[作者简介]󰀁吕选鹏,男,高级工程师,1996年毕业于西南石油学院采油工程专业,现主要从事井下作业技术管理工作。碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究

及其在大港油田的应用

吕选鹏󰀁康相千󰀁周承富󰀁张国昌

(渤海钻探工程公司井下技术服务分公司󰀁天津300283)

󰀁󰀁摘要󰀁酸压是碳酸盐岩储层改造的重要手段,但酸压存在酸液滤失量大、刻蚀裂缝不连续、很难

形成深穿透长缝且裂缝易闭合等缺点。国内外对碳酸盐岩储层加砂压裂进行了尝试。通过总结碳酸

盐岩储层加砂难点,从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂

液滤失,提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理+Na2CO3溶液液垫技术,以及优化施工工艺和研

制新型压裂液等方面,提出了针对性对策。在大港油田成功应用4井次,取得了良好效果。

关键词󰀁碳酸盐岩󰀁加砂压裂󰀁高温󰀁难点

0󰀁引󰀁言

酸压工艺技术是奥陶系和深层砂岩伴生白云岩

等碳酸盐岩油气层的一项主要的储层改造技术。该

技术在试验、应用、持续改进过程中,趋于规模化、系

统化、规范化,取得了可喜的成果。但是,碳酸盐岩

油藏酸压技术存在着诸多问题,酸岩反应速度快、酸

液滤失量大,裂缝会因为很高的平、闭合应力而闭

合,以及与时间有关的󰀁岩石蠕变󰀁效应,由于地层的

不均一性,酸液纵向上存在反应速度的差异,导致刻

蚀裂缝在纵向上不连续,天然裂缝的存在以及酸液

反应速度的限制,酸液未能达到预定的裂缝长度就

反应殆尽,难以实现深穿透,即使是大规模的工作液

量,酸蚀缝长仅在100m左右,且有效期短;而水力

加砂压裂技术具有能够实现大规模压裂液造长

缝[1],改善人工裂缝导流能力,措施有效期长,残渣

含量低等特点。大港油田,如C42、B19等探井沙三

段下部层位、滨20X1沙三段均发现深层砂岩伴生

白云岩的碳酸盐岩类储层,海古1井和海古101井

奥陶系发现丰富的碳酸盐岩含气层。因此,对碳酸

盐岩水力加砂压裂技术研究有重要的意义。

1󰀁国内外碳酸盐岩水力加砂压裂实例

国内外对碳酸盐岩加砂压裂进行过大量的尝试和实验[2],如国外哈萨克斯坦的扎纳若尔油气田、国

内四川磨溪气田、塔里木塔中油田[3]、长庆气田奥陶

系[5]等都进行过碳酸盐岩储层水力加砂压裂施工,

其储层物性和主要施工参数如表1所示。

表1󰀁碳酸盐岩储层加砂实例储层物性及施工参数表

油田层位四川磨溪气田哈萨克斯坦扎纳若尔油气田KT-I层长庆气田奥陶系塔里木油田碳酸盐岩

改造目的层埋深(m)3500~41003800~45003200~37005400~6600

岩性白云岩生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、白云岩细粉晶白云岩白云岩

储集类型裂缝-孔隙型孔源-裂缝型、孔隙型和孔隙-溶洞裂缝-孔隙型裂缝型

孔隙度(%)3.5~10.34.6~13.73.2~8.30.01~8.5

渗透率(mD)0.11~3.681.2~18.10.1~2.00.1~1.2

前置液量比例(%)45~6835~5228~4745~55

排量(m3󰀁min)1.2~2.54.0~4.42.4~4.53.5~5.0

施工压力(MPa)42~5365~7548~5762~83

砂比(%)10~2510~3010~3510~36

加入支撑剂量(m3)9.6~12.26.3~20.018.2~37.515.2~47.3

压后增产倍数增产不明显3~43~104~12

备注7次施工5次加砂砂堵󰀁2次砂比为30%时砂堵1次砂比为30%左右时砂堵

上世纪90年代,四川在国内没有先例的情况

下,率先在磨溪气田雷一段储层进行了7井次加砂

压裂试验,从效果上看都不理想。由表1可以看出,

排量低是加砂规模小、增产效果不理想的原因;哈萨

克斯坦扎纳若尔油气田KT-I层系储层岩采用大排

量(4.0~4.4m3󰀁min)、加砂规模大,压裂后效果显2011年10月油󰀁气󰀁井󰀁测󰀁试第20卷󰀁第5期著,采油指数增加了3~4倍;长庆气田奥陶系碳酸

盐岩气层从2000年开始,进行加砂压裂试验,前期

几口井由于排量小,前置液用量低导致改造程度小,

成功率低,近年来排量和加砂量逐渐增大,加砂量平

均达到37.5m3,增产效果明显;塔中的碳酸盐岩储

层埋深(5400~6600m),该区共实施储层加砂压裂

17井次,单井最大排量5m3󰀁min,最大加砂量47

m3,最高砂比36%,平均单井压裂液注入量440

m3,取得显著的增产效果。

2󰀁碳酸盐岩储层特性及水力加砂压裂

改造难点

2.1󰀁储层物性差、可动流体饱和度低

碳酸盐岩基质渗透率一般小于1mD,有效孔隙

度小于10%,属于低孔低渗型储层,其可动流体饱

和度低,油气藏基质向裂缝供油气能力较差,压裂后

初期产量较高,但有效期短。这就要求尽可能造长

缝,尽量沟通更多的天然缝洞系统。

2.2󰀁非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大

碳酸盐岩油气藏储层储集空间复杂,其漏失通

道主要是成岩作用与构造运动作用所形成的溶孔、

溶洞、较大的裂缝和碳酸盐沉积颗粒所形成的原生

孔隙等。水平层理、斜交缝异常发育,压裂液使得天

然裂缝可能张开,使得压裂液滤失量大。此外,储层

中溶洞的存在同样会造成泵注中液体滤失的突变,

以致液体造缝效率大大降低,造成砂堵。

2.3󰀁缝高难于有效控制

与沉积岩呈层状分布不同,碳酸盐岩有着各种

纵横交错、极为发育的天然裂缝和孔洞系统,同时加

上隔层与储层的有效应力差小,储层厚度一般较薄,

缝高的有效控制难度极大[8]。

2.4󰀁储层对砂浓度和大粒径砂敏感

碳酸盐岩储层的压裂裂缝延伸扩展复杂,裂缝

可以延伸到目的层以外、形成倾斜的多裂缝、裂缝重

新定向、近井裂缝转向或偏移等。长庆碳酸盐岩加

砂压裂试验时,发现碳酸盐岩形成的人工裂缝为

󰀁T󰀁型缝和󰀁X󰀁型缝,以细缝、网缝和浅缝为主。近

井地带多裂缝竞相延伸,降低有效裂缝宽度,使地层

吃砂困难,较高砂比和较大粒径(20-40目)支撑剂

加入困难,导致压裂施工中高于30%砂比容易砂堵超压。2.5󰀁破裂压力高、施工压力高、压裂难度大

碳酸盐岩杨氏模量、抗张强度、断裂韧性等比沉

积岩高,如长庆下古生界碳酸盐岩储层杨氏模量一

般均在(4~5)󰀁104MPa,是砂岩的2倍以上,造成

了裂缝在破裂、延伸过程中的压力均较高;碳酸盐岩

破裂梯度高,埋藏深,导致破裂压力高;此外,钻进过

程中泥浆的滤失严重,堵塞了井筒附近储层的渗流

通道,地层吸液困难,也使得施工压力高。

2.6󰀁高温深井、对压裂液和压裂设备要求严格

碳酸盐岩储层大多埋藏较深,储层温度高,如长

庆靖边气田下古生界碳酸盐岩埋深3300m左右,平

均地层温度125󰀁;塔河油田奥陶系碳酸盐岩埋深

5400~6600m,地层温度在150󰀁以上;大港油田碳

酸盐岩奥陶系储层埋深也在4800~5100m,储层温

度最高达162󰀁。这对压裂液的降摩阻、耐高温、耐

剪切性能、携砂能力和压裂管柱、设备等都提出了更

高的要求。

3󰀁针对性措施

3.1󰀁加强改造目的层物性资料研究

针对碳酸盐岩储层非均质性强,天然裂缝、孔

洞、溶洞发育,压裂液滤失严重、滤失量难以计算等

难题,利用测井振幅变化率、相干体、Jason反演等地

球物理资料,结合钻井、完井和邻井的相关资料进行

对比分析,确定储层在裂缝延伸方向上的发育情况,

为压裂设计提供全面、准确的依据。

3.2󰀁提高小型测试压裂的评价指导作用

在主压裂前,应加强小型测试压裂技术的应用。

根据小型压裂得出的破裂压力、地层滤失系数、压裂

液效率等参数现场校正施工参数,提高小型测试压

裂的评价指导作用。

如评价结果为天然裂缝发育,可使用大排量造

缝,大排量对井底附近裂缝迂曲起冲刷磨蚀作用,有

利于增大缝宽,减少缝数,同时可注入支撑剂段塞,

在井底附近裂缝迂曲区域内,注入数个支撑剂段塞,

必要时,注入每个段塞后关井测压。

3.3󰀁降低压裂液滤失,提高压裂液效率

针对碳酸盐岩储层非均质性强、天然裂缝发育、

滤失量大等特点,采用如下针对性措施:󰀁粉砂或

粉陶降滤压裂技术。通过在预前置液中以较低砂比

(5%~10%)加入100目的粉砂,用以堵塞狭窄的天

然微裂缝,使张开的微裂缝逐渐被堵塞,压裂液无法47第20卷󰀁第5期吕选鹏等:碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及其在大港油田的应用进入天然裂缝内,迫使压裂液在人工主裂缝内延伸,

进而提高压裂液的效率;󰀁多段塞降滤压裂技术。

为了解决多裂缝滤失的问题,在压开目的层后,正式

加砂之前加入少量的与主压裂相同的小粒径支撑剂

作为󰀁段塞󰀁,充填在多裂缝中,堵塞天然微裂缝,增

加了主裂缝宽度,达到降滤的目的;󰀁组合陶粒降滤

技术。在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶

粒,分别填充在不同宽度的裂缝内部,既起到了降滤

的目的,又达到合理支撑的目的。

3.4󰀁主压裂之前的前置酸处理+Na2CO3溶液液

垫技术

碳酸盐岩储层在钻进过程中钻井液滤失严重,在

井筒附近会形成致密的非渗透带,同时在试油作业过

程中的洗压井作业对近井筒炮眼附近造成了不同程

度的污染,降低储层的吸液能力。在正式主压裂施工

前,可以使用适当浓度酸液对炮眼和近井筒储层进行

小型酸化处理,降低前置液造缝泵压。水力压裂液多

在偏碱性条件下交联,为了保证前置液质量,保证造

缝效率,待酸液反应殆尽时在主压裂前置液前泵入适

量浓度为2%Na2CO3溶液作为液垫中和残酸。

3.5󰀁加强抗高温、抗剪切、低摩阻、易返排、低残渣

压裂液研制

针对碳酸盐岩埋藏深、储层温度高等难点,需要

加强新型压裂液的研制。要求具有以下特点:压裂

液耐温性能改进与完善,研制或筛选抗温能力好的

温度稳定剂等,提高压裂液耐剪切性,降低压裂液滤

失,增加携砂性能;根据储层低孔特征,要求研制易

返排、低残渣降低压裂液以减轻对储层的伤害。

3.6󰀁优化压裂工艺和施工规模

碳酸盐岩加砂压裂时,考虑到地层基质孔隙度

小、物性差,对裂缝导流要求不高,压裂设计的原则

是造长缝以增加沟通远井缝洞几率和扩大泄油气面

积。由于天然裂缝发育和多裂缝形成,使得压裂液

滤失严重,施工过程中在保证不超压情况下尽量大

排量、高前置液比例造缝,形成较宽的动态裂缝,以

便顺利加砂;此外,考虑碳酸盐岩杨氏模量高,动态

缝宽窄,支撑剂选择30~60目的低密高强度小粒径

支撑剂,可以减小各种摩阻,降低施工压力及缝内桥

堵的儿率。同时这种粒径的支撑剂沉降速率相对较

慢,有利于支撑剂在缝内的流动、铺置。施工时应遵

循砂比低起点、小台阶线性加砂的原则,平均砂比控制在15%~20%范围内,最高砂比控制在30%左右。同时为了压裂液携砂进地层后能顺利返排,可

以使用效果好的破胶剂及助排剂,还可以伴注液氮。

4󰀁现场应用

大港油田沙一段下部、沙三段储层岩性大多为

灰质白云岩、白云质粉砂岩、钙质泥岩互层[9],从

2010年4月起分别对B20*1、C42、B19、B20等井

碳酸盐岩储层进行水力加砂改造,具体施工参数及

分析结果如表2所示。

表2󰀁大港油田碳酸盐储层水力加砂施工参数表

参数B20*1井C42井B19井B22井

井段(m)3295.6~3298.73730.8~3786.73270.5~3285.43983.5~4003.2

储层温度(󰀁)135.4140.1133.5153.2总酸量(m3)061.258.735.0低挤液垫用量(m3)025.025.020.0前置液量(m3)130.0245.0170.0150段塞砂量(m3)1.86.02.03.0携砂液用量(m3)74.0242.0134.8128.2前置液百分比(%)60.148.551.250.8排量(m3󰀁min)4.2~4.54.2~5.54.2~4.84.4~4.8

多裂缝特性有有有有砂比(%)7󰀁285󰀁3610󰀁267󰀁32平均砂比(%)19.519.816.218.7加砂总量(m3)14.548.222.325.3停泵压降(MPa)53󰀁2758󰀁3480󰀁7276󰀁42伴注液氮量(m3)7.09.012.011.0返排率(%)51.368.356.163.7

结果设计加砂14.4m3,圆满完成设计加砂48m3,圆满完成设计加砂36m3,超压提前结束设计加砂25m3,圆满完成

所选的4口井在主压裂施工前一天均进行小型

测试压裂试验。从表2中可以看出,除了B19井未

完成设计加砂量外,其余井都圆满完成加砂任务。

通过后期产量跟踪,除B20*1井产液量仅增加3倍

外,其余增产幅度都在6~15倍。其中C42井产液

量、产油量分别从改造前的3.1m3、1.1m3增加到

45.9m3、38.7m3,取得了较好效果。

5󰀁结论与建议

(1)从调研国内外碳酸盐岩储层水力加砂实例

入手,剖析了碳酸盐岩储层水力加砂难点。

(2)就改造难点从加强改造目的层物性资料研

究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液

滤失,提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理+

Na2CO3溶液液垫技术以及优化施工工艺和研制新

型压裂液方面提出了解决难点的针对性措施。

(3)经大港油田4口井应用效果表明,碳酸盐岩

储层水力加砂压裂改造措施可行且效果良好。

(下转51页)48󰀁󰀁󰀁油气井测试󰀁󰀁2011年10月