高桥区下古储层压裂增产改造试验

林 刚，刘朝曦，惠 宁

（1.中国石油长庆油田分公司长南项目部，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司对外合作部，陕西西安 710018）

高桥区块发育下古马家沟组气层和上古盒8、山1、山2、本溪等气层。下古马家沟组地层岩溶古地貌为平缓斜坡，局部发育岩溶残丘，整体地势低平，处于岩溶水的汇集区，岩溶作用弱，储集性能相对较差，具体表现在由气田主体向靖边南，风化淋滤深度变浅，强度减弱，充填作用增强，储集性能变差；由于地势低平，侵蚀沟槽不发育，岩溶坍塌缝和陡壁拉张缝不发育，储层渗流能力变差。

1 储层地质特征分析

1.1 岩性特征

石盒子组岩性特征：上部棕褐色泥岩、砂质泥岩与浅灰色细砂岩、灰色泥质砂岩呈不等厚互层；中下部为灰色泥岩与灰色、浅灰色、灰绿色泥质砂岩及细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩呈不等厚互层。砂岩成份中石英含量占60 %～80 %，长石含量0 %～15 %，岩屑及其它暗色矿物占5 %～30 %。

山西组岩性特征：上部以深灰色泥岩为主，夹薄层灰色泥质砂岩、浅灰色细砂岩；下部深灰色泥岩夹浅灰细砂岩、中砂岩、黑色煤层、灰黑色碳质泥岩。砂岩成份中石英含量约占65 %～80 %，岩屑含量约占15 %～20 %，暗色矿物及其他占5 %～15 %。

马五1+2储层岩性包括细粉晶白云岩、泥晶白云岩、粒屑白云岩、含灰白云岩和、角砾状白云岩等，其中，细粉晶白云岩是本区的主要储集岩。

马五41储层岩性包括粗粉晶残余颗粒白云岩、泥-细粉晶白云岩和粒屑白云岩，其中，颗粒白云岩、粗粉晶白云岩和细粉晶白云岩是主要储集岩。

1.2 填隙物特征

靖边南马五1+2 溶蚀充填以方解石+白云石的混合充填为主，方解石所占比重增大，充填程度与气田本部和潜台东侧相比增高。该区马五13溶孔为半-强充填至方解石全充填，充填程度高（见表1）。

1.3 孔隙类型

靖边南下古气藏储集孔隙以溶蚀孔洞及晶间孔为主，其次为晶间溶孔、膏模孔、微裂隙。马五13小层以溶孔和晶间溶孔最为发育（见表2）。

表1 靖边南马五1+2 储层溶孔充填类型分类表

1.4 物性特征

靖边南地区马五1+2段气层厚度小、物性较差。由气田本部到潜台东侧一直到靖边南，储层物性呈现出依次变差的态势。马五1+2各小层孔隙度整体偏低，主要优势储层为马五13、马五12，其次为马五11、马五22（见表3）。

1.5 温度和压力系数特征

高桥区块马五1+2 气藏实测地层压力值在25.8 MPa～34.31 MPa，平均地层压力29.47 MPa；地层温度在91.7 ℃～125.4 ℃，平均地层温度109.5 ℃，地温梯度为3.08 ℃/100m。该区上古生界地层压力26.9 MPa～31.7 MPa，H2S 含量0 mg/m3～15.6 mg/m3，CO2含量1.04 %～5.07 %。

2 增产改造试验

下古储层改造以稠化酸+降阻酸常规酸化为主，18口井22 层采用常规酸压改造方式，2 口井2 层采用交联酸+降阻酸+稠化酸多级注入改造方式，1 口井1 层采用前置酸改造方式。从改造效果上来看常规酸压取得较好的改造效果。

表2 靖边南马五1+2 孔隙类型统计

表3 高桥区气层有效储层岩心样品孔、渗统计

图1 改造方式统计图

2.1 管柱结构和排量

下古改造以全井27/8" 油管为主，共完成14 口井17 层，27/8"+31/2"组合油管完成5 口井7 层，全井31/2"油管结构完成1 口井1 层。从施工摩阻与井深和排量的关系来看，目前该区块下古储层井深在3 600 m～4 000 m，平均摩阻16.22 MPa。从摩阻与井深关系来看，当井深超过3 900 m 时，建议采用组合压裂管柱结构，从排量与摩阻关系来看，采用全井27/8"结构的压裂管柱，可满足3.0 m3/min 以内的酸压改造施工，排量在3.0 m3/min～4.0 m3/min 时，选择组合油管可有效的降低摩阻，排量大于4.0 m3/min 时建议选择全井31/2"油管进行储层改造。

图2 摩阻与井深关系图

图3 摩阻与排量关系图

图4 破裂压力统计图

图5 施工压力统计图

对施工压力和破裂压力进行分析，该区块下古储层平均破裂压力52.76 MPa，平均施工压力46.89 MPa，从图中可以看出，该区块下古储层破裂压力大多集中在45.0 MPa～65.0 MPa，井深变化影响不大，破裂压力梯度为0.005 1。施工压力集中在50.0 MPa～60.0 MPa，施工压力梯度为0.011 8。

2.2 酸化规模分析

从酸液用量与储层厚度的关系图回归得到该区块下古酸化平均加酸强度为25.84 m3/m。通过加酸强度与储层系数、地层系数的对比图分析得出，当地层系数大于3 时，采用加酸强度低于30.0 m3/m，可取得较好的效果，当地层系数小于3 时，加大酸液用量，采用多级注入酸压改造方式，可取得较好的改造效果。同时，当储能系数大于0.2 时，加酸强度应保持在30.0 m3/m以下，而当储能系数小于0.2 时，可适当提高酸液用量，进一步确定改造效果。

2.3 排液情况分析

共完成20 口井24 试气层，10 口井采用关放排液，8 口井采用气举排液+关放排液，2 口井采用抽汲+关放排液，2 口井采用抽汲+气举排液+关放排液的排液方式。平均返排率94.12 %，平均排液时间10.63 d，平均压力恢复梯度3.18。从排液时间与无阻流量的对比图来看，15 层次排液时间小于10 d，排液时间大于30 天的井共2 口。无阻流量大于5×104m3/d 以上的井中，除3 口上下古合求排液时间在10 d 以上，其余5口井排液时间均小于10 d。排液时间大于30 d 的井，无阻流量均不足3.0×104m3/d。

图6 酸液用量与有效厚度关系图

图7 储能系数与加酸强度图

3 试验效果

图8 地层系数与加酸强度图

相对于常规压裂而言，体积压裂是通过扩展裂缝体系、增大渗流面积及导流能力、最大化提高重复压裂实施效果的新型工艺增产措施。在形成一条或多条主裂缝的同时，使脆性岩石产生剪切滑移，使天然裂缝不断扩张，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通。在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝的基础上继续分支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝和人工裂缝相互交错的裂缝网络。该工艺的目的是将有效储层打碎，实现储层的三维方向的全面改造，提高初始产量和最终采收率[1]。常规压裂在本区块内应用较差，在后期施工过程中停止交联酸和前置酸下古储层压裂实验。

较常规压裂改造，体积压裂采用“大液量、大排量、大砂量、低砂比”的施工思路，形成复杂的网状裂缝系统，裂缝的起裂与扩展不简单只是裂缝的张性破坏，还存在剪切、滑移、错断等复杂的力学行为。通过常规压裂与体积压裂裂缝监测数据显示，体积压裂形成的裂缝网格明显扩展。缝长、缝高分别提高20 %与30 %。

针对储层物性较差的井，加大清洁转向酸多级注入和清洁胶凝酸实验，由于致密储层持续高压的问题，提出了前置酸预处理，疏通炮眼、解除伤害、扩大孔隙，提高地层的吸液能力，降低破裂压力，确保裂缝在隔夹层起裂，提高施工成功率。酸液主要是为了处理压裂储层近井地带，处理半径不能大于0.2 M，因此酸预处理液用量不宜过大[2]。可对储层物性较好的区块，进行常规酸压改造。下古储层出水情况较多，在开发过程中避开出水富集区，同时施工过程中控制施工排量，采用合理的压裂施工管柱，以期达到更好的改造效果。目前国内外对水力压裂的破裂机理进行了广泛的研究[3]。

高桥区块储层改造过程中，破裂压力、施工压裂较靖边本部和苏里格区块都要高，部分井破裂压力和施工压力甚至超过70 MPa，这种情况可能有以下几点原因：（1）射孔孔眼不完善；（2）部分地层破裂压力较高，可能是由钻井液、射孔液对近井地层污染严重导致；（3）地层相对较致密，泥质夹层较多，导致施工压力偏高；（4）施工液体体系摩阻高，井筒压力损失大。

针对这些情况有如下处理措施：（1）采用超二代弹深度射孔技术；（2）采用酸液浸泡预处理，降低破裂压力；（3）采用前置酸压裂技术等；（4）依照文中对管柱结构和施工排量的优化，在施工过程中，根据井深和排量的不同，选取适应的管柱结构，有效降低摩阻，提高施工成功率。

4 结论

本文把高桥区块目前已完试井，并对下古分别从地质、压裂施工和排液情况进行了分析，对各区块的压裂施工参数从压裂工艺选择、压裂管柱结构、施工排量、加酸（或加砂量）分别进行了分析和总结，提出关于各个区块上、下古储层开发的建议和意见，以期对后期高桥区块的开发有一定的指导性作用。

［1］ B Haimson，C Fairhurst.Intiation and extension of hydraulic fractures in Rocks［J］.SPEJ，1967，7（3）：310-318.

［2］ 姬伟，郭亮，等.基于灰色关联理论的体积压裂井产能影响因素分析［J］.低渗透油气田，2013，（3-4）:114-115.

［3］ 杨宝泉，郭虎，等.水平井机械分段酸化技术研究与应用［J］.大庆石油地质与开发，2010，29（3）:114-117.