薄其琛

中国石油化工集团有限公司胜利油田分公司页岩油项目部 山东 东营 257000

1 地质构造简况

垦761-15井位于济阳坳陷沾化凹陷垦西斜坡带北部垦761-15井区沙三中砂体构造高部位。该区主要勘探目的层沙三段为浅湖相近岸水下扇沉积，砂体平面上分布较广，储集物性相对较好，但纵向上粒度递变较快。通过对垦西斜坡带沉积规律再认识，认为垦西斜坡带沙三中时期主要发育2条浊积水道，南部垦622块低部位的垦622-斜15的成功，更加印证了这一规律。该块砂体正好在垦622-垦623-垦761水道之上，而且本井西南部低部位砂体的义127井在沙三中钻遇多套油气显示，综合解释为油层3层36.2米，油水同层2层29.8米。位于本井西部的义斜981井在沙三段见油层1层5.9米。位于本井东南部的垦624井沙三段综合解释含油水层1层8.9米。位于本井南部的义125-1井沙三段综合解释油层1层1.6米、含油水层1层24.9米。垦761-15井位于该区中南部位置，因此该井试油成果对于区块连片商业勘探开发具有重要意义。

2 压裂选层

2.1 录井、测井解释情况

录井显示段2736.0～2777.0米，全烃变化由2.32%上升至74.08%，2736.0～2745.0米槽面见5%油花。该井段井壁取芯为棕黄色富含油闪长玢岩，含油部分颜色为棕黄色，成分主要为闪长石，含少量角闪石，见少量微细裂缝，未被充填，较致密。棕黄色原油沿裂缝面分布较均，较饱满，油脂较强，染手，油味较浓，含油裂缝占总裂缝含量15%。荧光滴照棕黄色，含油部分滴水不渗呈珠状。选择录井显示较好井段作为试油目的层。

依据录井解释结果对比分析测井解释成果。2737.0～2768.0米解释孔隙度13%，渗透率14×10-3μm2，泥岩含量4.5%，玢岩含量79.5%，砂岩含量3%，伽马68.4API，电阻率238.7Ω.m，发育微细裂缝，测井解释油层31米有效厚度29米。

2.2 射孔及测试

采用声波、中子、密度、伽马、电阻率及其它测井解释成果建立了力学模型，模拟了分簇射孔和连续射孔两种条件下裂缝扩展规律。分析裂缝延伸规律分簇射孔与连续射孔缝高扩展接近，但连续射孔后有利于缝长扩展及支撑剂铺置，产生了更长的裂缝，因此优化射孔方案，采取连续射孔方式，13#上部避射7米，下部避射13米。

沙三段，2744.0～2755.0米，11 米 /1层，102枪102高温深穿透弹动态负压射孔测试联作，孔密16孔/米，测试现场进行了二开一关操作，一开历时315分钟、二开历时1880分钟共回收原油1.18立方米，水0.26立方米，取样器回收为水1200毫升见油花，产量压力曲线上升缓慢，说明地层产量较低，二流选点折算，平均流压5.38MPa下，折算日产油0.51 立方米，测试为低产油层。。

关井恢复测试，一关历时2518分钟，压力至41.24MPa。获取压力-温度测试曲线，实测地层压力42.65MPa，压力系数为1.58，为异常高压系统。测点温度112℃/2660.69米，地温梯度为3.72℃/100米，地层温度为115℃，为高温异常温度系统。

2.3 压裂目的层选择

（1）该井测试解释为异常高压（压力系数1.58）、低渗并且存在污染（表皮系数4.35）的低产油层，依据胜利油田低渗透层“酸化压裂选层原则”，凡经测试具有正常压力系统污染堵塞型（Ⅰ型）、正常压力系统无污染堵塞型（Ⅱ型）、高压或常压低渗透型（Ⅲ型）的压力曲线特征的低产油层或极低产油层（即所谓干层），原则上均需进行压裂改造。该井属高压、低渗、存在污染储层需要进行压裂改造（Ⅰ、Ⅲ型）。

（2）2737.00～2768.00米，厚度31米有效厚度29米，测井解释为油层；地质录井取芯为棕黄色富含油闪长玢岩，见少量微细裂缝，录井显示较好解释为油层，该层段压裂后出油把握较大，此类储层要获得商业可采储量需要压裂。

（3）目的层上部为厚泥岩隔层，下部为多套油、干层，目的层顶底距水层距离，上下50米内无水层，并且测试回收原油1.18立方米，水0.26立方米（分析化验为地面水），压裂后不出水或少量的束缚水，为适合压裂储层。

（4）致密油气藏要实现高效商业化开发，必须采用压裂技术对储集层进行改造。在特低渗透率储层特定条件下，由于储集层基质向裂缝供液能力太差，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，因此必须探索研究新型的压裂改造技术，“体积压裂技术”的提出具有深刻意义。国外已将此技术成功应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，国内也对体积压裂开展了初步研究，部分超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造，因此探索该区块油藏类型的开发方式，借用“体积压裂技术”进行储层压裂改造。

3 体积压裂、脉冲加砂设计思路

3.1 工艺可行性评价

为了进一步评价各项技术对压裂效果的影响，依据胜利油田探井压裂先例，结合多年应用及研究成果，对影响体积压裂改造工艺及参数进行评价和优化。扩大体积波及系数和实现压后商业油流发现。

整体压裂设计优化：垦761-15井压裂层段为特低渗透率储层，目的层跨度大且存在天然裂缝，设计体积裂缝+主裂缝的组合裂缝，增大裂缝波及体积形成相互交错的网状裂缝或者树状裂缝，在缝网区域形成一定的改造体积，增大泄油体积。

压裂工艺技术优化：通过地应力分析结果，该井设计采用体积压裂+高导流通道压裂组合压裂工艺技术。采用32段脉冲柱塞式纤维压裂技术，在各个携砂液阶段伴注纤维，稳固砂团柱支撑，减少油气渗流阻力，获得高导流能力。

3.2 压裂液及支撑剂用量优化

建立力学模型模拟了不同砂量、液量组合条件下形成的体积裂缝形态，模拟不同砂量对裂缝形态的影响，结果显示砂量与裂缝形态正相关，当砂量达到68立方米时改造体积、缝长、缝高趋于定值，本次压裂以增大改造体积为目的，因此优化加砂68立方米。模拟了不同排量对裂缝形态的影响，结果显示排量对裂缝体积影响大，对缝长影响小，结合管柱校核结果，优化排量8.0立方米/分钟。

压裂材料体系优化：储层温度115℃，测试解释有效渗透率0.11×10-3μ米2，为了降低地层伤害，满足高温井压裂施工，设计采用低浓度胍胶压裂液体系。为减少储层伤害，降低施工成本，设计采用速溶型低浓度瓜胶压裂液体系。其中线性胶950立方米，交联液390立方米（要求基液粘度＞60mPa.s，pH=9～9.5，压裂液在115℃，170s-1条件下剪切120分钟，粘度＞50mPa.s）。支撑剂选用600～300μm高强陶粒（要求密度≤1.5克/立方厘米 ，86MPa 破碎率≤7.0% 酸溶解度≤5.0%）；425～212μm高强陶粒（≤1.5克/立方厘米，86MPa 破碎率≤6.0 % 酸溶解度≤7.0 %）。

3.3 压裂风险及压裂管柱参数评价

目的段为裂缝性储层，构造位置靠近断层天然裂缝发育，压裂液滤失大，大规模压裂存在砂堵风险。油层下界距离灰面17.58米，口袋小存在砂埋目的层的风险。

压裂管柱参数计算： 压裂管柱下深为1700米，设计压裂油管为Φ89毫米N80加厚新油管。管体总重235KN，坐封吨位约140KN，管体连接强度922KN，管体抗拉强度922KN，压裂油管符合连接及抗拉强度要求。

4 压裂实施及效果

压裂施工。正挤预置液40.95立方米，泵压68.05MPa，排量8.19 立方米/分钟，套压13.84米Pa，地层破裂压力70MPa（压裂时地面泵车显示压力），正挤前置液52.19立方米，泵压56.64MPa，排量3.72立方米/分钟，套压20.57MPa；正挤携砂液1155.51立方米，泵压68.31MPa，排量8立方米/分钟-9.2立方米/分钟，套压21.58MPa，共32段脉冲柱塞式加砂加入0.3-0.6毫米高强陶粒砂32.4立方米，0.212～0.425毫米高强陶粒砂35立方米，砂比1.74%～31.05%，加入纤维306kg；正挤顶替液21.4立方米，泵压59.57MPa，排量7.61立方米/分钟，套压21.1MPa，停泵压力32.27MPa。

压裂后3 毫米油咀放喷求产， 油压14.6～14.3MPa，套压0，日产纯油79.65立方米，含水3%，含砂〈0.01%，天然气656立方米，放喷求产13天累产油846 立方米，水221立方米，后转交采油厂生产。

5 结论和认识

（1）勘探压裂投资大、风险高，该井压裂选层结合储层地质特征、录井显示、测井解释、试油测试资料，应用压裂选层技术标准充分论证，提高压裂增产措施针对性，确保了压裂效果。

（2）根据储层地质特征、油套管参数，有针对性的确定液量、砂量、排量提高压裂成功率和压裂效果，避免各类风险事故的发生。

（3）体积压裂、脉冲加砂是近年创新发展的压裂新技术，通过本井的施工效果说明此项技术能够提高此类特低渗储层的渗流能力并获得较好的压裂效果。