史原鵬， 程曉東， 姜 偉， 李林波， 何春明， 才 博

(1.中國石油華北油田分公司勘探事業(yè)部，河北任丘 062552；2.中國石油勘探開發(fā)研究院壓裂酸化技術服務中心，河北廊坊 065007)

二連盆地位于內蒙古自治區(qū)中部，是古生界基底上發(fā)育起來的中生界裂谷盆地，沉積地層以白堊系為主，盆地分割性強，由50多個凹陷組成，每一個凹陷都是一個獨立的沉積單元，盆地沉積相帶窄、儲層沉積環(huán)境變化快，儲層以低孔低滲為主[1-3]。之前該盆地油層改造多采用“一井一策”設計方案，如：才博等人[4]針對二連盆地致密油傷害，提出了清潔壓裂液、低前置液比例、變液性和高砂比等技術；馮興凱等人[5]對壓裂工藝及壓裂難點進行了分析，采取了適時調整、臺階式增加排量、楔形追加破膠劑、強制閉合裂縫、多段加砂、欠頂替技術等針對性措施；趙安軍、蔣廷學等人[6-8]提出了綜合控縫高技術和前置液投球技術，提高了單井改造效果。但之前的改造設計多以施工過程為導向，著眼于近井筒，對油藏宏觀地質特性考慮較少，缺乏改造與油藏儲層的匹配研究。為此，筆者以二連盆地具有代表性的巴音都蘭凹陷為例，通過分析沉積相帶、微相儲層的縱橫向展布特點、儲層空間特征等地質、油藏條件，以及儲層改造難點，提出了針對不同沉積環(huán)境儲層的改造方案，形成了不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術，該技術現(xiàn)場應用了25井次，壓裂后平均增液2.1倍，取得了很好的儲層改造效果。

1 沉積相類型及儲層改造難點

1.1 沉積相(微相)類型

通過觀察與描述已鉆井巖心，在實驗室觀察薄片，結合宏觀沉積、構造背景研究結果，發(fā)現(xiàn)巴音都蘭凹陷北洼槽主要目的層阿爾善組發(fā)育有扇三角洲、近岸水下扇和濁積扇等3種相類型，這3種沉積相可細化為扇三角洲前緣等8種亞相和扇三角洲前緣水道等16種微相，其中扇三角洲前緣水道、近岸水下扇相的扇中水道及濁積扇中扇的辮狀溝道是該區(qū)域內主要的微相類型[9-13](見表1)。

表1巴音都蘭凹陷北洼槽主要砂體沉積相劃分

Table1SedimentaryfaciesdivisionofmainsandbodiesinthenorthtroughoftheBayindulanSag

相亞相微相代表井扇三角洲扇三角洲前緣水道巴101X井,巴77X井濁積扇中扇辮狀溝道巴23井近岸水下扇扇中扇中水道巴92X井

1.2 儲層特征

不同沉積相帶儲層的特征具有明顯差異，主要表現(xiàn)在儲層砂體在三維空間展布、儲層厚度、巖性、填隙物類型及含量、孔隙度和滲透率等方面，見表2。

表2 巴音都蘭凹陷北洼槽主要沉積相(微相)儲層特征Table 2 The characteristics of main sedimentary facies (microfacies) in the north trough of Bayindulan Sag

1.3 儲層改造難點

結合表2和前期改造情況，總結了不同沉積相帶的儲層改造難點。

扇三角洲前緣水道儲層改造難點：1)改造段的跨度以及儲層厚度較大，實現(xiàn)改造段縱向充分改造的難度大；2)特低滲儲層對傷害較為敏感，對儲層改造工作液的低傷害性要求高；3)物性較差，天然裂縫發(fā)育，充分利用天然裂縫，是獲得高產的關鍵；4)多段射孔裂縫復雜，施工規(guī)模較大，存在砂堵的風險。

濁積扇中扇辮狀溝道儲層改造難點：1)儲層厚度薄，隔層遮擋性不強，縫高難控制；2)儲層致密、物性差，層內非均質性強；3)巖石塑性特征強(楊氏模量1.6×104MPa，泊松比0.22)，縫寬不易擴展。

近岸水下扇扇中水道儲層改造難點：1)改造段的跨度以及儲層厚度較大，實現(xiàn)改造段縱向充分改造的難度大；2)微孔占主導地位，且連通性較差，裂縫是主要的儲集空間和流動通道，需要溝通更多的裂縫系統(tǒng)；3)低孔特低滲儲層對傷害較為敏感，對儲層改造酸液及壓裂液低傷害性的要求高。

2 不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術

根據沉積相(微相)類型的劃分和對不同微相儲層縱橫向的展布特點、巖石類型、儲層空間特征分析結果，提出了完善適合各沉積環(huán)境儲層的改造方案，形成了不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術。

2.1 扇三角洲前緣水道厚層壓開程度的提高

2.1.1 改進的二次加砂模式

二次加砂是通過大排量施工充分壓開儲層[14]，即在第一次加砂后停泵，使支撐劑充分沉降在裂縫下端，再進行第二次加砂壓裂以提高裂縫上部的支撐，同時通過返排制度——強制裂縫閉合以優(yōu)化支撐劑縱向鋪置。

在常規(guī)二次加砂的基礎上，通過改變液性(液體黏度)、支撐劑粒度及密度，達到裂縫縱向上更好地鋪置支撐劑的目的。具體來說，第一次加砂采用低黏液體，較大粒徑、中高密度支撐劑，使支撐劑在裂縫中能夠更快地沉降，鋪置在裂縫下層；第二次加砂采用較高黏度液體，較小粒徑、中低密度支撐劑，使支撐劑在裂縫上部的鋪置更好。通過改進二次加砂模式，可提高支撐劑在整個裂縫內的鋪置程度，改善縱向改造程度。

2.1.2 低傷害壓裂液

為降低瓜膠壓裂液中殘渣和殘膠帶來的傷害，應進一步降低瓜膠和殘渣的含量，將瓜膠質量分數(shù)由0.45%降至0.35%，殘渣由226 mg/L降至158 mg/L。

為研究黏土膨脹和運移帶來的傷害，對該類儲層巖心進行了清水浸泡前后定點掃描電鏡試驗，結果表明，浸泡后巖心存在黏土脫落和膨脹現(xiàn)象，造成有效孔隙及喉道變小。因此，需要采用復合防膨技術，以降低壓裂液對地層的傷害[4-5,15]。同時，為最大程度地溝通裂縫，獲得更大的改造體積，需采用復合壓裂改造模式，利用低黏度滑溜水的深穿透特征，探測裂縫深度，溝通裂縫發(fā)育帶，進一步提高產量。

2.2 濁積扇中扇辮狀溝道低滲薄層控縫高、防嵌入

2.2.1 控制凈壓力施工模式

濁積扇中扇辮狀溝道相儲層厚度較薄，隔層遮擋性不強，應力遮擋也較弱，故難以將水力裂縫控制在有效儲層內，易導致縫高失控；同時，由于在高度上過度擴展，而水力裂縫長度較短，難以溝通到儲層深部，導致改造無效?？刂苾魤毫κ┕ぃ褪峭ㄟ^優(yōu)化施工排量和壓裂液黏度，達到控制裂縫內凈壓力的目的，將水力裂縫控制在儲層內，同時保障水力裂縫在長度方向的擴展[16]。

進一步優(yōu)化壓裂液配方，采用0.35%瓜膠壓裂液，將壓裂液黏度控制在150 mPa·s左右，并將施工排量控制在4.5～5.0 m3/min，以利于控制裂縫內凈壓力。

2.2.2 “變粒徑支撐劑+中幅砂比”施工

通過支撐劑在巖石中的嵌入深度試驗可知，對于同一地層，使用不同粒徑組合的支撐劑，可以有效減少支撐劑的嵌入和破碎。40 MPa下，20/40目陶粒嵌入深度0.328 mm，若將40/60目陶粒與20/40目陶粒等體積組合，嵌入深度減少至0.198 mm。通過采用“小粒徑+中粒徑”的中密度、中強度陶粒的變粒徑支撐劑，減少支撐劑在塑性地層中的嵌入和破碎；并采用中幅砂比施工，延長施工時間，不過分追求高砂比，保證水力裂縫具有中等導流能力。

2.3 近岸水下扇扇中水道體積酸壓與加砂壓裂復合

2.3.1 體積酸壓與加砂壓裂復合

近岸水下扇扇中水道相儲層脆性礦物含量高、脆性好，天然裂縫發(fā)育，各向異性不明顯，應力差值小，具備體積壓裂形成復雜縫網的條件。

通過初期注入清潔酸液，溶蝕方解石、白云石膠結物，降低破裂壓力的同時形成高導流裂縫；通過大排量注入大液量的滑溜水，充分激活溝通天然裂縫，形成復雜縫網[17-19]，同時利用低黏度滑溜水的滲吸置換作用，進一步置換裂縫系統(tǒng)中的油；最后，注入高黏度攜砂液，提高主縫的支撐能力和井筒區(qū)域的水力裂縫導流能力。

2.3.2 液體復合技術

優(yōu)化壓裂液配方，采用酸化壓裂與水力壓裂相結合的改造模式[20-21]。前期采用清潔酸酸壓造縫有利于降低施工壓力，又有利于提高裂縫導流能力；同時，酸液所具有的緩速性能也能溶蝕壓裂后人工裂縫內的殘膠，進一步降低壓裂改造的傷害。采用不同液性、不同黏度的壓裂液，達到多級注入、復合改造的目的。

3 現(xiàn)場應用

不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術在二連盆地巴音都蘭凹陷北凹槽應用25井次，壓裂后平均增液2.1倍，總體應用效果明顯。下面以3口典型井為例，分別對扇三角洲前緣水道厚層提高壓開程度(巴101X井)，濁積扇中扇辮狀溝道低滲薄層控縫高、防嵌入(巴75井)，近岸水下扇扇中水道體積酸壓與加砂壓裂復合(巴92X井)的應用效果進行分析。

3.1 巴101X井

不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術在巴101X井1 929.00～2 040.00 m井段進行了應用，目的是在厚層提高壓開程度。通過測井資料計算了該井的地應力剖面，計算得到其地應力梯度在0.019 MPa/m左右。從儲層地應力剖面計算結果得知，該井改造段上下都沒有明顯的應力遮擋層，裂縫可能延伸到非儲層區(qū)域。采用改進二次加砂模式施工，以提高儲層的動用程度和改造力度，從縱向上壓開所有儲層，同時改善支撐劑鋪置剖面。

巴101X井二次加砂壓裂施工曲線見圖1。該井采用套管環(huán)空壓裂，使用低濃度瓜膠壓裂液750.8 m3，加入陶粒支撐劑75.6 m3；排量5.8～7.6 m3/min，平均砂比23%。從油管壓力反映的凈壓力曲線可以看出，凈壓力對數(shù)曲線斜率為0，表明水力裂縫穩(wěn)定延伸。

圖1 巴101X井二次加砂壓裂施工曲線Fig.1 Secondary proppant adding fracturing curves of Well Ba 101X

通過微地震監(jiān)測可知，二次加砂壓裂形成250.00～310.00 m的波及范圍，主體裂縫垂深1 902.00～1 968.00 m，起到了提高儲層縱向動用程度的目的；波及體積195.00×104m3，改造體積71.55×104m3，達到了立體改造的目的。該井壓裂后放噴求產，油壓4.0 MPa，套壓3.9～3.0 MPa，日產油量119.44 m3，增油278倍，增液292倍。

3.2 巴75井

不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術在巴75井1 919.40～1 925.60 m井段(厚度6.20 m，共4層)進行了應用，目的是低滲薄層控縫高、防嵌入。通過測井資料計算了該井的地應力剖面，由地應力剖面可知，目的層上下遮擋性較差，裂縫縫高的控制難度大，因此注前置液初期排量不宜過高，注攜砂液階段可根據施工過程中壓力的變化適當調整排量。

為研究巴75井巖石力學性質并優(yōu)選支撐劑類型，對取自該井應用段的巖心進行了三軸巖石力學試驗，結果見表3。

表3 巴75井巖心三軸巖石力學試驗結果Table 3 Tri-axial rock mechanics test results of Well Ba 75

從表3可以看出，儲層巖石楊氏模量低，巖石較軟、塑性較強，支撐劑的嵌入傷害導致有效導流能力較低，采用“20/40目+40/60目”復合陶粒能減少支撐劑在巖石中的嵌入。

巴75井改造段使用0.35%瓜膠壓裂液233.7 m3，加入陶粒支撐劑20.1 m3(20/40目與40/60目復合)，砂比20%，排量4.5 m3/min。該井壓裂后日產油量8.94 m3，是鄰井的1.5～2.0倍。

3.3 巴92X井

不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術在巴92X井2 475.80～2 514.00 m井段進行了應用，進行的是體積酸壓與加砂壓裂復合，改造段主要以白云質粉砂巖為主。

3.3.1 溶蝕試驗

為優(yōu)化配制高溶蝕率的酸液，用取自巴92X井2 475.80～2 514.00 m井段的巖心進行了溶蝕試驗，結果見表4。

表4 巴92X井巖心溶蝕試驗結果

由表4可知，酸液對巖心的溶蝕作用較強，其中僅加鹽酸時巖心的溶蝕率在20%左右，加土酸后巖心的溶蝕率不斷增大，10% HCl+3%HF 條件下巖心的溶蝕率超過了45%。綜合考慮酸液的溶蝕及其對巖石骨架的破壞，建議基礎酸液配方選用10% HCl+2%HF。

3.3.2 加砂壓裂

儲層改造用液量909.06 m3，其中前置酸液+滑溜水426.72 m3，主加砂凍膠壓裂液305.59 m3，加入陶粒支撐劑65.58 m3。排量3.22～5.65 m3/min，平均砂比19%。

二次加砂壓裂形成260～300 m的波及范圍，波及體積660×104m3，改造體積144.3×104m3。該井壓裂后日產油量5.19 m3，日產水量10.21 m3。

巴92X井試油時產水量1.55 m3，未產油，而其他鄰井試油都有一定產油量；地層壓力系數(shù)0.97，而鄰井壓裂系數(shù)都在1.01以上。巴92X井的物質基礎與地層條件較鄰井差，但應用不同沉積相油藏高效改造技術后，該井產量與鄰井相當，見表5。

表5 巴92X井與鄰井物性及改造效果對比Table 5 Physical properties and fracturing effect comparison on Well Ba 92X and offset wells

4 結 論

1) 對巴音都蘭凹陷北洼槽沉積微相儲層特征進行了分析，針對沉積相相變快、類型復雜的儲層，提出了不同沉積環(huán)境儲層高效改造技術。該技術現(xiàn)場應用效果良好，不僅可在二連盆地推廣應用，也對不同凹陷相同沉積相帶的油層改造具有借鑒價值。

2) 針對扇三角洲前緣水道相儲層，提出了厚層提高壓開程度改造模式，采用改進的二次加砂壓裂提高儲層縱向改造程度，用低傷害壓裂液降低儲層傷害，解決了厚層動用問題。

3) 針對濁積扇中扇辮狀溝道儲層，提出了低滲薄層控縫高壓裂模式，通過控制施工排量及壓裂液黏度控制縫內凈壓力，實現(xiàn)控制縫高增長，保障裂縫在長度方向上擴展；采用變粒徑支撐劑及中等砂比加砂施工，可解決支撐劑嵌入導致的裂縫有效導流問題。

4) 針對近岸水下扇扇中水道相儲層，提出了白云質特低滲體積酸壓與加砂壓裂復合模式，該模式充分溝通天然裂縫系統(tǒng)，利用低傷害的酸液和壓裂液解決儲層傷害問題。

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