摘 要：北大港中生界儲(chǔ)層巖性復(fù)雜、物性差，自然條件下很難達(dá)到工業(yè)油氣流，需要最大限度提高改造體積，提高單井產(chǎn)量。依據(jù)中生界儲(chǔ)層特征，進(jìn)行脆性指數(shù)評(píng)價(jià)，分析認(rèn)為中生界儲(chǔ)層有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫，壓裂技術(shù)采用主縫+縫網(wǎng)壓裂改造思路，主裂縫未一條高導(dǎo)流能力主縫，在產(chǎn)生主縫同時(shí)通過(guò)滑溜水+粉陶的措施盡量溝通天然裂縫。該項(xiàng)技術(shù)在中生界儲(chǔ)層現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用3口井，壓后效果明顯，增產(chǎn)18.1倍，措施有效率100%。

關(guān)鍵詞：中生界；體積壓裂； 脆性指數(shù)；壓裂液；主裂縫

1 儲(chǔ)層特征

北大港潛山中生界發(fā)育有火成巖及湖相碳酸鹽巖，火成巖以安山巖及凝灰質(zhì)砂巖為主，裂縫及杏仁孔隙發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。統(tǒng)計(jì)北大港潛山壓裂措施層位中生界測(cè)井解釋物性。中生界儲(chǔ)層孔隙度5.94～14.33%，滲透率1.3～26mD，二疊系孔隙度為8.19%。滲透率3.1mD，儲(chǔ)層為特低孔低滲儲(chǔ)層。

2 壓前試油情況

北大港中生界試油情況：港古1501井中生界井段1868.1-1925.9m，壓前測(cè)液面1456m，折日產(chǎn)0.449m3；港古1503井中生界井段2310.6-2330m，壓前測(cè)液面1678m，折日產(chǎn)油4.69t；港古1507井中生界井段2013.1-2021.9m，壓前測(cè)液面960.5m，折日產(chǎn)0.04m3。

試油情況顯示：僅港古1503井試油具有一定的產(chǎn)量（折日產(chǎn)4.69t），而港古1501井、港古1507井及港古1505井折日產(chǎn)不足0.5m3（0.04～0.449m3），需要最大限度提高改造體積，提高單井產(chǎn)量。

3 脆性評(píng)價(jià)

港古1501井薄片分析結(jié)果顯示，該井白云石含量高，表明巖石脆性較強(qiáng)，利于形成網(wǎng)狀裂縫。

天然裂縫的存在誘發(fā)并改變了人工裂縫在巖石中的延伸方向，由于人工裂縫與天然裂縫的交互作用，裂縫在儲(chǔ)層中可能進(jìn)行非對(duì)稱、分支的延伸，從而有利于復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成。北大港地區(qū)中生界儲(chǔ)層成像測(cè)井顯示北大港地區(qū)中生界儲(chǔ)層發(fā)育層理和裂縫，誘導(dǎo)縫、張開(kāi)縫方向差異大。

根據(jù)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算了港古1501井的地應(yīng)力參數(shù)，如圖3所示，計(jì)算的地應(yīng)力差異系數(shù)為0.1-0.2之間。應(yīng)用數(shù)值模擬軟件模擬分析不同地應(yīng)力差條件下巖石的破裂形態(tài)的結(jié)果。水平應(yīng)力差異系數(shù)為0-0.3時(shí)，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.3-0.5時(shí)，水力壓裂在高的凈壓力時(shí)才能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡(luò)；水平應(yīng)力差異系數(shù)大于0.5時(shí)，水力壓裂不能形成裂縫網(wǎng)絡(luò)。港古1501井儲(chǔ)層應(yīng)力差異系數(shù)在0.1-0.2，有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫。

綜合各影響因素分析，港北地區(qū)中生界整體上有利于形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫，因此壓裂時(shí)采用主縫+縫網(wǎng)壓裂改造思路，優(yōu)先確保壓裂一條高導(dǎo)流能力主縫，在產(chǎn)生主縫同時(shí)盡量溝通天然裂縫。

4 縫網(wǎng)壓裂低傷害壓裂液體系

4.1 防膨劑優(yōu)選：依據(jù)不同的防膨機(jī)理，目前國(guó)內(nèi)外的防膨劑主要有化學(xué)電位技術(shù)和膜技術(shù)，還包括廣譜防膨技術(shù)，無(wú)機(jī)聚合物化學(xué)電位技術(shù)適用于酸性條件，與硼交聯(lián)壓裂液體系不配伍。為了防膨劑具有更強(qiáng)的針對(duì)性，獲得更好的防膨效果，依據(jù)壓裂目的層測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)、井壁取芯數(shù)據(jù)，應(yīng)用無(wú)機(jī)鹽離子交換技術(shù)和小分子有機(jī)物膜技術(shù)形成復(fù)合型防膨劑。利用儲(chǔ)層粘土類型，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，優(yōu)選出的復(fù)合防膨劑最優(yōu)配比為1%FB-3+1.0%KCl（港古1501、港古1503、港古1505），港古1507為1%FB-3+1.5%KCl，有效控制了粘土膨脹和運(yùn)移，防膨率大于90%，防膨效果好。

4.2配伍性實(shí)驗(yàn)：壓裂液與完井液混合后無(wú)沉淀產(chǎn)生，配伍性良好；壓裂液與原油破乳率≥95%，配伍性好；壓裂液與地層水配伍性好，無(wú)沉淀產(chǎn)生。

5 縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)[1]是利用儲(chǔ)層兩個(gè)水平主應(yīng)力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，當(dāng)裂縫延伸凈壓力大于儲(chǔ)層天然裂縫或膠結(jié)弱面張開(kāi)所需的臨界壓力時(shí)，產(chǎn)生分支縫或凈壓力達(dá)到某一數(shù)值能直接在巖石本體形成分支縫，形成初步的“縫網(wǎng)”系統(tǒng)；以主裂縫為“縫網(wǎng)”系統(tǒng)的主干，分支縫可能在距離主縫延伸一定長(zhǎng)度后又回復(fù)到原來(lái)的裂縫方位，或者張開(kāi)一些與主縫成一定角度的分支縫，最終都可形成以主裂縫為主干的縱橫交錯(cuò)的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)，這種實(shí)現(xiàn)“網(wǎng)狀”效果的壓裂技術(shù)統(tǒng)稱為“縫網(wǎng)壓裂”技術(shù)?？p網(wǎng)有兩層含義：①主裂縫支撐縫長(zhǎng)達(dá)到預(yù)期目標(biāo)；②在主縫基礎(chǔ)上形成多縫直至形成“縫網(wǎng)”系統(tǒng)。

縫網(wǎng)壓裂實(shí)現(xiàn)措施：①先泵注低粘度滑溜水+粉陶造縫，大排量施工，形成縫網(wǎng)；②為形成主裂縫，提高裂縫導(dǎo)流能力，采用交聯(lián)壓裂液造縫、攜砂；③施工凈壓力越大越易形成復(fù)雜裂縫，同時(shí)，壓裂層段厚度大，多點(diǎn)進(jìn)液，裂縫寬度較窄，因此，在井層條件允許時(shí)，盡可能使用較大的排量進(jìn)行施工，結(jié)合施工壓力預(yù)測(cè)結(jié)果。港古1501井壓裂縫網(wǎng)階段壓裂液體系為低粘滑溜水，主要目的用于壓開(kāi)微裂縫，縫網(wǎng)帶階段用量150m3，共兩個(gè)段塞，粒徑為4.1m30.09-0.3mm粉陶；之后主縫階段主要目的為形成一條具有高導(dǎo)流能力的主裂縫，液體為凍膠低傷害壓裂液體系，支撐劑為0.22-0.425m、0.3-0.6mm陶粒，砂比6-28%，用量75.5m3。

6、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用3井次，壓后平均日產(chǎn)油8.59m3/d，增產(chǎn)18.1倍，措施有效率100%。

參考文獻(xiàn)：

[1]翁定為，雷群等. 縫網(wǎng)壓裂技術(shù)及其現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].石油學(xué)報(bào)，2011，32（2）：280-284.

作者簡(jiǎn)介：

趙玉東，男，碩士，2011年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)在大港油田石油工程研究院工作，工程師，主要從事儲(chǔ)層改造技術(shù)研究.