楊懷成 陳德春 毛國揚 顧文忠

（1.華東石油局試采大隊，泰州 225300；2.中國石油大學，青島 266580）

裂縫性低滲透儲層壓裂技術研究

楊懷成1陳德春2毛國揚1顧文忠1

（1.華東石油局試采大隊，泰州 225300；2.中國石油大學，青島 266580）

運用小型壓降可以判斷天然裂縫存在與否，以及天然裂縫的張開壓力大小。裂縫性儲層并不需要高導流能力的人工裂縫，溝通更多的儲層區(qū)域和天然裂縫是保證油井壓后高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關鍵。通過支撐劑優(yōu)選、壓裂液優(yōu)化、施工工藝優(yōu)化這三個方面的研究，來有效控制壓裂液向天然裂縫的濾失，保證施工的成功率。

天然裂縫；濾失；壓裂；支撐劑

理論與實踐證明，水力壓裂是提高低滲透油氣藏開發(fā)效益最有效的手段之一。然而，由于大多數(shù)低滲透油氣藏儲層都發(fā)育不同程度的天然裂縫。天然裂縫的存在雖然有利于溝通儲集層、增加滲流面積，但同時它也增加了壓裂液的濾失，影響了主裂縫的發(fā)育，極大地增加了施工難度［1-3］。本文以腰灘油田為例，研究裂縫性儲層壓裂技術。

腰灘油田阜寧組層系，主要以低滲透和復雜斷塊油藏為主，縱向上可分為阜一段、阜二段、阜三段三個油組，含油小層一般多于10個，單層平均厚度1～3 m，最大單層厚度不超過10 m，每個區(qū)塊除少數(shù)主力油砂體稍大外，其余多數(shù)為小土豆油砂體，斷層和天然裂縫發(fā)育。縱向上小層多且薄，砂泥互層頻繁交錯。各油組平均孔隙度11.3%～16.2%，滲透率為(9.2～16.4)×10－3μm2，是典型的低滲透裂縫性儲層。

1 裂縫性低滲透儲層壓降診斷技術

對于裂縫性儲層，壓裂施工過程中的壓力、停泵后壓力降落均表現(xiàn)出不同于均質(zhì)儲層的特征。為了判斷天然裂縫的存在，及其張開壓力，運用停泵后壓力分析的方法。但早期的壓力降落分析僅應用于均質(zhì)儲層，且認為濾失系數(shù)恒定、裂縫柔度恒定、無初濾失等條件，這些條件對于天然裂縫較為發(fā)育的儲層，其解釋結果就會失真。為了判斷天然裂縫存在與否，可對傳統(tǒng)的壓裂壓降分析做一定的延伸。

由理論圖版和壓降關系可知，求擬合壓力p*等于求以G為橫坐標、p為縱坐標的壓降曲線的斜率:

式中：p*—擬合壓力，MPa；p—停泵后裂縫內(nèi)的壓力，MPa；G—NolteG函數(shù)，無因次。

擬合壓力p*與濾失系數(shù)線性相關，當dp/dG不是常數(shù)時,反映人工裂縫內(nèi)的流體流動受天然裂縫的影響，此時的濾失系數(shù)與壓力相關；當dp/dG持續(xù)不變時,說明天然裂縫已經(jīng)處于閉合階段，此時的濾失系數(shù)與壓力無關。但運用此方法時，有時dp/dG的水平段不明顯。為了方便判斷，從數(shù)學意義上，構造了疊加函數(shù)Gdp/dG，同時繪出dp/dG，Gdp/dG與G的關系圖。當dp/dG出現(xiàn)直線段時，此時G所對應的壓力即為天然裂縫閉合壓力。

圖1為腰灘油田腰12井壓裂縫后壓力降落曲線。在A點以前，dp/dG不是一條直線，反映出其濾失受天然裂縫的影響；在A點以后，dp/dG近似為一直線，構造的疊加函數(shù)Gdp/dG也近似一水平直線，可以認為該點以后天然裂縫已閉合；A點即是天然裂縫的閉合點，A點對應的壓力即為天然裂縫的閉合壓力，也可近似認為是天然裂縫的張開壓力。

圖1 腰12井壓后壓力降落曲線

2 裂縫性低滲透儲層壓裂施工難點分析

與普通均質(zhì)儲層介質(zhì)不同，裂縫性儲層具有其獨特的特點，其施工難點主要表現(xiàn)在三個方面：

（1）儲層介質(zhì)的非均質(zhì)性強。主要表現(xiàn)為儲層介質(zhì)中天然裂縫的分布情況非常復雜，隨空間位置不同而任意分布。

（2）壓裂裂縫的起裂延伸復雜。由于天然裂縫的存在，使得地應力場變得更為復雜。壓裂時人工裂縫延伸過程中會遇到天然裂縫系統(tǒng)，使得主裂縫不發(fā)育，形成多條分支縫，從而影響裂縫寬度，易造成砂堵。

（3）施工過程中濾失難以估計。裂縫發(fā)育儲層壓裂施工中液體的濾失呈兩大特點：一是濾失系數(shù)是動態(tài)變化的；二是濾失系數(shù)比相同條件下的均質(zhì)介質(zhì)大得多，當天然裂縫張開后，濾失系數(shù)比基質(zhì)濾失系數(shù)大50倍。

3 裂縫性低滲透儲層壓裂優(yōu)化設計

3.1 支撐劑優(yōu)選

對于裂縫性儲層，壓裂井的產(chǎn)能主要受溝通的天然裂縫系統(tǒng)儲層區(qū)域大小的影響。裂縫性儲層壓裂改造后，短期的產(chǎn)能來自高導流的主裂縫，而長期的產(chǎn)能則主要靠溝通更大的儲層區(qū)域和更多的天然裂縫。因此，要提高壓裂井的改造效果，關鍵是溝通更大的儲層區(qū)域和更遠的天然裂縫。

根據(jù)腰灘油田的儲層狀況：地層過于破碎，地層應力分布較為復雜，極易出現(xiàn)裂縫彎曲，同時人工裂縫的寬度相對較窄，大粒徑支撐劑縫內(nèi)輸送較為困難，容易形成橋堵。

圖2為腰灘油田裂縫導流能力的評價試驗圖，可以看出，選30～50目的支撐劑形成的裂縫導流能力更大。但在實際施工時，為了更易造縫，選擇了40～70目的支撐劑。

圖2 裂縫導流能力評價試驗

3.2 壓裂液優(yōu)化

3.2.1 降濾失材料優(yōu)化

控制壓裂液向天然裂縫的濾失，提高壓裂液效率是裂縫性儲層壓裂施工成功的關鍵。早期腰灘油田壓裂施工使用硅粉作為主要的降濾方式（見圖3），單井使用量為2m3，但仍不能解決施工中的砂堵問題。為了提高降濾效果，施工中將粉砂量在原來的基礎上提高了50%，達到3m3，取得了一定的效果。

圖3 粉砂封堵天然裂縫示意圖

鑒于粉砂本身在地層中的不可溶解性，及其在運移過程中對支撐裂縫的傷害，篩選了LB-2降濾失劑。LB-2是一種油溶性降濾失劑，在水、酸液中不溶解，仍能保持固體顆粒的特性，在煤油中溶解量大，能夠保證在排液投產(chǎn)后無固體顆粒殘留物堵塞油流通道。24℃、2MPa下，LB-2降濾失劑的實驗結果見表1。

當LB-2加量為1%時，濾失系數(shù)降低了42.6%；當LB-2將濾失劑加量為2%時，濾失系數(shù)降低了62.2%。可以看出，在壓裂液中加入LB-2降濾失劑，有明顯的降濾效果。實際施工中，一般設計降濾劑的比例為2%，可滿足裂縫性地層壓裂施工要求。

表1 LB-2降濾失劑降濾效果

3.2.2 稠化劑濃度優(yōu)化

目前，現(xiàn)場使用的稠化劑主要為羥丙基胍膠。對于裂縫性儲層，要求壓裂液具有一定的抗濾性，則要求稠化劑的濃度較高；但從儲層保護角度看，稠化劑的濃度越高則對儲層的傷害越大。為了優(yōu)選稠化劑濃度，分別做了稠化劑對巖心的傷害實驗和抗濾實驗（表2、表3）。

表2 壓裂液對巖心傷害結果評價

表3 壓裂液濾失實驗結果表

稠化劑濃度變化對巖心的傷害影響較明顯，而對抗濾性卻影響不大，考慮到實驗用巖心不含天然裂縫，從施工安全角度出發(fā)，現(xiàn)場配濃度為0.45%的稠化劑。

3.3 施工參數(shù)優(yōu)化

3.3.1 前置液量優(yōu)化

在確定前置液用量時，應充分考慮濾失狀況、壓裂液性質(zhì)、地層吸收能力等因素。對于一般儲層，在滿足造縫和濾失前提下，應盡可能的降低前置液的用量。但考慮到腰灘區(qū)塊天然裂縫比較發(fā)育，壓裂液濾失較大。為保證造縫充分，前置液比例適當提高，由原來的35%提高至40%。

3.3.2 砂比的優(yōu)化

對于低滲透裂縫性儲層，壓裂的主要目的是造長縫，以溝通更多的天然裂縫。因此，在滿足人工裂縫導流能力的前提下，不必將砂比提的很高，以免影響施工的成功率。通過對該地區(qū)壓裂施工的研究，該地區(qū)的砂堵往往發(fā)生在砂比為30%左右，個別井壓裂砂堵甚至在15%左右，表現(xiàn)出地層對砂比極為敏感。因此我們選用“低砂比、小增量、控制最高砂比”的加砂施工設計方案。在實際施工中，開始砂比為5%～8%，砂比的增量取5%，最高砂比不超過30%。

3.3.3 施工排量的優(yōu)化

施工排量主要基于這幾個方面的考慮：裂縫垂向延伸、支撐劑沉降、施工壓力等。對于裂縫性儲層的壓裂施工，儲層的濾失系數(shù)隨著施工壓力的變化而變化，如果泵入的壓裂液不能彌補地層的濾失，就容易形成砂堵。通過全三維的壓裂設計軟件進行優(yōu)化，腰灘油田排量設計一般取3.5～4m3/min。

4 現(xiàn)場應用

經(jīng)過不斷的完善壓裂工藝，2011年對腰灘油田共進行14口井的壓裂施工，成功率由以往的45.2%提高至92.8%，有效地解決了裂縫性儲層壓裂施工易砂堵的技術難題。壓裂取得顯著增產(chǎn)效果，壓后8口井取得高產(chǎn)油流，平均每口井日增產(chǎn)原油3.2t。通過壓裂施工，達到了改造儲層，增儲上產(chǎn)的目的。

5 結 論

（1）本文提出了應用小型壓降來判斷天然裂縫存在與否，以及天然裂縫張開壓力的方法。

（2）裂縫性儲層并不需要高導流能力的人工裂縫，關鍵是溝通更大的儲層區(qū)域和更多的天然裂縫。

（3）裂縫性儲層水力壓裂需解決的關鍵是有效的降低天然裂縫的濾失，本文從支撐劑優(yōu)選、壓裂液優(yōu)化以及施工工藝優(yōu)化這三個方面來研究降低天然裂縫的濾失，確保壓裂施工的成功率。

[1]曲占慶，岳艷如，羅明良，等.裂縫性地層壓裂降濾失方法研究[J].特種油氣藏，2011，8(2)：107-110.

[2]王艷芬，成一，劉煒，等.新疆油田百110井區(qū)佳木河組壓裂優(yōu)化技術研究[J].石油地質(zhì)與工程，2010，24(3)：88-90.

[3]張永平，張士誠，衛(wèi)秀芬.裂縫性火山巖儲氣層測試壓裂診斷特征參數(shù)研究與應用[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2008，27(2)：91-93.

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Research and Application of Fracture Techniques in Nature-fracture Developed Reservoirs

YANG Huaicheng1CHEN Dechun2MAO Guoyang1GU Wenzhong1
(1.Oil Production Plant of East China Branch,Taizhou 225300；2.China University of Petroleum,Qingdao 266580)

Using minifracture,we can judge the nature-fractures exist or not,we can also define the nature-fracture open pressure.Nature-fracture reservoirneedn'thigh conductivity artificialfractures.Communication of more area and more nature-fractures is the key factors of the high production of oil wells after fracturing.The key problem is to control the lost of fracturing fluid in nature-fracture reservoir.In this article research of proppant option,fracturing fluid optimization and fracturing process optimization is done to guarantee the fracturing success rate.Through research and combined with condition of on-site operation，good fracturing results are achieved after optimization of fracturing operation parameters.

natural-fracture；filtration；hydraulic fracture；proppant

TE357.11

A

1673-1980(2012)05-0037-03

2012-04-21

中石化先導項目（G1407-09-kk-0115）

楊懷成（1973-），男，高級工程師，中國石油大學（華東）在讀碩士研究生，主要從事技術管理工作。