陳挺 鄒清騰 盧偉 劉臣 王治華 牛增前

1. 中石油渤海鉆探工程技術(shù)研究院；2.中石油浙江油田分公司鉆采工程研究院；3. 中石油渤海鉆探油氣合作開(kāi)發(fā)分公司

目前，世界上大部分國(guó)家和地區(qū)均發(fā)現(xiàn)了致密油資源［1］。作為一種重要的能源供給形式，近年來(lái)致密油的勘探開(kāi)發(fā)活動(dòng)日漸活躍。2008年美國(guó)威利斯頓盆地巴肯致密油實(shí)現(xiàn)規(guī)?；_(kāi)發(fā)，標(biāo)志著“水平井+多段壓裂”的開(kāi)發(fā)方式能夠有效動(dòng)用儲(chǔ)量［2］。北美地區(qū)致密油開(kāi)發(fā)經(jīng)歷了常規(guī)垂直鉆井階段和水平井鉆井階段［3］。中國(guó)致密油開(kāi)發(fā)處于起步階段，開(kāi)發(fā)初期采用直井或斜井多段壓裂技術(shù)，利用叢式井組布井井斜度大、井眼穿透油層厚度大的有利條件，在厚油層內(nèi)造多縫擴(kuò)大泄油體積來(lái)提高單井產(chǎn)量［4］。借鑒水平井多段體積壓裂技術(shù)成功改造頁(yè)巖氣的思路，國(guó)內(nèi)采用水平井鉆井技術(shù)與體積壓裂相結(jié)合的開(kāi)發(fā)方式來(lái)進(jìn)一步提高致密油氣藏的產(chǎn)量，并且在鄂爾多斯盆地［5-7］、三塘湖盆地［8-9］、渤海灣地區(qū)［10］等地相繼取得了不錯(cuò)的應(yīng)用效果。

由于對(duì)致密油氣藏的認(rèn)識(shí)不完善，現(xiàn)階段主要通過(guò)儲(chǔ)層物性［11］和地層流體性質(zhì)［12］來(lái)制定相應(yīng)的開(kāi)發(fā)方案，并用數(shù)值模擬和物理模擬方法來(lái)研究體積壓裂儲(chǔ)層的裂縫延伸機(jī)理［13］和儲(chǔ)層改造體積影響因素［14］。根據(jù)浙江油田海安凹陷阜二段致密油儲(chǔ)層的物性、巖性、脆性，選擇適用的壓裂工藝［8］與液體體系［15-16］，進(jìn)行小型壓裂測(cè)試求取地層參數(shù)，采用微地震監(jiān)測(cè)手段評(píng)價(jià)裂縫網(wǎng)絡(luò)的復(fù)雜性，建立了適合海安凹陷阜二段致密油體積壓裂的配套技術(shù)。

1 目的層特征和改造難點(diǎn)分析

J1井是一口預(yù)探井，構(gòu)造上位于蘇北盆地東臺(tái)坳陷海安凹陷曲塘次凹深凹帶內(nèi)，完鉆井深4017 m，人工井底3988.7 m。測(cè)井解釋油層30 m/1層、差油層68 m/2層。在阜二段3773～3778 m氣測(cè)全烴最高達(dá)到55.60%，組分齊全；3800～3804 m氣測(cè)全烴最高達(dá)到71.17%，組分齊全；3786.29 m測(cè)量后效，氣測(cè)全烴最高達(dá)到98.3546%。阜二段儲(chǔ)層原油成熟度低、油品差，儲(chǔ)層比表面大，原油流動(dòng)性差。壓裂施工目的層位是阜二Ⅲ亞段32#層、阜二Ⅱ亞段33#層和34#層。通過(guò)地震剖面對(duì)比圖可以看出阜二段砂體橫向、縱向分布均較為穩(wěn)定，J1井靠近曲塘中部，砂體厚度最大。電成像掃描結(jié)果表明J1井在3770～3780 m處發(fā)育少量裂縫。巖心觀察、薄片鑒定、X衍射表明，阜二段主要巖石類型為泥巖、白云巖、粉砂巖和混合細(xì)粒沉積巖，不僅泥巖等烴源巖發(fā)育，泥質(zhì)/粉砂質(zhì)白云巖等儲(chǔ)集層也較發(fā)育。

巖心及測(cè)井、錄井評(píng)價(jià)分析結(jié)果表明：阜二段擬測(cè)試目的層32#、33#、34#層段平均泥質(zhì)含量為25%，方解石含量為10%，砂質(zhì)含量為5%，白云石含量為45%，脆性指數(shù)較高，平均含量為73%，可壓性強(qiáng)；試油層段儲(chǔ)層物性較差，平均孔隙度5%～10%，基質(zhì)滲透率0.003～0.1 mD，少量微裂隙發(fā)育，總體屬于裂縫—孔隙型致密油藏。

壓汞實(shí)驗(yàn)表明，阜二段泥頁(yè)巖巖性致密，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，所有巖心樣品排驅(qū)壓力高，一般大于35 MPa，中值壓力普遍大于100 MPa，且上部較中部高；孔隙、喉道大小分布較為均勻，主要以納米級(jí)孔喉為主，僅發(fā)育小部分大孔，見(jiàn)表1。從儲(chǔ)層黏土礦物含量看（表2），目的層伊蒙混層含量較高，其中蒙脫石含量為55%，儲(chǔ)層水敏性較強(qiáng)，壓裂液必須要具有防膨性。

表1 J1井阜二段巖石壓汞特征參數(shù)Table 1 Mercury intrusion characteristic parameters of the rock in Fu 2 formation of the well J1

表2 J1井儲(chǔ)層黏土礦物含量Table 2 Clay mineral content of the reservoir of the well J1

受J1井完井條件限制，施工排量提升空間有限，采用FracPro軟件模擬了施工排量為4.5 m3/min時(shí)最高裂縫凈壓力為5.8 MPa，平均值為4 MPa。鄰井地應(yīng)力實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示J203井最大最小主應(yīng)力差為2.89 MPa，J7井最大最小主應(yīng)力差為5.09 MPa。最大裂縫凈壓力值大于最大最小主應(yīng)力差，儲(chǔ)層具有一定的脆性特征且有少量微裂隙發(fā)育，具有形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的條件。施工過(guò)程中應(yīng)盡量提高施工排量，增加裂縫凈壓力，提高裂縫網(wǎng)絡(luò)復(fù)雜程度。

2 壓裂工藝設(shè)計(jì)

2.1 壓裂工藝優(yōu)選

目前比較成熟的施工工藝包括：（1）橋塞分層壓裂，分層試油，打撈橋塞合層求產(chǎn)。該工藝成熟，能夠有效封隔目的層，但施工周期較長(zhǎng)。（2）填砂分層壓裂，分層試油，沖砂合層求產(chǎn)。該工藝施工風(fēng)險(xiǎn)小，但是施工周期長(zhǎng)，沖砂對(duì)地層有傷害。（3）一次壓裂完，下分層試油管柱（開(kāi)關(guān)滑套）。該工藝施工周期短，但使用工具較多，卡管柱風(fēng)險(xiǎn)較高，且分層試油工藝應(yīng)用較少?？紤]施工風(fēng)險(xiǎn)和工藝成熟性，采用第一套方案，先對(duì)34#層單壓?jiǎn)卧嚕缓笙聵蛉鈱由戏祵?duì)33#層進(jìn)行單壓?jiǎn)卧?，下橋塞封層上返?duì)32#層進(jìn)行單壓?jiǎn)卧嚕詈蟠驌扑袠蛉蠈忧螽a(chǎn)。

2.2 壓裂液體系配制

根據(jù)儲(chǔ)層物性特征、體積壓裂施工要求，采用滑溜水+線性膠作為前置液和攜砂液?；锼浞剑?.15%降阻劑+0.15%殺菌劑+0.5%助排劑+1.0%破乳劑+1.0%防膨劑；線性膠配方：0.3%羥丙基胍膠+1.0%防膨劑+0.5%助排劑+ 0.15%殺菌劑。

采用丙烯酰胺共聚物作為降阻劑，比較了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)降阻劑的降阻效果，如圖1所示。

圖1 降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)降阻效果的影響Fig. 1 In fluence of mass fraction of resistance reducing agent on resistance reducing effect

由圖1可知，清水摩阻遠(yuǎn)大于添加了降阻劑的體系摩阻。體系摩阻隨降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大而減小，當(dāng)降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%時(shí)，體系摩阻最小。進(jìn)一步增大降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，體系摩阻沒(méi)有降低。當(dāng)降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí)，體系摩阻增大。因此，確定降阻劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%，該濃度條件下用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)得滑溜水黏度為4.5 mPa·s。

線性膠在170 s-1、60 ℃條件下的表觀黏度如圖2所示。由圖2可知，黏度隨溫度的升高而降低，當(dāng)黏度降至15 mPa·s時(shí)表觀黏度基本保持不變，顯示出良好的耐剪切性能，在低砂比條件下能夠攜帶支撐劑到達(dá)較遠(yuǎn)距離。

圖2 線性膠的剪切流變性Fig. 2 Shear rheological properties of linear gel

通過(guò)氯化鉀和有機(jī)聚陽(yáng)離子聚合物復(fù)配得到防膨劑，采用離心法測(cè)定膨潤(rùn)土粉在含有防膨劑的減阻水和清水中的體積膨脹增量，以此確定防膨率，如圖3所示。由圖3可知，防膨率隨著防膨劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大而提高。當(dāng)防膨劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過(guò)1.0%時(shí) 防膨效果增加不明顯，故選擇防膨劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.0%。選取聚氧丙烯聚氧乙烯脂肪醇醚作為助排劑，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，體系的表面張力為21.6 mN/m。由于環(huán)境溫度較高（25 ℃），選取質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%季銨鹽表面活性劑作為殺菌劑，可以保證配制好的壓裂液在存放過(guò)程中性能不變。

圖3 防膨劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)與防膨率的關(guān)系Fig. 3 Relationship between mass fractions and anti-swelling rate of anti-swelling agents

2.3 支撐劑確定

不同粒徑支撐劑在不同閉合壓力下的導(dǎo)流能力如圖4所示。由圖4可知，對(duì)于相同鋪置濃度的支撐劑，在閉合壓力大于50 MPa時(shí)，20/40目與40/70目的支撐劑導(dǎo)流能力相差不大。由于J1井計(jì)算閉合壓力為70 MPa，因此選用抗69 MPa高強(qiáng)度陶粒作為支撐劑。為進(jìn)一步增加支撐體積，同時(shí)降低加砂難度，選擇100目和40/70目陶粒組合。其中，100目粉陶體積密度為1.60～1.61 g/cm3，40/70目陶粒體積密度為1.5 g/cm3。

圖4 支撐劑導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig. 4 Laboratory results of the flow conductivity of propping agents

2.4 泵注程序設(shè)計(jì)

為使裂縫形態(tài)更復(fù)雜，主壓裂階段采用段塞式加砂、二次壓裂的方式。各層第1次壓裂使用小粒徑支撐劑（100目）充填天然微小裂縫，提高裂縫凈壓力；第2次壓裂采用組合粒徑支撐劑，首先使用小粒徑支撐劑（100目）打磨次生裂縫壁面，保證加砂順暢，然后使用大粒徑支撐劑（40/70目）提高近井地帶裂縫導(dǎo)流能力。砂比小于7%時(shí)用滑溜水作為攜砂液，砂比大于7%時(shí)采用線性膠作為攜砂液。各層兩次施工之間停泵90 min等待裂縫閉合。

2.5 小型壓裂測(cè)試與裂縫監(jiān)測(cè)

在主壓裂前進(jìn)行小型壓裂測(cè)試，通過(guò)Fracpro軟件計(jì)算求取相應(yīng)的地層資料和施工參數(shù)來(lái)保證主壓裂的順利實(shí)施。主壓裂時(shí)采用地面微地震進(jìn)行壓裂改造效果監(jiān)測(cè)，觀察是否有網(wǎng)狀縫的形成及區(qū)域展布狀況。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 小型壓裂測(cè)試

以34#層小型壓裂測(cè)試（圖5）為例。該層上部層位已經(jīng)施工，本次施工時(shí)注水泥封堵上部炮眼，并且設(shè)計(jì)套管限壓10 MPa，以防止壓開(kāi)已射孔層位。最大施工排量5.15 m3/min，最高壓力80 MPa，滑溜水用量110.23 m3。

圖5 34#層小型壓裂測(cè)試Fig. 5 Small scale fracturing test for the layer 34#

壓裂測(cè)試分析得到儲(chǔ)層閉合應(yīng)力梯度為0.0195 MPa/m，井底閉合應(yīng)力為74.4 MPa，凈壓力擬合分析表明儲(chǔ)層閉合應(yīng)力梯度為0.0191 MPa/m，儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率為0.003～0.007 mD。壓裂測(cè)試分析得到33#、32#層的閉合應(yīng)力梯度分別為0.0205 MPa/m和0.0204 MPa/m。分析認(rèn)為，主壓裂能滿足4.5～5.0 m3/min排量施工要求。

3.2 主壓裂施工

各層主壓裂施工排量為4.5～5.0 m3/min，34#、33#、32# 各層入地液量分別為 1516 m3、1642 m3、1637 m3，加砂量分別為 39.4 m3、54.4 m3、46.1 m3，最大砂比均為12%，施工壓力分別為57.5～78.6 MPa、60.6～70.9 MPa、55.4～77.8 MPa，停泵壓力分別為40.3 MPa、42.7 MPa、46.6 MPa，地層破裂壓力分別為 68.6 MPa、75.7 MPa、66.7 MPa。

由各層的第1次壓裂施工曲線（圖6）可知，在施工初期，各層的施工壓力起伏較大，排量提高的同時(shí)施工壓力有明顯的增大，這是由于地層的破裂梯度較大所致。排量增至5.0 m3/min后，33#和32#層的施工壓力與34#層相比波動(dòng)不明顯。第1層施工按照設(shè)計(jì)要求完成加砂量。

圖6 各段第一次壓裂施工對(duì)比Fig. 6 Comparison of the first fracturing construction for each layer

與第1次壓裂施工相比，各段第2次壓裂施工的壓力較為穩(wěn)定，分析原因認(rèn)為可能是第2次壓裂產(chǎn)生的裂縫多數(shù)在第1次壓裂產(chǎn)生的裂縫中進(jìn)一步生長(zhǎng)。通過(guò)各層施工壓力對(duì)比發(fā)現(xiàn)33#層的施工壓力最為平穩(wěn)。從裂縫監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)看，整體裂縫呈北偏東方向，各層的總體造縫效果較好，裂縫形態(tài)較復(fù)雜，32#和33#層發(fā)生相互竄層的情況，裂縫高度有5 m的重疊，見(jiàn)表3。

表3 微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)Table 3 Micro-seismic monitoring data

從表4可以看出，3個(gè)層的試油情況均較好，達(dá)到地質(zhì)設(shè)計(jì)預(yù)期。其中，33#層地質(zhì)條件較好，施工規(guī)模較大，但是試油效果較差。分析認(rèn)為，該作業(yè)屬于分層壓裂試油，而33#層先施工，竄層不是導(dǎo)致33#層試油較差的原因。裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示33#層第2次壓裂時(shí)，裂縫基本在老縫中延伸，開(kāi)啟的新縫較少。井底壓力數(shù)據(jù)擬合分析得到裂縫閉合時(shí)間為102 min，施工中停泵時(shí)間為90 min，由此推斷第2次壓裂施工時(shí)，第1次壓裂產(chǎn)生的裂縫可能未完全閉合，裂縫更多地在老縫的基礎(chǔ)上繼續(xù)延伸，裂縫體積更多地消耗在縫寬上面，導(dǎo)致其裂縫長(zhǎng)度、縫網(wǎng)導(dǎo)流能力及試油效果較差。

表4 J1井各層試油情況Table 4 Oil test results for each layer in the well J1

4 結(jié)論與建議

（1）海安凹陷阜二段儲(chǔ)層屬于低孔隙度、低滲透率、微小孔喉、少量微裂縫發(fā)育的致密油儲(chǔ)層。儲(chǔ)層厚度較大，脆性特征明顯，分段體積壓裂可以提高改造效果。采用橋塞分層壓裂、分層試油、打撈橋塞合層求產(chǎn)的壓裂工藝以及滑溜水+線性膠復(fù)合壓裂液體系，能夠達(dá)到預(yù)期的增產(chǎn)效果。

（2）前置液階段大排量泵送低黏度滑溜水有利于壓裂成網(wǎng)狀裂縫，攜砂液階段使用陶?？商岣呓貛?dǎo)流能力，微地震監(jiān)測(cè)顯示總體造縫效果良好。

（3）建議在水平井體積壓裂施工過(guò)程中延長(zhǎng)壓裂停泵時(shí)間，促進(jìn)第2次壓裂產(chǎn)生的裂縫在新位置生長(zhǎng)，擴(kuò)大縫網(wǎng)體積，提高改造效果。