魏美涛（中原油田分公司石油工程技术研究院，河南濮阳　457001）



中康油田高伽马储层压裂工艺技术

魏美涛
（中原油田分公司石油工程技术研究院，河南濮阳457001）

摘要：中康油田中康17块腾一中2砂组发育一套高伽马储层，伽马值在100 API～200 API，平均147 API，岩性以砂砾岩为主，高伽马形成原因是由于岩屑组分中火成岩及火山灰含量较高；高伽马储层压裂时应力异常，与该区块常规储层相比，液体效率低，施工难度大，另外由于砂体厚度大，隔层条件差，缝高控制难度较大，早期压裂施工砂堵率高，针对上述情况应用测试压裂技术，求取高伽马储层裂缝闭合压力梯度、近井筒摩阻、压裂液液体效率，滤失系数等参数，为压裂设计优化提供依据，同时综合应用优化射孔、变黏度变排量、支撑剂沉降等缝高控制技术，结合高伽马储层压裂优化设计，确保了施工成功率，提高了改善效果。2014年8月-2015年12月，压裂设计优化27井次，成功率100 %，有效率100 %。累增油11 410.2 t，平均单井累增油422.6 t，日增油4.1 t，目前大部分井仍继续有效，见到了良好的经济效益。关键词：中康油田；高伽马储层；砂砾岩；缝高控制；压裂优化设计

中康油田是中原油田与陕西康隆公司合作开发的区块，地处内蒙古自治区锡林郭勒盟东乌珠穆沁旗境内，区域构造上位于二连盆地马尼特坳陷的东北部，属于乌里雅斯太凹陷，矿权面积1 050 km2。中康17块是继中康3块后中康油田发现的又一主力区块，是中康3块腾一中油层在北洼槽西南斜坡带低台阶的展布，主力含油层位是腾一中2砂组，为高伽马储层，伽马值在100 API～200 API，平均147 API，储集岩岩性以砂砾岩、砾岩、砂岩为主，属常压低孔、低渗储层，自然产能低，需要进行压裂改造才能有效释放储层产能。中康17块高伽马储层前期压裂施工6口井，其中4口井砂堵，压后有效率仅为60 %。如何提高压裂施工成功率，改善压裂效果，保障中康17块高效开发，亟待开展高伽马储层压裂工艺及压裂优化设计技术研究。

1　中康油田高伽马储层特征及压裂改造难点

中康油田高伽马储层主要位于中康17块腾一中2砂组，伽马值在100 API～200 API，平均147 API，（常规80 API～120 API，平均91 API），平面上位于中康17-28井以北，岩性包括砂砾岩、含砾砂岩和细砂岩。压裂改造难度较中康3块及中康17块常规储层难度大，施工易砂堵。

1.1储层特征研究

1.1.1岩性特征储层岩性主要为灰色砂砾岩和灰色细砂岩。砂砾岩砾石成分较杂，主要以酸性喷出岩砾为主，夹少量石英、长石及微晶白云岩团块，砾径一般1.0 mm～4.0 mm，最大10.0 mm，颗粒成次圆状-次棱角状，分选较差，泥质或灰质胶结，成岩较疏松；细砂岩成分以长石为主，石英次之，见少量暗色矿物，泥质含量较重，分选较好，粒径0.1 mm～0.25 mm，泥质胶结为主，成岩较疏松。

1.1.2物性特征根据孔隙度、渗透率测井解释结果，腾一中2砂组孔隙度12.9 %～17.3 %，平均14.5 %，渗透率0.48 mD～197.77 mD，平均3.5 mD，为低孔低渗储层。根据中康17-4井实际测压结果，计算中康17区块腾格尔组2油组油藏中深2 440 m对应的地层温度为113.7℃，地层压力为25.44 MPa，该区块油藏为常温常压油藏。

1.1.3砂体展布特征中康17块腾一中段2砂组砂体受沉积相与沉积微相控制，分布较稳定，自扇三角洲前缘主体部位向边缘厚度逐渐减薄，砂体厚度在20.1 m～136.9 m，储层厚度在6.9 m～41.9 m，单砂层厚度在1.0 m～25.9 m。扇三角洲前缘席状砂及水下分流河道侧翼储层发育程度相对较差，厚度较薄，前缘主体部位储层发育，尤其是前缘水下分流河道微相储层厚度较大。

1.1.4储层敏感性伤害特征通过分析中康3-40井的储层敏感性实验数据，结果表明：速敏指数0.15～0.26，为弱速敏；水敏指数0.2～0.69，为中等水敏；酸敏指数＜0.39，为中等偏弱酸敏；弱碱敏。

1.2储层高伽马成因分析

分析认为，与常规储层相比，伽马值高的主要原因与同沉积火山事件凝灰质有关[1]。该区高伽马储层岩石薄片鉴定结果表明（见表1），高伽马储层火成岩碎屑含量较高，约占碎屑总量的20 %左右，且火成岩碎屑以酸性喷出岩、千枚岩及凝灰岩为主，为钾、钍含量高，放射性强的岩屑，因此，表现为伽马值较高。另外部分层段填隙物成分为火山灰，约占总量的30 %～40 %，也是导致伽马值高的一个主要原因。

1.3高伽马储层压裂改造技术难点

该区高伽马值储层压裂改造存在以下技术难点：（1）应力异常，停泵压力梯度较高，为0.018 5 MPa/m～0.019 5 MPa/m，较中康3块及中康17块常规储层压力梯度高，液体效率低，形成缝宽窄，对高砂比携砂液敏感；（2）多数井砂体厚度大，无有效隔层，且射孔厚度大，缝高控制难度大，有效缝长短；（3）施工成功率低，影响压裂效果。

2　中康油田高伽马储层压裂工艺技术

2.1高伽马储层测试压裂技术

通过测试压裂分析[2]，求取高伽马储层裂缝闭合压力梯度、地层有效渗透率、近井筒摩阻、压裂液液体效率，滤失系数等参数为压裂设计优化提供依据。

表1　中康17-2井腾一中岩心薄片鉴定结果Tab.1 Core slice identification of zhongkong 17-2

分别用活性水、冻胶对区块几口典型高伽马储层井进行了测试压裂，对测试压裂结果进行分析，结果表明孔眼摩阻及近井筒摩阻（＜3 MPa）较小，有效孔数可满足压裂施工要求；G函数曲线特征反应储层为常规基质滤失，压裂液效率40 %～45 %；储、隔层应力差值较小，因此，大排量施工缝高易失控，缝长达不到设计要求，而排量过低则易发生早期砂堵。

2.2缝高控制技术

中康17块腾一中2砂组发育砂体厚度大，最大可达136.9 m，且砂体较纯，无有效应力遮挡层，一旦缝高失控，容易导致加砂困难，施工失败，裂缝长度达不到设计要求。针对这种情况采用了以下几种缝高控制技术，确保了改造效果。

2.2.1射孔优化控制缝高[3]对砂体厚度较大，上隔层不好或上、下隔层都不好的情况，一般选择在储层中部物性好的层段射孔5 m～10 m，使裂缝从储层中部起裂，通过控制射孔厚度，使缝高得到控制，有效改造储层；对下隔层差的井一般选择在储层顶部射孔，避免缝高过度下窜，结合压后控制裂缝闭合使铺砂剖面得到优化。

2.2.2变黏度压裂液控制缝高采用变黏度压裂液体系，压裂初期采用低黏度压裂液[4]（成胶剂浓度在0.3 % ～0.35 %，黏度100 mPa·s～150 mPa·s）开启裂缝，相同排量下缝内净压力减小，控制起裂高度，用量一般为前置液量的20 %左右，之后用中黏压裂液（成胶剂浓度在0.4 %，黏度200 mPa·s左右），提高缝内净压，用于缝端延伸及携砂，确保压裂造缝长度及压裂液较长时间的耐剪切能力，保证施工顺利。

2.2.3变排量控制缝高[4]应力差值较小的情况下，泵注排量的大小对裂缝高度延伸影响较大，在施工初期采用低排量（排量3.0 m3/min～3.5 m3/min）起裂，控制裂缝高度，之后把泵注排量提到设计水平，提高缝内净压，利于缝长延伸。增加裂缝内支撑剂铺置浓度，从而有效提高增产效果。

2.2.4支撑剂沉降控制缝高下隔层差的情况下，正式压裂前应用支撑剂沉降技术，形成人工隔层，控制裂缝向下延伸，得到控制缝高，优化裂缝剖面的效果。

2.3高伽马储层压裂优化设计技术

2.3.1高伽马储层压裂优化设计

2.3.1.1整体压裂裂缝参数优化[5]低渗储层通过增加裂缝长度达到提高增产倍比的目的，一般要求较长的裂缝长度，缝长优化时，综合考虑砂体展布，砂体厚度，注采井网，井距情况、裂缝方位等情况，中康17块目前油井井距200 m无水井，考虑到开发后期部分井要实施转注，确定合理的裂缝穿透比为0.4，缝长优化为80 m左右。裂缝导流能力优化为40 μm2·m左右可以满足生产要求。

2.3.1.2优化泵注程序根据测试压裂结果，适当加大前置液用量，优化前置液量占总液量的45 %左右；变排量施工控制缝高：前置液初期3.0 m3/min～3.5 m3/min，中后期及携砂液阶段4.0 m3/min～4.5 m3/min；控制施工砂比，起步砂比6 %～8 %，砂比台阶7 %左右，最高砂比40 %左右，平均砂比25 %～28 %。

2.3.1.3支撑剂优选中康17块储层埋藏深度1 700 m ～2 200 m，施工压力30 MPa～45 MPa，停泵压力15 MPa ～22 MPa，压裂形成的裂缝相对较好，满足中粒径支撑剂施工要求。优选52 MPa，Φ425 μm～850 μm中密度陶粒。

2.3.2高伽马储层压裂配套工艺技术

2.3.2.1前置液多级段塞裂缝处理技术中康油田岩性主要为砂砾岩，含砂砾岩，在储层沉积时为多期沉积物的叠加，横向变化快，造成储层物性差异大，内部非均质性强，孔喉分布极不均匀导致压裂裂缝在延伸过程中极不规则，近井地带裂缝扭曲，缝内摩阻增加，施工难度大。为了减少裂缝延伸过程中的裂缝扭曲效应，在施工前期加入低砂比的支撑剂段塞，可以有效的降低裂缝延伸过程中的扭曲效应。

2.3.2.2综合降滤技术针对砂砾岩储层滤失较大的特点，在前置液中添加柴油降滤，配合使用多段前置液粉陶段塞，控制压裂液滤失，提高压裂液造缝效率。

3　现场应用

2014年8月-2015年10月，内蒙中康油田高伽马储层压裂设计优化27井次，成功率100 %，有效率100 %。压后平均单井日增液7.3 m3，日增油4.1 t。截至2015年12月底，累增液13 770 m3，累增油11 410.2 t，平均单井累增液510 m3，平均单井累增油422.6 t。大部分井仍继续有效，见到了良好的经济效益。

4　结论与认识

（1）中康17块腾一中2砂组储层岩屑成分中火成岩含量较高，且部分层段填隙物成分以火山灰为主，上述因素是引起储层放射性矿物含量高，储层伽马值偏高的主要原因。

（2）通过综合应用测试压裂、缝高控制及压裂优化设计技术解决了高伽马储层压裂成功率低，缝高控制难度大，压后效果差等技术难题，提高了压裂施工成功率及改造效果，使中康17块储层得到了较好动用，为中康油田的增储上产提供了技术支撑。

（3）内蒙中康油田高伽马储层压裂工艺是中原油田压裂工艺技术的补充和拓展，为同类型储层改造提供了一种可借鉴的技术方法。

参考文献：

［1］张涛，林承焰，张宪国，等.高伽马值储层成因分析及识别方法［J］.石油地球物理勘探，2012，47（3）：491-495.

［2］俞绍诚，等.水力压裂技术手册［M］.北京：石油工业出版社，2010：372-412.

［3］黄超，宋振云，李志航，等.夏9井区缝高控制压裂技术研究［J］.钻采工艺，2010，33（4）：36-38.

［4］牟凯，李勇明，郭建春.压裂缝高控制技术及通用设计计算方法［J］.重庆科技学院学报（自然科学版），2009，11（4）：28-32.

［5］张琪，万仁溥.采油工程方案设计［M］.北京：石油工业出版社，2002：210-239.

Fracturing technology of high gamma reservoir in Zhongkang oilfield

WEI Meitao
（Zhongyuan Oilfield Branch Institute of Petroleum Engineering Technology，Puyang Henan 457001，China）

Abstract:A set of high gamma reservoir had developed in the middle of first member tengger formation,in Zhongkang 17 block of Zhongkang oilfield,gamma value is between 100 API～200 API,the average is 147 API.The lithology is glutenite.The phenomenon of high gamma is due to higher content of igneous rock and ash in rock constituents.Compared with the conventional reservoir,stress is abnormal at the time of fracturing, fluid efficiency is low, construction is difficult.Moreover,due to the longer thickness of sand body and poor interlayer condition,fracture height controlling is difficult,plugging rate of fracturing is high in early.To solve these problems,those techniques was applied,including mini-frac,techniques of fracture height controlling,such as optimization of perforation,change of viscosity and pump flow,and so on.Success rate and effect had increased.The technology was applied in 27 wells from 2014.8 to 2015.12 in Zhongkang oilfield,the success rate was 100 %,effective rate was 100 %,book=82,ebook=87cumulativet increased oil was 11 410.2 t,average enhanced oil in single well was 4.1 t/d.

Key words：Zhongkang oilfield；high gamma reservoir；glutenite；fracture height control；fracturing optimization design

作者简介：魏美涛（1981-），工程师，2008年硕士毕业于西南石油大学应用化学专业，主要从事压裂技术研发与应用工作，邮箱：weimeitao216@163.com。

*收稿日期：2016－01-27

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.021

中图分类号：TE357.1

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0081-04