富油凹陷二次勘探復雜儲層油氣藏改造模式
——以冀中坳陷、二連盆地為例

趙賢正才博金鳳鳴羅寧王霞何春明

1.中國石油大港油田分公司；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院；3.中國石油勘探開發研究院杭州分院；4.中國石油華北油田分公司

富油凹陷二次勘探復雜儲層油氣藏改造模式
——以冀中坳陷、二連盆地為例

趙賢正1才博2金鳳鳴3羅寧4王霞4何春明2

1.中國石油大港油田分公司；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院；3.中國石油勘探開發研究院杭州分院；4.中國石油華北油田分公司

富油凹陷二次勘探是實現老區持續增儲的關鍵，但面臨越來越多的深層、低滲透、特殊巖性等復雜油氣藏，需要措施改造才能獲得工業油氣流。以渤海灣盆地冀中坳陷和二連盆地為例，針對低滲透薄稠油層改造易傷害、流動差、縫高控制難的技術難題，形成了“規模適度、中等砂比、全程防膨、高效降黏”的精細改造模式；針對超深超高溫超高應力的碳酸鹽巖潛山油氣藏難以實現深度酸壓改造的技術難題，研制了耐200 ℃高溫耐剪切性能的超高溫聚合物壓裂液，優選出緩速效果突出、具有固液轉向功能的清潔酸液體系，形成了“前置探縫、固液轉向、多級注入、閉合酸化”的體積酸壓改造模式；針對高含黏土砂礫巖低滲透儲層改造易傷害、易敏感、易砂堵的技術難題，研制了巖心損害率由以往的38.6%降低到13.4%的滑溜水及低濃度壓裂液體系，并配套形成“復合壓裂、前置投球、多層分壓”的低傷害復合體積改造模式。在蠡縣斜坡、牛東潛山、阿爾凹陷綜合應用106井次，整體改造效果較以往提高1.5倍以上，有效支撐了富油凹陷二次勘探新領域的增儲上產。

復雜油氣藏；蠡縣斜坡；牛東潛山；阿爾凹陷；致密油；精細壓裂；超高溫壓裂液；體積酸壓

中國渤海灣盆地富油凹陷在油氣勘探生產中占據重要地位，其剩余油氣資源依然豐富，勘探存在明顯的不均衡性，仍是油氣上產增儲的主體，有必要實施二次勘探工程［1］。但是，二次勘探工程也面臨著勘探對象越來越復雜，深層、低滲透、特殊巖性等復雜低效儲層油氣藏越來越多，對油氣藏改造的需求越來越大、要求越來越高［2-5］。近年來，隨著非常規致密油氣的規模開發，儲層改造技術得到了迅速發展，在改造理念上更加突出儲層精細評價、提高改造體積和低傷害、低成本及高效實施技術等［6］。2006年國外學者Mayerhofer［7］等提出“改造的油藏體積SRV（stimulated reservoir volume）”這一概念，帶動了儲層改造理念的進步；2009年國內學者吳奇［8］等對“體積改造技術概論”進行了進一步的詮釋，得出體積改造技術的新內涵，已成為低滲透復雜油氣藏改造的核心理念；另外，針對儲層對外來液體的傷害更為敏感，不斷研發出清潔低殘渣的壓裂液體系，如明華等研究的無殘渣纖維素壓裂液，可在2 min內迅速溶脹增黏，達到最終黏度的97%，巖心損害率僅為13%，極大降低了對儲層和裂縫導流能力的傷害［9］；劉智恪［10］等針對常規壓裂液殘渣含量高、不易返排、對儲層傷害大等特點，研制出了APCF低傷害壓裂液，壓裂液具有很好的耐溫耐剪切性能，在100 ℃下剪切90 min后黏度保持在45 mPa·s以上，具有使用低濃度、高彈性等特點，能很好地滿足壓裂施工要求；同時在作業模式上，通過采用連續混配、工廠化作業、鉆井-完井-改造一體化實施等工藝實現了高效作業的目的［11-12］。

上述研究成果對單一問題的適應性較好，而二次勘探由于深層、低滲透、特殊巖性等綜合原因帶來的多方面復雜技術問題往往缺乏整體性技術和綜合應用統一思考，不能完全解決所面臨的多因素難題，因而需探索二次勘探復雜油氣藏改造技術新模式，以指導二次勘探工程技術的高效實施。為此，在前人研究成果基礎上，以冀中坳陷和二連盆地為例，通過深入儲層評價研究，剖析改造技術難點，創新不同儲層改造技術模式，并經現場規模實施應用，形成了低滲透薄稠油層、超深超高溫碳酸鹽巖潛山、高含黏土砂礫巖致密油儲層等三大領域的高效改造模式，有利支撐了富油凹陷二次勘探規模油氣儲量發現和品位的提升。

1 低滲透薄稠油層精細壓裂改造

Fine fracturing stimulation of thin heavy oil reservoirs with low permeability

以蠡縣斜坡為例，該斜坡位于冀中坳陷饒陽凹陷西部，面積達2 000 km2，資源量達2.36×108t，儲層主要以中孔、低滲透特征為主，壓裂改造是實現儲層油氣有效動用的關鍵。

1.1 儲層特點及改造技術難題

Reservoir characteristics and stimulation technology difficulties

儲層總體表現出以下5個突出特征：①巖性為細粒長石砂巖但彈性模量低（10 000～15 000 MPa）；②儲層中孔（13.2%～22.1%）、低滲（5.13～10.89 mD）；③油藏埋深變化較大（2 600～3 200 m），壓力系數變化大（0.92～1.23）；④油層多層分布、單層厚度較薄（0.6～4.8 m），儲層和上下隔層應力差小（1.3～3.2 mD）；⑤原油黏度高（500～1 437 mPa·s/50℃）、氣油比低（16～35 m3/m3）、原油凝固點高（34～42 ℃）、束縛水飽和度較高（32%～45%）［13］。

上述儲層特點帶來了壓裂改造以下突出難題：①低滲透率和低楊氏模量，存在裂縫壁面壓實傷害和支撐劑嵌入的潛在風險；②單薄層發育且與隔層遮擋性差，縫高控制難；③儲層原油黏度高，流動性差，且帶來油少水多的不利結果，儲層對裂縫導流能力要求高，但高砂比施工難度大；④高原油凝固點，低溫壓裂液易帶來原油凝固，進一步降低原油流動性。這些技術難點造成了以往壓裂改造“增水不增油”的被動局面［14］。

1.2 精細儲層改造模式

Fine reservoir stimulation pattern

針對蠡縣斜坡儲層改造面臨的突出難題，通過油藏動靜態特征及以往壓裂效果評價，提出了“儲層改造與流體改質”相結合的改造思路，儲層改造主要通過支撐劑優選、泵注程序優化、施工質量控制解決裂縫流動問題；流體改質主要通過液體優化、傷害控制解決基質流動問題，最終實現儲層流動與基質流動匹配，最終形成了“規模適度、中等砂比、全程防膨、高效降黏”的精細壓裂改造模式。

1.2.1 規模適度 對于常規低滲透儲層大規模造長縫是優化設計的主要目標，然而對于低滲稠油儲層，由于原油流動性差，對裂縫的導流能力要求更高，利用數值模擬結合含水特征、優化縫長與導流能力變化關系，根據縫長與導流能力結果選取與儲層物性特點相匹配的優化方案。數值模擬表明，由于原油黏度高，油水間流度差異使裂縫縫長增加一定長度后，累計產油量增加幅度比累計產水量增加幅度變小，在縫長從80 m增加到160 m情況下隨縫長增加，壓后日產水量從5 m3增加到9 m3，綜合產油量和產水量分析結果，最優縫長取140 m。在工藝方面配套了變排量、變液性及二次加砂等工藝，進一步在合理規模下提高裂縫高度的控制效果。

1.2.2 中等砂比 考慮到稠油儲層對裂縫導流能力要求高，為獲得更長的有效支撐裂縫，在提高施工安全同時，采用“全程”中等砂比與組合粒徑的改造技術，建立極限縫寬與支撐劑粒徑與支撐劑濃度匹配關系［15］；在加砂的初期采用30/50目支撐劑以15%～20%的砂比加砂，確保裂縫前端獲得足夠的導流能力；在加砂的中段采用20/40目支撐劑以20%～30%的砂比加砂，同時適當增加30%砂比階段的注入時間；最后采用16/30目支撐劑以30%～35%砂比注入，通過中等砂比的大粒徑支撐劑獲得高裂縫導流能力，避免了后階段過高砂比施工的風險（圖1）。既保證了人工裂縫具有均勻分布的較高導流能力，提高了支撐剖面的合理化，又能降低施工全過程砂堵的風險。

圖1 不同支撐劑導流能力評價Fig 1.Evaluation on the flow conductivity of diffirent proppants

1.2.3 全程防膨 低滲透儲層對外來液體的傷害更為敏感，需在液體體系及工藝參數優化等多方面實現壓裂全過程的低傷害目的，在液體體系方面，采用低濃度羧甲基壓裂液體系，該壓裂液體系可將殘渣降低15%，有效降低其對支撐裂縫及基質的堵塞傷害［16］；其次采用KCl和高效防膨劑相結合的雙元防膨體系并全程防膨，實現短期與長期防膨相結合，實驗表明與常規防膨方法相比，巖心防膨率降低30%，實現降低人工裂縫及基質堵塞傷害的目標。

1.2.4 高效降黏 對于低滲稠油儲層除上述技術外，降低原油黏度提高流體流度是有效改造的另一重要手段，以往稠油儲層改造中主要采用壓裂前小排量（＜0.5 m3/min）、小規模（＜5 m3）注入降黏液的預處理方法后，再進行主壓裂改造。但由于流體以徑向流的方式沿井筒推進，降黏液波及范圍小，降黏效果不明顯［17-18］。針對上述問題，一是開展地下原油與降黏劑降黏效果配方優選評價實驗，篩選出與原油配伍的降黏劑配方；二是優化施工工藝，首先采用小排量泵入一定的降黏液徑向流推進地層，然后采用滑溜水、中等排量（2.0～2.5 m3/min）壓開儲層將降黏液由徑向流變為線性流，提高降黏液的波及范圍，然后長時間關井（12～24 h），增加降黏劑與原油接觸時間，主壓裂改造后采用射流泵排液工藝，提高返排速度，增強高黏油的流動效果。

上述技術現場實施42井次，均達到工業油流，單井平均日產油量10.4 m3，比以往措施改造提高了4.6 m3；日產水量9.3 m3，比以往措施改造降低了9.6 m3（表1）。提高了低滲稠油儲層改造成功率。

2 超深超高溫碳酸鹽巖潛山油氣藏體積酸壓改造

Volume acid fracturing stimulation of ultradeep buried hill carbonate oil and gas reservoirs with ultrahigh temperature

2.1 儲層特點與改造技術難題

Reservoir characteristics and stimulation technology difficulties

二次勘探中發現的碳酸鹽巖潛山油氣藏一般需要酸化壓裂改造才能獲得高產。以往針對埋深相對較淺的任丘等潛山油氣藏形成了有效酸壓技術，但超深層超高溫碳酸鹽巖潛山油氣藏的酸壓存在一系列新技術難題和挑戰［19-21］。

表1 蠡縣斜坡部分井壓后改造效果對比Table 1 Comparison of postfrac stimulation effects between some wells in Lixian slope

以牛東潛山為例，該潛山位于霸縣洼槽深部，霧迷山組儲層，主要表現出以下3個突出特點：①白云巖儲層巖性較純，但儲集空間復雜（孔、洞、縫發育的風化殼儲集體）；②儲層埋藏深（5 640～6 250 m），溫度高（195～210 ℃）；③儲層地應力高（最小水平主應力達100～110 MPa）；油氣層厚度大（230～384 m）。

上述高溫深層潛山儲層特點帶來了儲層改造的新技術難題：①儲層溫度高，酸液反應速率快，以往酸液有效作用距離短（一般50～80 m），難以實現深度溝通的效果；②儲層巖性較純，酸液難以對裂縫面形成非均勻刻蝕，加之地應力高，裂縫導流能力保持難度大；③儲層孔、洞、縫非均質性強、改造段跨度大，進一步加劇縱向上深度改造難度大的技術難題［22-23］。

2.2 深度體積酸壓改造模式

In-depth volume acid fracturing simulation pattern

針對牛東超高溫超深潛山儲層改造面臨的突出技術難題，通過“地質體需求”為導向、以液體突破為基礎、以技術攻關為手段的對策攻關，形成了牛東超深、超高溫復雜碳酸鹽巖儲層的體積酸壓改造特色技術。

2.2.1 超高溫改造工作液 自日本學者研發出160℃有機硼交聯羥丙基瓜膠壓裂液以來，良好耐溫性能一直是超高溫壓裂液攻關的難題［24］。2011年國內學者通過高濃度（0.8%）、復配交聯劑等技術初步形成了一種耐溫達200 ℃的壓裂液體系，但由于耐溫時間短未能投入現場應用［25］。筆者基于分子結構設計理論，對稠化劑分子結構中主鏈、側基、交聯基團分別進行結構設計，通過三元聚合物的合成技術，研制出一種新型耐200 ℃超高溫的三元陰離子聚合物壓裂液體系。該體系在200 ℃，120 min，170 s-1條件下測定壓裂液的黏度達170 mPa·s（圖2）。在酸液體系上優選出清潔、反應后具有自轉向功能的清潔酸液體系，140 ℃酸巖反應速率僅為地面交聯酸的65%，緩速效果更為突出，同時利用提高改造深度和裂縫的非均勻刻蝕，提高改造效果。

圖2 超高溫壓裂液黏-溫曲線Fig.2 Viscosity-resistance curve of ultrahigh temperature fracturing fluid

2.2.2 液體規模優化 考慮到酸液的耐溫能力最高為140 ℃，采用前置探縫酸壓技術，通過泵入大量壓裂液實現降溫、造縫目的，但以往缺乏泵入液體用量的科學優化，造成液體用量大，成本高等問題。通過對FracproPT裂縫模擬軟件的功能提升，建立了可模擬不同用液量與形成不同裂縫長度的裂縫溫度場變化圖版（圖3），結果表明：隨注液規模增加，地層溫度逐漸降低，當注液規模達到280 m3后，降溫效果逐漸趨于平緩，后續增加的注入量對溫度的影響較小，相反可能進一步增加對儲層的傷害。為此，280 m3用液量可確保120 m范圍內儲層溫度低于140 ℃，利于提高酸液作用效率，降低儲層傷害。

2.2.3 高裂縫導流能力產生與保持 對于深層碳酸鹽巖儲層酸壓改造，酸蝕裂縫導流能力的產生與保持極為關鍵，酸液對裂縫面的非均勻刻蝕主要依靠巖樣物性的非均質性，而對于牛東深層碳酸鹽巖儲層由于巖性較純，在小尺度范圍內的物性差異小，酸液對裂縫面非均勻刻蝕難度較大，通過實驗對比可以看出常規酸壓形成的刻蝕通道淺，支撐面積小，高閉合應力下導流能力保持難度大（圖4a）；而對于多級注入酸壓，酸液可通過多次黏性指進方式對巖板形成橋墩狀刻蝕，同時接觸點為面接觸承受閉合應力能力強（圖4b）。通過系統的實驗研究提出采用3級注入酸壓，保證獲得較高裂縫導流能力同時降低酸液濾失，增加酸蝕裂縫長度。

圖3 不同規模裂縫溫度場變化Fig.3 Temperature field change of cracks with different scales

圖4 不同酸液酸蝕效果對比Fig.4 Comparison of acid etching effect between acidizing fluids

2.2.4 體積酸壓工藝 針對牛東深層碳酸鹽巖儲層不同程度發育的裂縫和溶蝕孔洞等特點，為更大范圍地溝通縫洞體，獲得更大的改造體積，提出了“前置探縫、多級轉向、交替注入、閉合酸化”的綜合體積酸壓改造技術。

核心理念：首先利用200 ℃高黏壓裂液壓開儲層，根據規模優化圖版，形成一定尺寸的人工主裂縫同時降低裂縫壁面溫度；然后注入具有變黏特征的酸液，增加酸液有效作用距離實現對主裂縫側向天然裂縫的溶蝕和溝通，在多級注入的壓裂液階段注入低砂比的支撐劑對酸蝕的微細裂縫進行封堵，實現對天然裂縫系統的“疏堵”結合，確保天然裂縫流動能力的保持，通過多級注入酸液提高主支裂縫的導流能力，最后通過閉合酸化，進一步提升近井筒區域的人工裂縫的導流能力，以實現深度體積酸壓改造目的，上述技術在牛東等超高溫超深潛山實施6井次，均獲高產油氣流，其中牛東1井體積酸壓獲459 m的主縫長度，體積因子和開縫因子分別提高32和31倍（表2），壓后日產油氣當量達千噸，改造效果顯著［19-20］。

表2 壓后裂縫復雜化參數表Table 2 Complicated parameters of postfrac crack

3 高含黏土砂礫巖致密油儲層復合體積壓裂

Complex volume fracturing of glutenite tight oil reservoirs with high clay content

3.1 儲層特點與改造技術難題

Reservoir characteristics and stimulation technology difficulties

二連盆地具有小湖盆、近物源的沉積背景，儲層具有相變快、巖性雜、物性差的特點，二次勘探儲層多以致密油儲層為主［26-27］。其中，阿爾凹陷儲層巖性復雜、物性差，大多油層均需壓裂改造才可能獲得工業油氣流。經過多年攻關，借鑒體積壓裂理念，形成了阿爾凹陷復合體積壓裂特色技術。

其儲層主要特點：①儲層巖性復雜，主要以砂礫巖為主，非均質性強，大部分儲層黏土礦物含量在20%～32%（主要以伊利石和蒙脫石為主）；②儲層物性差（覆壓滲透率0.1～0.3 mD），80%油層喉道細小（0.1 μm左右）；③儲層埋深跨度較大（1 000～2500 m），縱向上小層分布不集中，應力變化大，層間應力差值變化大（3.5～10 MPa）；④巖石彈性模量變化大（18 000～49 000 MPa）［28-29］。

與常規低滲致密油儲層不同，上述儲層特點帶來了改造技術新難題：①與鄂爾多斯、松遼細砂巖致密油不同，砂礫巖類致密油儲層非均質性強，裂縫起裂和擴展規律復雜多變；②層間應力差較大，如阿爾6井各小層間的應力差在6～10 MPa左右，一次改造提高壓開程度難度大；③儲層黏土礦物含量高，伊利石和蒙脫石對外來液體的傷害更為敏感，以往區塊壓裂施工更多注重施工成功率，在降低儲層傷害機理及傷害程度上研究較少，需開展低傷害改造技術的綜合研究；④地層彈性模量變化大，低彈性模量井存在支撐劑嵌入風險，高彈性模量井加砂難度大，加之砂礫巖儲層裂縫粗糙度加大，造縫寬度不足，易發生早期砂堵［30］。

3.2 低傷害復合改造模式

Low-damage compound stimulation pattern

針對阿爾凹陷致密油儲層改造面臨的系列難題，逐步形成縱橫向“立體”改造的體積壓裂新模式，儲層縱向上通過工藝和工具優化實現均勻動用，橫向上通過改進的復合壓裂實現體積改造，形成了阿爾凹陷高黏土致密油儲層的復合體積壓裂新技術。3.3.1 限流與前置投球相結合分層壓裂 為提高多薄層儲層縱向動用程度，將水平井分簇射孔+投球轉向體積壓裂理念延伸到直井。該技術將限流壓裂與投球壓裂相結合，同時改變常規投球壓裂壓1層，加1次砂，投球后，再壓1層，再加1次砂的模式［31］，立足于在前置液階段通過大排量限流壓裂壓開部分射開層段，然后通過投球進一步提高儲層縱向上其他層的動用程度。

3.3.2 改進的復合體積壓裂 針對砂礫巖儲層壓裂裂縫面粗糙度較大、滑溜水造縫寬度與礫石顆粒比值較小，造成加砂難度大的難題，通過采用30 cm×30 cm×30 cm人造砂礫巖巖心開展的物模實驗發現［32］，與單一注入凍膠壓裂液相比，在滑溜水階段注入一定量凍膠壓裂液造縫，可建立足夠的裂縫寬度，增加縫寬與礫徑的比值，然后注入滑溜水可造出多條分支裂縫，擴大改造體積，最后凍膠攜砂提高裂縫導流能力。改進的復合壓裂技術既解決砂礫巖儲層低黏流體改造加砂難度大的難題，又能確保儲層獲得足夠的改造體積及裂縫導流能力，有效提高致密油儲層改造效果。

3.3.3 活性水攜砂指進壓裂 利用平行板含砂動態模擬實驗裝備，考察滑溜水、不同黏度液體與不同粒徑支撐劑、不同砂比含砂動態變化特征，形成活性水攜砂指進壓裂技術［33］。該技術是在加砂過程中，一定的注入排量下，用一定量的活性水替代以往的交聯凍膠攜砂，利用活性水與交聯凍膠的黏度差異（100倍以上），采用滑溜水與凍膠交替多次注入，活性水攜帶的支撐劑會在交聯凍膠中呈指狀分布，而不會象常規活性水加砂壓裂那樣沉降在裂縫縫口附近，不利于后期加砂。通過本技術最終形成了全懸浮的輸砂剖面，提高人工裂縫剖面的支撐效果，同時，由于采用類似于清水的液體體系，在保持支撐劑的低傷害的同時，又能實現人工裂縫和基質的無殘膠、無殘渣，進一步降低作業成本［34］。該技術在阿爾凹陷等二連盆地中淺層砂礫巖儲層改造中推廣應用取得了較好的應用效果。

3.3.4 低傷害壓裂 針對儲層黏土含量高對外來液體傷害更為敏感的難題，進行了巖心浸泡前后定點電鏡掃描實驗（圖5）［35-37］。結果表明巖心浸泡后存在部分黏土脫落和膨脹現象，同時造成有效孔隙及喉道變小，因此，優選了適合阿爾凹陷高黏土儲層的低濃度壓裂液體系。與原有液體體系相比，新液體體系的巖心膨脹量降低了23.5%，損害率由以往的38.6%降低到13.4%，并模擬了殘渣、殘膠對人工裂縫傷害分別為100%、60%、20%、0%，4種情況的產能模擬計算，以儲層有效滲透率0.2 mD為例，20%的傷害就可使產量降低30%（圖6）［38］。基于上述認識在液體上除優選出低濃度壓裂液體系外，在工藝上采用低前置液比例和高砂比、大排量施工技術，前置液百分比由以往的60%降低到35%，平均砂比相應由22%提高到39%，施工排量由3.5 m3/min提高到7.0 m3/min，并形成了精細的壓后管理優化制度，降低了入井液體的滯留時間，減小對儲層傷害風險［38-39］。

圖5 巖心浸泡前后對比結果Fig.5 Comparison of cores before and after soaking

圖6 裂縫傷害恢復程度與產量關系Fig.6 Relationship of recovery degree of damaged cracks vs.production

上述復合體積壓裂技術在阿爾凹陷綜合應用48井次，增液、增油效果顯著，壓后平均增液12.1 m3/d，增加1.2倍。平均增油達到7.0 m3/d，增加2.3倍，為阿爾凹陷低效儲層油藏的高效勘探開發提供了重要技術保障。

4 結論

Conclusions

（1）針對蠡縣斜坡低滲透稠油層以往壓后“水多油少”增產效果不理想的難題，提出“儲層改造與流體改質”相結合的改造思路，通過支撐劑優選、泵注程序優化、施工質量控制等解決了基質與裂縫的流動難題，形成了“規模適度、中等砂比、全程防膨、高效降黏”的精細改造技術。42井次現場試驗均達到了工業油流，單井平均日產油10.4 m3，比以往措施改造提高了4.6 m3；日產水9.3 m3，比以往措施改造降低了9.6 m3，提高了低滲透儲層改造成功率，改變了以往的被動局面。

（2）針對牛東超高溫、深層潛山具有埋藏深（6 000 m以上）、超高溫（205 ℃）、超高應力（105 MPa）等特點，在分析以往的酸壓改造技術無法解決200 ℃酸巖反應速度快、成本高、增產效果不明顯的基礎上，形成了200 ℃超高溫聚合物壓裂液體系，該液體體系用RS600流變儀在200 ℃、170 s-1條件下測定黏度仍有170 mPa·s，具有良好的耐高溫耐剪切性能，在酸液體系上研究優選出清潔、固液轉向功能的清潔酸液體系，140 ℃酸巖反應速率僅為地面交聯酸的65%左右，同時，探索出“前置探縫、多級轉向、交替注入、閉合酸化”的體積酸壓改造特色技術。通過現場應用保障了牛東潛山勘探的重大突破。

（3）針對二連阿爾凹陷致密油儲層超低滲透率（0.1～0.3 mD），高黏土（20%～32%）、多薄層（0.5～3.8 m），易傷害、易敏感、易砂堵等難題，運用傷害理論與實驗相結合手段，揭示致密油儲層低傷害機理，形成滑溜水及低濃度壓裂液體系，巖心傷害率由以往的38.6%降低到13.4%，并配套形成復合壓裂、前置投球多層分壓等低傷害體積改造技術，確保了阿爾凹陷勘探發現及儲量升級。

（4）蠡縣斜坡、牛東潛山、阿爾凹陷復雜儲層改造技術綜合應用106井次，整體改造效果比以往提高1.5倍以上，有效支撐了冀中坳陷、二連盆地富油凹陷二次勘探增儲上產的實現。隨著中國東部斷陷盆地勘探程度的不斷提高，勘探對象越來越復雜，復雜儲層油氣藏已成為重要油氣勘探新領域，對油氣藏儲層改造的需求越來越大、要求越來越高，積極發展各類復雜低效儲層油藏的高效改造技術，對老油田的油氣資源接替具有重要意義。

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（修改稿收到日期 2016-10-10）

〔編輯 付麗霞〕

Stimulation mode of complex oil and gas reservoirs in oil-rich sag during the secondary exploration:the case study on Jizhong Depression and Erlian Basin

ZHAO Xianzheng1,CAI Bo2,JIN Fengming3,LUO Ning4,WANG Xia4,HE Chunming2
1.PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300000,China;
2.Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Deνelopment,Langfang 065000,Hebei,China;
3.Hangzhou Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Deνelopment,Hangzhou 300023,Zhejiang,China;
4.PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu 062550,Hebei,China

TThe secondary exploration of oil-rich sags is the key to realize sustainable reserve increasing of old areas.However,there are more and more complex oil and gas reservoirs that are characterized by deep burial depth,low permeability or special lithology,so it is necessary to take some stimulation measures to get industrial oil and gas flow.The Jizhong Depression in the Bohai Bay Basin and the Erlian Basin are taken as the examples for study.First,it is technically difficult to stimulate thin heavy oil reservoirs of low permeability,which could be damaged easily,their mobility is poor and the fracture height cannot be controlled easily.To solve these technical difficulties,the fine stimulation pattern of “moderate scale,moderate sand ratio,whole-process antiswelling and efficient vis-cosity reducing” was established.Second,it is difficult to carry out in-depth acid fracturing stimulation in ultradeep buried-hill carbonate oil reservoirs with ultrahigh temperature and stress.To solve this technical difficulty,the ultrahigh temperature polymer fracturing fluid which has the resistance to high temperature 200 ℃ and shearing was prepared,the clean acid system with the excellent retarding effect and solid-liquid diversion capacity was optimized,and the volume acid fracturing stimulation pattern of “fracture detection in pad,solidliquid diversion,multi-stage injection and closed acidizing” was established.And third,it is difficult to stimulate the low-permeability glutenite reservoirs with high clay content for they are sensitive and could be damaged and plugged with sand easily.To solve this problem,slick water and low-concentration fracturing fluid system was developed to reduce the damage rate from 38.6% to 13.4%,and the low-damage complex volume stimulation pattern of “compound fracturing,seal ball fracturing in pad and multi-layer separate fracturing” was established.The measures had been applied in Lixian slope,Niudong buried hill and Aer sag for 106 well times and the stimulation effect is over 150% higher than previously.It provides the effective support for the reserves and production increasing of new secondary exploration fields in oil-rich sags.

complex oil and gas reservoir;Lixian slope;Niudong buried hill;Aer sag;tight oil;fine fracturing;ultrahigh temperature fracturing fluid;volume acid fracturing

趙賢正，才博，金鳳鳴，羅寧，王霞，何春明.富油凹陷二次勘探復雜儲層油氣藏改造模式——以冀中坳陷、二連盆地為例［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：823-831.

TE357.1

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0823-09

10.13639/j.odpt.2016.06.022

:HAO Xianzheng,CAI Bo,JIN Fengming,LUO Ning,WANG Xia,HE Chunming.Stimulation mode of complex oil and gas reservoirs in oil-rich sag during the secondary exploration:the case study on Jizhong Depression and Erlian Basin［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):823-831.

國家重大科技專項（2016ZX05023-005）和中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項（2014E-035，2014B-1202）資助。

趙賢正（1962-），1986年獲華東石油學院學士學位，2005年獲中國石油大學（北京）博士學位，現主要從事油氣、煤層氣勘探與開發研究和管理工作。E-mail:xzzhao@petrochina.com.cn