探讨裂缝性火山岩储层加砂压裂改造技术

曾智勇

中石化江汉石油工程有限公司 湖北潜江 433121

由于裂缝性火山岩储层具有岩性复杂、埋藏深、高温、高压等特点，并且国内外在裂缝性火山岩储层的改造工艺措施方面的研究相对较少，如果不能在压裂裂缝延伸机理及相应改造工艺技术以及压裂液体系方面形成一套完整的配套体系，必定会影响对裂缝性火山岩储层特征的认识及开发效果的评价。因此，急需对裂缝性火山岩储层改造配套技术开展研究工作。

一、影响裂缝破裂和延伸的主要因素

为了探讨天然裂缝是否会对水力裂缝产生影响，笔者进行了大量的室内模拟实验。由于天然岩样来源及加工条件有限，本次实验采用混凝土试样代替。实验模拟在不同的逼近角度下，判断水力裂缝和天然裂缝之间的干扰关系。同时，考虑不同黏度的压裂液、不同排量对裂缝扩展及几何形态的影响。

通过实验分析，在水平最大主应力方向当水力压裂裂缝扩展遇到天然裂缝时，在高角度和高应力差的状态下能够直接贯穿天然裂缝；而在低角度和低应力差的条件下，则会沿着天然裂缝的方向继续扩展。天然裂缝较发育的火山岩储层在高粘度压裂液和高施工排量条件下，容易形成较为理想的水力裂缝，有效的减少了天然裂缝对水力裂缝的影响，从而减少了支缝的形成。通过实验研究，发现裂缝张开影响因素除了水平主应力差和逼近角度外，岩石的力学参数也是影响裂缝张开的重要因素。

二、火山岩储层加砂压裂改造工艺技术

1.裂缝控制及降低虑失技术

（1）多裂缝控制技术

研究表明，裂缝性火山岩储层的虑失能力主要由天然裂缝发育状况决定，经过统计分析表明天然裂缝的滤失量可达基质滤失量的10倍以上，而当裂缝内的净压力超过裂缝张开的压力时，滤失系数将增加50倍。储层天然裂缝越发育，压裂时形成的裂缝越多。通过改变压裂液的黏度能有效控制主裂缝的形成，即净压力对主裂缝的形成起着控制作用，净压力越高越容易形成主裂缝。

（2）综合降虑技术

若要有效减低滤失可以采取下列措施，包括：对发育的天然裂缝使用支撑剂进行预充填处理；使用柴油或油溶性树脂降低基质滤失量；高排量降滤；压裂液

黏度控制滤失等。

（3）多级变参数控制多裂缝技术

若火山岩储层与其隔层之间的应力差值相差较小，并且在压裂的过程中加砂量较大时，如果排量偏小，可能会造成早期砂堵；相反，如果排量偏大，则会引起初始缝高失控。通常情况下，采用施工排量由小到大的措施加以控制，变排量的台阶数根据需要可以采用2-3个排量系列,排量值在定好台阶级值后综合参考储层的具体情况来确定。

压裂初期为了形成主裂缝需要较高的净压力，此时的排量较低，因此，需要较高粘度的液体体系，并能有效降低滤失量。压裂后期由于排量上升，需要控制一定的净压力，适当降低压裂液体系的粘度，避免裂缝在净压力不断上升的情况下向上或向下延伸形成无效支撑。压裂后期由于裂缝内的温度降低，压裂液的耐温性能也会相应降低，压裂液的粘度可以通过调节基液或交联比来实现。

2.岩板导流能力研究

为了更好的预测单井产量，采用了火山岩岩板进行支撑剂导流能力实验，并将地层温度和盐水等影响因素考虑在内，实行了长时间的导流实验。实验结果表明，导流曲线的影响十分显著，尤其是在高闭合压力条件下，火山岩的长期导流影响与短期导流和钢板导流的影响效果差别非常大。因此在闭合压力较高区域作业时,应该进行支撑剂长期导流实验,，获得更加接近地层实际情况的支撑剂导流能力数据，而不能单纯依靠经验数据。

3.火山岩优化设计技术

火山岩储层在压裂改造前需要对岩石力学试验和地应力剖面解释等内容进行详细评价，同时，根据储层评价结果对压裂后的产能情况进行预测，优化裂缝长度和导流能力，最后根据储层压裂规模及具体的改造工艺有针对性的选择支撑剂和液体体系。通过应用计算机优化软件对前置液量、排量和压裂规模等施工参数进行优选。

4.压后返排工艺技术

为了尽量降低储层由于压裂液而造成的伤害，有效提升储层内支撑剂的支撑效率，通常采用裂缝强制闭合技术，特别是针对裂缝向地下延伸较长的情况。由体积平衡原理，通过建立井口放喷模型并求解，分析计算裂缝的闭合时间、支撑剂沉降距离和支撑剂回流等参数，最终确定油嘴放喷尺寸，保证压后返排工作制度合理可靠。

结束语

综上所述，通过综合理论研究、室内科学实验和现场试验，形成了一套适合裂缝性火山岩储层改造的综合配套技术，该技术能够满足裂缝性火山岩储层加砂压裂生产需要。同时，在今后的施工中要不断优化射孔技术、裂缝处理技术、现场测试技术以及压后返排等技术，更好的为同类型储层改造提供技术支持。

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