摘 要：北大港中生界儲層巖性復雜、物性差，自然條件下很難達到工業(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)中生界儲層特征，進行脆性指數(shù)評價，分析認為中生界儲層有利于形成復雜網(wǎng)狀裂縫，壓裂技術采用主縫+縫網(wǎng)壓裂改造思路，主裂縫未一條高導流能力主縫，在產(chǎn)生主縫同時通過滑溜水+粉陶的措施盡量溝通天然裂縫。該項技術在中生界儲層現(xiàn)場應用3口井，壓后效果明顯，增產(chǎn)18.1倍，措施有效率100%。

關鍵詞：中生界；體積壓裂； 脆性指數(shù)；壓裂液；主裂縫

1 儲層特征

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。統(tǒng)計北大港潛山壓裂措施層位中生界測井解釋物性。中生界儲層孔隙度5.94～14.33%，滲透率1.3～26mD，二疊系孔隙度為8.19%。滲透率3.1mD，儲層為特低孔低滲儲層。

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，壓前測液面1456m，折日產(chǎn)0.449m3；港古1503井中生界井段2310.6-2330m，壓前測液面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 脆性評價

港古1501井薄片分析結果顯示，該井白云石含量高，表明巖石脆性較強，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，裂縫在儲層中可能進行非對稱、分支的延伸，從而有利于復雜裂縫網(wǎng)絡的形成。北大港地區(qū)中生界儲層成像測井顯示北大港地區(qū)中生界儲層發(fā)育層理和裂縫，誘導縫、張開縫方向差異大。

根據(jù)測井數(shù)據(jù)計算了港古1501井的地應力參數(shù)，如圖3所示，計算的地應力差異系數(shù)為0.1-0.2之間。應用數(shù)值模擬軟件模擬分析不同地應力差條件下巖石的破裂形態(tài)的結果。水平應力差異系數(shù)為0-0.3時，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網(wǎng)絡；水平應力差異系數(shù)為0.3-0.5時，水力壓裂在高的凈壓力時才能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡；水平應力差異系數(shù)大于0.5時，水力壓裂不能形成裂縫網(wǎng)絡。港古1501井儲層應力差異系數(shù)在0.1-0.2，有利于形成復雜網(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雜網(wǎng)狀裂縫，因此壓裂時采用主縫+縫網(wǎng)壓裂改造思路，優(yōu)先確保壓裂一條高導流能力主縫，在產(chǎn)生主縫同時盡量溝通天然裂縫。

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)不同的防膨機理，目前國內(nèi)外的防膨劑主要有化學電位技術和膜技術，還包括廣譜防膨技術，無機聚合物化學電位技術適用于酸性條件，與硼交聯(lián)壓裂液體系不配伍。為了防膨劑具有更強的針對性，獲得更好的防膨效果，依據(jù)壓裂目的層測井數(shù)據(jù)、井壁取芯數(shù)據(jù)，應用無機鹽離子交換技術和小分子有機物膜技術形成復合型防膨劑。利用儲層粘土類型，結合室內(nèi)實驗結果，優(yōu)選出的復合防膨劑最優(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移，防膨率大于90%，防膨效果好。

4.2配伍性實驗：壓裂液與完井液混合后無沉淀產(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，無沉淀產(chǎn)生。

5 縫網(wǎng)壓裂技術

縫網(wǎng)壓裂技術[1]是利用儲層兩個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關系，當裂縫延伸凈壓力大于儲層天然裂縫或膠結弱面張開所需的臨界壓力時，產(chǎn)生分支縫或凈壓力達到某一數(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度后又回復到原來的裂縫方位，或者張開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的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)，這種實現(xiàn)“網(wǎng)狀”效果的壓裂技術統(tǒng)稱為“縫網(wǎng)壓裂”技術?？p網(wǎng)有兩層含義：①主裂縫支撐縫長達到預期目標；②在主縫基礎上形成多縫直至形成“縫網(wǎng)”系統(tǒng)。

縫網(wǎng)壓裂實現(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雜裂縫，同時，壓裂層段厚度大，多點進液，裂縫寬度較窄，因此，在井層條件允許時，盡可能使用較大的排量進行施工，結合施工壓力預測結果。港古1501井壓裂縫網(wǎng)階段壓裂液體系為低粘滑溜水，主要目的用于壓開微裂縫，縫網(wǎng)帶階段用量150m3，共兩個段塞，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)場應用

現(xiàn)場應用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：

[1]翁定為，雷群等. 縫網(wǎng)壓裂技術及其現(xiàn)場應用[J].石油學報，2011，32（2）：280-284.

作者簡介：

趙玉東，男，碩士，2011年畢業(yè)于東北石油大學油氣田開發(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，主要從事儲層改造技術研究.