壓裂選層和體積壓裂在墾761-15井的應用

薄其琛

中國石油化工集團有限公司勝利油田分公司頁巖油項目部 山東 東營 257000

1 地質構造簡況

墾761-15井位于濟陽坳陷沾化凹陷墾西斜坡帶北部墾761-15井區沙三中砂體構造高部位。該區主要勘探目的層沙三段為淺湖相近岸水下扇沉積，砂體平面上分布較廣，儲集物性相對較好，但縱向上粒度遞變較快。通過對墾西斜坡帶沉積規律再認識，認為墾西斜坡帶沙三中時期主要發育2條濁積水道，南部墾622塊低部位的墾622-斜15的成功，更加印證了這一規律。該塊砂體正好在墾622-墾623-墾761水道之上，而且本井西南部低部位砂體的義127井在沙三中鉆遇多套油氣顯示，綜合解釋為油層3層36.2米，油水同層2層29.8米。位于本井西部的義斜981井在沙三段見油層1層5.9米。位于本井東南部的墾624井沙三段綜合解釋含油水層1層8.9米。位于本井南部的義125-1井沙三段綜合解釋油層1層1.6米、含油水層1層24.9米。墾761-15井位于該區中南部位置，因此該井試油成果對于區塊連片商業勘探開發具有重要意義。

2 壓裂選層

2.1 錄井、測井解釋情況

錄井顯示段2736.0～2777.0米，全烴變化由2.32%上升至74.08%，2736.0～2745.0米槽面見5%油花。該井段井壁取芯為棕黃色富含油閃長玢巖，含油部分顏色為棕黃色，成分主要為閃長石，含少量角閃石，見少量微細裂縫，未被充填，較致密。棕黃色原油沿裂縫面分布較均，較飽滿，油脂較強，染手，油味較濃，含油裂縫占總裂縫含量15%。熒光滴照棕黃色，含油部分滴水不滲呈珠狀。選擇錄井顯示較好井段作為試油目的層。

依據錄井解釋結果對比分析測井解釋成果。2737.0～2768.0米解釋孔隙度13%，滲透率14×10-3μm2，泥巖含量4.5%，玢巖含量79.5%，砂巖含量3%，伽馬68.4API，電阻率238.7Ω.m，發育微細裂縫，測井解釋油層31米有效厚度29米。

2.2 射孔及測試

采用聲波、中子、密度、伽馬、電阻率及其它測井解釋成果建立了力學模型，模擬了分簇射孔和連續射孔兩種條件下裂縫擴展規律。分析裂縫延伸規律分簇射孔與連續射孔縫高擴展接近，但連續射孔后有利于縫長擴展及支撐劑鋪置，產生了更長的裂縫，因此優化射孔方案，采取連續射孔方式，13#上部避射7米，下部避射13米。

沙三段，2744.0～2755.0米，11 米 /1層，102槍102高溫深穿透彈動態負壓射孔測試聯作，孔密16孔/米，測試現場進行了二開一關操作，一開歷時315分鐘、二開歷時1880分鐘共回收原油1.18立方米，水0.26立方米，取樣器回收為水1200毫升見油花，產量壓力曲線上升緩慢，說明地層產量較低，二流選點折算，平均流壓5.38MPa下，折算日產油0.51 立方米，測試為低產油層。。

關井恢復測試，一關歷時2518分鐘，壓力至41.24MPa。獲取壓力-溫度測試曲線，實測地層壓力42.65MPa，壓力系數為1.58，為異常高壓系統。測點溫度112℃/2660.69米，地溫梯度為3.72℃/100米，地層溫度為115℃，為高溫異常溫度系統。

2.3 壓裂目的層選擇

（1）該井測試解釋為異常高壓（壓力系數1.58）、低滲并且存在污染（表皮系數4.35）的低產油層，依據勝利油田低滲透層“酸化壓裂選層原則”，凡經測試具有正常壓力系統污染堵塞型（Ⅰ型）、正常壓力系統無污染堵塞型（Ⅱ型）、高壓或常壓低滲透型（Ⅲ型）的壓力曲線特征的低產油層或極低產油層（即所謂干層），原則上均需進行壓裂改造。該井屬高壓、低滲、存在污染儲層需要進行壓裂改造（Ⅰ、Ⅲ型）。

（2）2737.00～2768.00米，厚度31米有效厚度29米，測井解釋為油層；地質錄井取芯為棕黃色富含油閃長玢巖，見少量微細裂縫，錄井顯示較好解釋為油層，該層段壓裂后出油把握較大，此類儲層要獲得商業可采儲量需要壓裂。

（3）目的層上部為厚泥巖隔層，下部為多套油、干層，目的層頂底距水層距離，上下50米內無水層，并且測試回收原油1.18立方米，水0.26立方米（分析化驗為地面水），壓裂后不出水或少量的束縛水，為適合壓裂儲層。

（4）致密油氣藏要實現高效商業化開發，必須采用壓裂技術對儲集層進行改造。在特低滲透率儲層特定條件下，由于儲集層基質向裂縫供液能力太差，常規壓裂技術僅靠單一壓裂主縫很難取得預期的增產效果，因此必須探索研究新型的壓裂改造技術，“體積壓裂技術”的提出具有深刻意義。國外已將此技術成功應用于頁巖氣、致密砂巖氣以及頁巖油的開發，國內也對體積壓裂開展了初步研究，部分超低滲透區塊已經成功實現了體積壓裂技術對儲集層的改造，因此探索該區塊油藏類型的開發方式，借用“體積壓裂技術”進行儲層壓裂改造。

3 體積壓裂、脈沖加砂設計思路

3.1 工藝可行性評價

為了進一步評價各項技術對壓裂效果的影響，依據勝利油田探井壓裂先例，結合多年應用及研究成果，對影響體積壓裂改造工藝及參數進行評價和優化。擴大體積波及系數和實現壓后商業油流發現。

整體壓裂設計優化：墾761-15井壓裂層段為特低滲透率儲層，目的層跨度大且存在天然裂縫，設計體積裂縫+主裂縫的組合裂縫，增大裂縫波及體積形成相互交錯的網狀裂縫或者樹狀裂縫，在縫網區域形成一定的改造體積，增大泄油體積。

壓裂工藝技術優化：通過地應力分析結果，該井設計采用體積壓裂+高導流通道壓裂組合壓裂工藝技術。采用32段脈沖柱塞式纖維壓裂技術，在各個攜砂液階段伴注纖維，穩固砂團柱支撐，減少油氣滲流阻力，獲得高導流能力。

3.2 壓裂液及支撐劑用量優化

建立力學模型模擬了不同砂量、液量組合條件下形成的體積裂縫形態，模擬不同砂量對裂縫形態的影響，結果顯示砂量與裂縫形態正相關，當砂量達到68立方米時改造體積、縫長、縫高趨于定值，本次壓裂以增大改造體積為目的，因此優化加砂68立方米。模擬了不同排量對裂縫形態的影響，結果顯示排量對裂縫體積影響大，對縫長影響小，結合管柱校核結果，優化排量8.0立方米/分鐘。

壓裂材料體系優化：儲層溫度115℃，測試解釋有效滲透率0.11×10-3μ米2，為了降低地層傷害，滿足高溫井壓裂施工，設計采用低濃度胍膠壓裂液體系。為減少儲層傷害，降低施工成本，設計采用速溶型低濃度瓜膠壓裂液體系。其中線性膠950立方米，交聯液390立方米（要求基液粘度＞60mPa.s，pH=9～9.5，壓裂液在115℃，170s-1條件下剪切120分鐘，粘度＞50mPa.s）。支撐劑選用600～300μm高強陶粒（要求密度≤1.5克/立方厘米 ，86MPa 破碎率≤7.0% 酸溶解度≤5.0%）；425～212μm高強陶粒（≤1.5克/立方厘米，86MPa 破碎率≤6.0 % 酸溶解度≤7.0 %）。

3.3 壓裂風險及壓裂管柱參數評價

目的段為裂縫性儲層，構造位置靠近斷層天然裂縫發育，壓裂液濾失大，大規模壓裂存在砂堵風險。油層下界距離灰面17.58米，口袋小存在砂埋目的層的風險。

壓裂管柱參數計算： 壓裂管柱下深為1700米，設計壓裂油管為Φ89毫米N80加厚新油管。管體總重235KN，坐封噸位約140KN，管體連接強度922KN，管體抗拉強度922KN，壓裂油管符合連接及抗拉強度要求。

4 壓裂實施及效果

壓裂施工。正擠預置液40.95立方米，泵壓68.05MPa，排量8.19 立方米/分鐘，套壓13.84米Pa，地層破裂壓力70MPa（壓裂時地面泵車顯示壓力），正擠前置液52.19立方米，泵壓56.64MPa，排量3.72立方米/分鐘，套壓20.57MPa；正擠攜砂液1155.51立方米，泵壓68.31MPa，排量8立方米/分鐘-9.2立方米/分鐘，套壓21.58MPa，共32段脈沖柱塞式加砂加入0.3-0.6毫米高強陶粒砂32.4立方米，0.212～0.425毫米高強陶粒砂35立方米，砂比1.74%～31.05%，加入纖維306kg；正擠頂替液21.4立方米，泵壓59.57MPa，排量7.61立方米/分鐘，套壓21.1MPa，停泵壓力32.27MPa。

壓裂后3 毫米油咀放噴求產， 油壓14.6～14.3MPa，套壓0，日產純油79.65立方米，含水3%，含砂〈0.01%，天然氣656立方米，放噴求產13天累產油846 立方米，水221立方米，后轉交采油廠生產。

5 結論和認識

（1）勘探壓裂投資大、風險高，該井壓裂選層結合儲層地質特征、錄井顯示、測井解釋、試油測試資料，應用壓裂選層技術標準充分論證，提高壓裂增產措施針對性，確保了壓裂效果。

（2）根據儲層地質特征、油套管參數，有針對性的確定液量、砂量、排量提高壓裂成功率和壓裂效果，避免各類風險事故的發生。

（3）體積壓裂、脈沖加砂是近年創新發展的壓裂新技術，通過本井的施工效果說明此項技術能夠提高此類特低滲儲層的滲流能力并獲得較好的壓裂效果。