井成本降低40%；工艺成功率从81%（420 井次）提高到90%以上（760 井次）；压后一年内单井日均增油3m3/d。

5 结论

通过对主力储层地质体展布特征、地应力状态深入探究，为水力压裂优化设计提供了基础依据，增强了储层改造优化的针对性，提升了压裂改造效果，也受到了一些重要启发。

（1）通过物源分析、结合露头考察、地震解释技术揭示出工区储层南北向、薄而窄的展布特征；

（2）结合测井资料岩芯力学实验确定了工区地应力状态；

（3）通过储层表征研究，成功解释了对以往工艺的脱砂事件高发的原因：实施储层改造时，水力裂缝易进入围岩，造成砂堵事件及填砂裂缝的有效性，降低改造效果；

（4）针对性水力压裂改造方案得以顺利实施，提高了工艺成功率、措施效果也得到了提升，储层研究的重要作用得到体现；

（5）加强工程与地质相结合、提高工艺技术的针对性值得引起压裂工程师的关注。