海拉爾油田南屯儲(chǔ)層壓裂施工分析及處理措施

吳浩兵

（中國(guó)石油大慶油田有限公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

海塔盆地探區(qū)深部南屯組儲(chǔ)層成為近年來勘探、開發(fā)的主要目標(biāo)，其壓裂施工量占目前海拉爾油田壓裂施工總量的80%。該儲(chǔ)層巖石類型多，巖性復(fù)雜，泥質(zhì)含量高，巖石塑性強(qiáng)，裂縫難于啟裂和延伸，且儲(chǔ)層多而薄，導(dǎo)致人工裂縫形態(tài)復(fù)雜，壓裂難度大，極易造成高停泵情況出現(xiàn)。高停泵壓力井施工成功率低（15%～20%，施工時(shí)發(fā)生砂堵或者未完成設(shè)計(jì)加砂量）［1］，儲(chǔ)層改造強(qiáng)度大，為此本文對(duì)南屯儲(chǔ)層壓裂情況進(jìn)行了探討。

1 高停泵原因分析

1.1 儲(chǔ)層埋藏深，巖石致密。

隨著儲(chǔ)層埋深增大，儲(chǔ)層巖石的成巖作用強(qiáng)，巖性更加致密，物性變差，巖石的應(yīng)力變大，裂縫開啟困難，增大施工難度。統(tǒng)計(jì)表明，南屯儲(chǔ)層深度大于2500 m的儲(chǔ)層砂堵數(shù)占了砂堵總數(shù)的70%，主要集中于貝中和烏東區(qū)塊，小于2500 m的砂堵儲(chǔ)層主要集中于烏西區(qū)塊，占了砂堵總數(shù)的30%。儲(chǔ)層埋藏深是海拉爾南屯組砂堵的重要原因。

1.2 地層應(yīng)力分布不均勻，裂縫偏移轉(zhuǎn)向，裂縫多

儲(chǔ)層巖石泥質(zhì)含量高（表1），巖石塑性強(qiáng)，人工裂縫難于延伸；同時(shí)巖石泊松比高，導(dǎo)致水平方向主應(yīng)力接近，減弱井筒附近的應(yīng)力集中，因此易產(chǎn)生多裂縫。從泥質(zhì)含量分析結(jié)果來看，南屯組砂巖的泥質(zhì)含量較高，最低13.2%，最高達(dá)40%左右，平均25%［2］。

表1 儲(chǔ)層泥質(zhì)含量與施工砂堵的關(guān)系

傳統(tǒng)的水力壓裂分析是基于巖石的抗拉強(qiáng)度、斷裂力學(xué)的破壞準(zhǔn)則或Mohr－Coulomb準(zhǔn)則進(jìn)行的，而對(duì)于高含泥砂巖儲(chǔ)層，水力壓裂裂縫的延伸過程中，裂縫尖端前緣存在塑性區(qū)，地下巖層將在這一移動(dòng)的塑性區(qū)內(nèi)不斷屈服并得以擴(kuò)展，目前尚無針對(duì)高含泥砂巖儲(chǔ)層的水力壓裂模擬分析方法。

1.3 壓裂部位靠近斷層，處于復(fù)雜構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)，影響裂縫延伸

希X井的地震反演表明，該井周圍斷層較發(fā)育，裂縫延伸到斷層部位，施工壓力較高，易造成高停泵、高施工壓力情況。

2 處理措施

以上原因增加了裂縫延伸的復(fù)雜性，為此，針對(duì)深部南屯組儲(chǔ)層巖性特點(diǎn)，開展非線性斷裂裂縫模擬研究，并根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工特點(diǎn)，研究合適的控制方法。

2.1 建立非線性斷裂延伸模型［3］

根據(jù)高含泥巖石的起裂和擴(kuò)展準(zhǔn)則，分別建立了裂縫起裂的力學(xué)模型及擴(kuò)展力學(xué)模型。低泥質(zhì)含量（≤20%）的巖石起裂準(zhǔn)則為拉伸應(yīng)力＝抗拉強(qiáng)度，擴(kuò)展準(zhǔn)則為應(yīng)力強(qiáng)度因子＝斷裂韌性。中泥質(zhì)含量（20%～30%）和高泥質(zhì)含量（≥30%）的巖石起裂準(zhǔn)則為拉伸應(yīng)力＝抗拉強(qiáng)度，擴(kuò)展準(zhǔn)則為臨界應(yīng)變。根據(jù)井壁圍巖的應(yīng)力狀態(tài)，結(jié)合起裂準(zhǔn)則建立了裂縫起裂的力學(xué)方程。由裂縫尖端應(yīng)力分析，結(jié)合裂縫擴(kuò)展準(zhǔn)則建立了裂縫擴(kuò)展力學(xué)方程。

對(duì)泥質(zhì)含量在10%～40%范圍內(nèi)的巖石破裂壓力作了詳細(xì)計(jì)算，得出破裂壓力隨泥質(zhì)含量的變化曲線（圖1）。

圖1 不同泥質(zhì)含量?jī)?chǔ)層的破裂壓力

2.2 壓裂施工控制方法

采用增加前置液比例、膠塞、前置液階段支撐劑段塞和采用階段提砂比方法進(jìn)行加砂。增加前置液比例，減少地層濾失對(duì)壓裂液效率的影響，前置液比例從以往25%提高到35%。采用低濃度陶粒段塞方法，改善近井裂縫形態(tài)。采用階段提高砂比方法施工，采用比如5%－7%－11%－14%－18%－22%階段小規(guī)模提高砂比方法，提高裂縫的砂比適應(yīng)性。

膠塞粘度比壓裂液粘度大（表2、表3），采用膠塞處理控制裂縫延伸，增加靜壓力，溝通多條裂縫，形成主裂縫。

表2 液態(tài)膠塞的流變性能表

2.3 采用延緩交聯(lián)壓裂液降低施工壓力

采用可控延緩交聯(lián)劑控制不同深度需求的壓裂液成膠速度，優(yōu)化延緩交聯(lián)時(shí)間，滿足不同井深施工時(shí)壓裂液在井筒的2／3階段開始成膠，在過炮眼后裂縫中粘度達(dá)到最大，以減少施工時(shí)因壓裂液交聯(lián)在管線和井筒的摩阻，從而降低施工壓力，提高施工排量和井底壓力，提高裂縫延伸能力。

表3 膠塞與壓裂液的力學(xué)參數(shù)

施工井底壓力對(duì)比表明，采用低濾失壓裂液比普通水基壓裂液井筒摩阻降低5.2 MPa。

3 結(jié)論

（1）儲(chǔ)層高含泥、砂泥互層、裂縫寬度不均勻，泥巖段縫寬變窄，是導(dǎo)致海拉爾油田南屯儲(chǔ)層砂堵的主要因素。

（2）壓裂過程中采用膠塞、增加前置液比例、前置液階段支撐劑段塞和階段提砂比方法能夠降低砂堵井情況發(fā)生，提高施工成功率。

（3）采用低摩阻低濾失壓裂液體系，降低了壓裂液施工時(shí)的沿程摩阻，降低了施工壓力，提高了施工排量，解決了儲(chǔ)層埋深大、地面壓力高、低砂比砂堵的難題。

［1］肖丹鳳，張宗雨，韓松，等.海拉爾深部南屯組高含泥儲(chǔ)層壓裂增產(chǎn)技術(shù)［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2012，31（1）：101－105.

［2］謝朝陽，張浩，唐鵬飛.海拉爾盆地復(fù)雜巖性儲(chǔ)層壓裂增產(chǎn)技術(shù)［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（5）：57－59.

［3］王新江，張麗萍，石京平.海拉爾油田孔隙結(jié)構(gòu)特征分析［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26（6）：91－94.