酒泉盆地鴨西區塊白堊系高應力儲層改造技術

魏其遠 徐光旭 夏凌浩 趙彥舟（玉門油田分公司油田作業公司，甘肅 玉門 735200）

酒泉盆地鴨西區塊白堊系高應力儲層改造技術

魏其遠 徐光旭 夏凌浩 趙彥舟（玉門油田分公司油田作業公司，甘肅 玉門 735200）

鴨兒峽鼻狀構造為青西凹陷兩大含油氣單元之一，處于凹陷內油氣向東主運移通道上，已發現白堊系油藏。鴨西白堊系存在下溝組K1g2+3、K1g1、K1g0和赤金堡組K1c四套成藏組合，為構造巖性油藏，是一個受構造巖性控制的多層組含油分布區。主要目的層K1g1含油砂體橫向對比好，分布穩定，巖性主要為灰色含礫不等粒砂巖、細礫巖與灰色泥巖、白云質泥巖不等厚互層，巖性較為復雜；儲層基質滲透性差，不壓裂無法獲得工業油流，但地層受多次構造運動逆斷層擠壓，構造應力異常偏高，導致壓裂施工時破裂壓力、施工壓力高，甚至壓不開地層，無法實現加砂。因此有必要對異常難壓儲層成因進行分析，借鑒國內部分油田異常難壓儲層施工經驗，找出相應的處理措施，為實現高效勘探開發提供技術支撐。本文針對鴨西104井在小型壓裂測試過程中壓不開導致壓裂測試無法進行的情況，提出合理的技術對策，使后續的壓裂施工得以順利進行。

白堊系；高應力儲層；儲層改造

1 壓裂異常情況分析

1.1 儲層巖心分析

鴨西白堊系主要目的層K1g1巖性以灰色含礫不等粒砂巖、細礫巖與灰色泥巖、白云質泥巖為主，滲透率0.5-2.0mD，孔隙度6-10%，儲層砂泥巖不等厚互層，巖性較復雜，非均質性較強，水平層理、溶蝕孔洞較發育，為低孔低滲儲層。

鴨西1井K1g1段巖心巖石力學實驗結果表明：儲層巖石模量30310MPa，泊松比0.14；隔層巖石模量39210MPa，泊松比0.19；巖石孔隙彈性系數小，抗壓強度高，反映巖石“硬”性特征。

1.2 領井以往壓裂分析

鴨西1井改造段4072.0-4092.0m，層位K1g1，于2005年10月進行壓裂施工，施工排量1.0-1.4m3∕min，施工壓力96.0-99.0MPa，泵入胍膠壓裂液64m3，加粉陶2m3，粉陶進入地層初期壓力小幅下降，但很快又重新上升，達到井口和設備的承壓極限，停止加砂，停泵壓力78MPa，裂縫延伸梯度0.0289MPa∕m，高于上覆地層壓力，水平縫參與擴展，裂縫形態復雜，且裂縫對砂比敏感，加砂困難，無法實現壓裂施工。

1.3 小型壓裂測試分析

鴨西104井小型壓裂測試井段：4038.0-4040.0m，層位K1g1，射孔參數：89槍、102彈、16孔∕m、相位角60°進行打壓常規射孔；射孔后采用機抽求初產：日產液1.5m3∕d，日產油1.5m3∕d，含水痕跡。

2016年3月采用活性水壓裂測試，試擠開泵壓力迅速上升，共試擠活性水5次，均超壓停泵，最高泵壓102.8MPa，試擠排量 0.48m3∕min，后三次試擠入井液量分別為 0.2m3、0.8m3、0.9m3，地層進液困難。通過平方根、雙對數、G函數分析認為：①診斷曲線均顯示有水平縫開啟特征；②曲線特征顯示凈壓力高達8-13MPa∕m，裂縫擴展困難；③最小主應力梯度達0.0323MPa∕m，明顯超過上覆壓力梯度0.026MPa∕m；④G函數曲線后期無明顯壓力降落階段，反映儲層致密。

2 壓裂施工難點及對策分析

針對鴨西白堊系應力異常偏高，破裂壓力高，巖石“硬”等特征，進行壓裂技術攻關，制定了相應的技術對策：

(1)地質與工程相結合，為滿足地質需要，以儲層改造為導向，在鉆井完井時采用更高等級的套管完井，為進一步提高壓裂施工壓力等級提供了先決條件。

鴨西白堊系鉆井完井時油層套管多采用TP155v套管完井，該套管參數為139.7mm×11.51mm，抗內壓146MPa，壓裂施工時，可配備140MPa壓裂井口，采用完井套管壓裂，在提高施工壓力等級的同時，提高施工排量，減少加砂風險，適當提高施工規模。

(2)采用超深穿透定向補射孔，進一步優化射孔層段及厚度。

針對鴨西白堊系完井時采用高鋼級的TP155v套管完井，普通射孔彈穿深有限，且儲層水平層理發育，不易形成主裂縫，采用超深穿透定向射孔，在增加射孔穿深的同時，定向射孔可有效的誘導主裂縫的形成，降低地層破裂壓力。

鴨西104井地層走向為北西-南東方向，天然裂縫產狀與地層產狀一致，反映層間縫發育，測井資料解釋最大主應力方向為北東-南西向。優化的射孔方案為：槍型為102定方位槍、彈型為102超深穿透射孔彈、孔密為16孔∕m、射孔方位沿最大主應力方向；同時將原射孔厚度2.0m增加至9.0m，采用油管傳輸射孔。

(3)采用前置酸預處理，解除近井地帶地層傷害，降低地層破裂壓力；

胥云等在川中異常高應力裂縫性氣藏加砂壓裂中采用前置酸預處理措施有效的降低了地層破裂壓力，借鑒該措施，鴨西104井通過巖石礦物組分分析及溶蝕實驗優選酸液體系（見表1），采用土酸作為前置預處理酸。

表1 鴨西104井酸巖溶蝕率實驗

(4)優化壓裂施工設計，確保壓裂施工的順利進行。

液體體系的選擇：鑒于鴨西白堊系完井套管及壓裂井口壓力等級的升級，液體體系采用常規的高溫胍膠壓裂液體系，避免使用加重壓裂液，減少對儲層的多次傷害。

施工排量的優化：壓裂施工采用完井套管壓裂，盡量減少液體管路摩阻，根據測試壓力最高達103MPa仍未壓開地層，折算井底最小破裂壓力梯度0.035MPa∕m，預測井口不同排量下的施工壓力（見表2），為安全施工起見，優化主壓裂施工排量3.0-5.0m3∕min，此時對應的井口壓力103.3-106.6MPa。

表2 井口不同排量下的施工壓力預測

支撐劑的優化：鑒于壓裂測試未壓開的情況，采用保守的加砂規模，優化加砂30m3，主體采用40∕70目陶粒，尾追30∕50目陶粒，確保裂縫導流能力的同時，降低加砂風險。

3 現場實施及壓后效果

鴨西104井壓裂前12h采用連續油管將20.0m3土酸替至射孔段，主壓裂采用低排量（0.6-1.2m3∕min）擠酸；擠酸結束逐步提排量至4.2m3∕min，段塞及連續加砂階段壓力相對較平穩（103.3-108.3MPa），最高砂比達23.2%，完成入井總液量655.8m3，總砂量 41.3m3，停泵壓力 104.4MPa，測壓降 11.3MPa∕60min。壓后機抽通過調參日產液13.8m3∕d，產油11.0m3∕d，含水20%，獲得了工業油流。

[1]翁定為，張慶九，鄭力會.鴨西區塊異常高應力儲層加砂壓裂探索與實踐[J]石油天然.氣工程，2014.36（8）:121-124.