低滲透油藏酸化壓裂解堵技術研究

黃哲 李燕承

摘 ? ? ?要：為提高低滲透儲層水平井分多段壓裂工藝技術效果，分析了研究區主力層位山西組和石盒子組儲層地質特征，明確了地層天然氣、地層水、地層溫度和壓力特征，利用測井資料計算動態巖石力學參數，然后尋找動態巖石力學參數和靜態巖石力學參數以及壓裂施工壓力之間的關系，評價地層可壓性，通過綜合考慮含油氣性建立地層分段分簇模型，并利用該模型為研究區水平井分段定簇。微地震地面監測表明，裂縫長度在271～683 m范圍，人工縫網的幾何尺寸復雜，壓裂效果明顯。

關 ?鍵 ?詞：低滲儲層;水平井;儲層改造;分段壓裂

中圖分類號：TE375 ? ? ? ? 文獻標識碼： A ? ? ? ?文章編號： 1671-0460（2020）10-2247-05

Abstract： In order to improve the effect of multi-stage fracturing technology for horizontal wells in low-permeability reservoirs， the geological characteristics of Shanxi formation and Shihezi formation were analyzed， the characteristics of natural gas， formation water， formation temperature and pressure were defined. The dynamic rock mechanics parameters were calculated by using logging data， and then the relationship between the dynamic rock mechanics parameters with static rock mechanics parameters and fracturing construction pressure was investigated， and the formation compressibility was evaluated. Through comprehensive consideration of oil-gas bearing property， the formation segmentation clustering model was established， and the model was used tocarry out the segmentation and clusteringfor horizontal wells in the study area. The microseismic surface monitoring showed that the fracture length was in the range of 271～683m， the geometry size of artificial fracture network was complex， and the fracturing effect was obvious.

Key words： Low permeability reservoir; Horizontal well; Reservoir reconstruction; Staged fracturing

在我國油氣資源格局中，低滲透油氣田占有著極其重要的地位。低滲透油氣田因為具有極其復雜的地質條件，其滲流阻力很大，連通性差，地層穩定性不好，天然能量小，開采難度很大，以及巖石強烈的各向異性和非均質性都嚴重制約著低滲透儲層的開發[1]。實現低滲透油氣藏高效、經濟開發的重要技術手段就是水平井技術。在當前油氣勘探開發不斷深入開展的形勢下，水平井已經成為國內外提高油氣產能一項重要且成熟的措施，水平井具有比直井更長的完井層段，能夠產生較大的泄油氣區，可以很好地提高斷塊油氣藏的連通性[2]。在水平井技術的基礎上，開展水平井分段壓裂改造施工，可以大幅度提高低滲透儲層產能和采收率，作用十分突出，已成為低滲透油氣田開發中最關鍵的一個環節[3]。因此，研究水平井壓裂技術對儲層改造、開發低滲透油氣藏、提高油氣井產量具有很重要意義。

1 ?主力層位儲層特征

研究區域構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，該區域地質情況復雜，儲層分布上受砂體展布以及物性控制，評定為低壓、低孔、低滲、定容彈性驅動氣藏，儲量豐度低，巖性變化快，埋藏較深，這些特征都給開發帶來了許多困難。主要目的層為上古生界石盒子組盒8段，山西組山1段和山2段，目的層為非均質性強的致密巖性氣藏，儲層之間連通性差，儲層含氣飽和度差異大。

1.1 ?山西組地質特征

山西組為三角洲-間灣沼澤-湖泊沉積環境，巖性主要為深灰-灰黑色泥巖、粉砂巖及中細砂巖，中下部夾薄煤層，鉆井揭示地層厚度一般90～120 m。其底界為“北岔溝砂巖”之底，頂界為“駱駝脖砂巖”之底[4]。

山西組和上覆的石盒子組之間的界線不是很明顯，劃分地層可依據3點：依據厚度;依據測井曲線特征，目前發現絕大多數井的石盒子組底部都發育有底砂巖;自然伽馬值從石盒子組到山西組明顯升高，電阻率值逐漸升到100 Ω·m左右。山西組根據沉積序列和巖性組合可以自下而上的被劃分為山1段、山2段，其中山1段幾乎不含煤層，而山2段煤層普遍存在。

1.2 ?石盒子組地質特征

盒子組總體為三角洲-湖泊沉積環境，厚度約300 m。石盒子組地層頂部和石千峰組的底界以自然伽馬曲線和電阻率曲線特征最為明顯[5]。石盒子組底界為“駱駝脖砂巖”之底，該砂巖的頂部分布有一層“雜色泥巖”，從石千峰組到石盒子組自然伽馬值會略高出一個臺階，電阻率值則會低一個臺階。目前根據巖心及沉積序列將石盒子組分為上下兩段地層。上石盒子組泥巖段電阻率值分布在11～22 Ω·m范圍內，從上石盒子組到下石盒子組電阻率值會呈逐漸上升的趨勢，電阻率曲線呈細小鋸齒狀-齒狀。石盒子組縱波時差曲線呈鋸齒狀或尖峰狀起伏，井徑曲線不規則，存在普遍的擴徑情況。

研究區塊盒8段、山1段和山2段氣藏儲層主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖。砂巖粒徑主要以中粒為主，少量巨粒和粉粒分布，中等分選性。巖石碎屑礦物成分中石英質量分數較高，多數是單晶石英，存在有次生加大或溶蝕現象，其中石英質量分數分布范圍42.5%～87.5%，平均占65.3%，巖屑主要為沉積巖和變質巖，還有少量的云化碎屑巖以及火山碎屑，平均占14.1%，黏土礦物種類有綠泥石、伊蒙混層、伊利石、高嶺石等，其中填隙物主要為各類黏土礦物成分，含有少量的綠泥石和云母，占總量的2.0%～33.5%，平均質量分數12.3%，膠結物主要成分為硅質，還有一些云質和灰質，平均占7.3%。礦物主要膠結類型為孔隙膠結，其他為薄膜式膠結、接觸式膠結和基底膠結，巖心剖片見圖1所示。

該套砂巖儲集層在成巖過程中經歷了壓實、蝕變及溶蝕作用，加之黏土礦物的重結晶等演化過程，巖石原生孔隙大部分遭到破壞，各類溶蝕孔、高嶺石晶間孔等次生孔隙較為發育，占總孔隙的 ? 70%～ 80%，還含有少量的微裂縫以及粒內破裂縫，因此從儲集空間上看，盒8、山1、山2段氣藏屬溶孔-晶間孔型氣藏。

對研究區盒8段、山1段、山2段儲層資料進行分析統計，結果表明，平均孔喉半徑大小分布在0.031～0.401 μm內，中值半徑分布為0.011～0.689 μm，排驅壓力分布范圍在0.631～10.923 MPa。

1.3 ?天然氣性質分析

收集研究區39口井的天然氣，進行組分分析，結果顯示，研究區天然氣組分中C1質量分數分布在61.2%～96.9%，大部分質量分數超過90%;C2質量分數分布在0.021%～1.497%，C3+質量分數分布在0.009%～0.314%，CO2和N2質量分數很少，天然氣相對密度為0.571～0.579，不含凝析油成分，屬于干氣氣藏（表1）。

1.4 ?地層水性質分析

收集研究區31口井的地層水檢驗分析資料，主要水型為CaCl2型，有少量MgCl2型和NaHCO3型。各層之間有較大的礦化度差別，礦化度范圍為 ? ?12 397～204 532 mg·L-1，氯根為7 331～127 643 mg·L-1。氯根值和取水樣的階段、時間有關，當測得水樣總礦化度值明顯低時，可能是壓裂液返排液。測得地層水pH值分布范圍為5.4～7.6，平均pH值為6.6，呈弱酸性。

1.5 ?地層溫壓分析

研究區地層溫度、壓力測試結果顯示，儲層溫度在77～98 ℃，每百米地溫梯度值為2.4～2.7 ℃，不同井區和層位間存在差異，但不明顯。盒8氣藏壓力稍低于正常壓力系統值，壓力系數范圍為0.876～0.897，山西組氣層壓力系統值正常，壓力系數范圍為0.958～0.988，略低于1。

對研究區49口井資料收集結果顯示，盒8層地層壓力范圍為15.319～24.897 MPa，大部分分布在17～19 MPa，溫度范圍為76.43～94.83 ℃，大部分分布在81～86 ℃;山1層的地層壓力范圍為18.431～32.769 MPa之間，主要分布在20～23 MPa，溫度范圍為76.43～102.98 ℃，主要分布在91～98 ℃;山2層的地層壓力范圍為16.143～25.498 MPa，主要分布在19～21 MPa，溫度在79.13～101.83 ℃，主要分布在94～100 ℃。

2 ?分段分簇方法模型

2.1 ?巖石脆性指標計算

隨著儲層壓裂施工的普及和改造規模的增大，巖石脆性評價也成了致密儲層開發的研究重點之一。巖石的脆性是指巖石在受外力作用下，形狀上變形很小即發生破裂的性質，巖石發生永久性的變形或其全變形程度小于3%下的破壞，不發生明顯的塑性變形，發生形變吸收機械能力值小，是一種不可逆的形變。在巖石脆性分析方面，主要有兩種方法：第一種是分別巖石礦物組分為塑性礦物和脆性礦物，通過分別計算各自礦物的組分質量分數，進一步評價目的層整體巖石脆性;第二種是通過巖石力學實驗測量或者測井數據計算儲層巖石動態參數，確定儲層巖石脆性[6-8]。

巖石的力學性質和壓裂縫的產生、延展受巖石礦物成分的影響。常規測井資料可以計算出砂巖、泥巖的體積參數，如需要細分出石英、長石、碳酸鹽巖、黃鐵礦等成分的質量分數，可以通過元素俘獲能譜測井（ECS）和放射性能譜測井（NGS）[9]。在巖石中脆性礦物劃分中，各地區各產層評定標準不一致，但經常將產層易發育裂縫、孔隙溶洞的巖性歸為脆性礦物;一般情況下，巖石礦物成分中富含硅質的致密儲層更易于壓裂施工，而當遇到儲層中黏土質量分數高或者少量硅質夾層，壓裂施工會變得比較困難。本文將研究區礦物組分中石英、黃鐵礦、白云石評定為脆性礦物，將方解石、長石以及黏土礦物、伊利石、高嶺石評定為塑性礦物。

黏土作為一種塑性礦物組分，當其組分質量分數>40%時，隨著質量分數增加巖石脆性指數明顯降低，但眾多經驗表明，當黏土質量分數<40%時，脆性指數與黏土質量分數關系不明顯[10]。

WT1井是2016年在研究區山西組打的一口水平井，于2017年11月對該井進行體積壓裂改造。通過對該井各段施工數據跟蹤，分析尋找地層壓裂施工壓力與礦物組分脆性指數關系。巖性測井系列選擇的是自然電位SP、自然伽馬能譜測井NGS，結合其他測井系列，可以準確計算出目的層泥巖、砂巖質量分數，但不能進一步細化其他礦物組分。將各壓裂段泥巖質量分數與施工破裂壓力作對比，如圖2所示。

2.2 ?縫網能力形成評價

地層水平主應力是影響壓裂施工壓力大小的4個因素之一。差異系數代表最大水平主應力與最小水平主應力的差異大小，其值對裂縫的形態特征影響十分明顯。

以往施工研究表明，如果致密儲層的水平主應力差值小，壓裂過程中壓裂液易于在多個方向上進入改造裂縫中，并形成新的改造裂縫。分析其原因在于，較小的水平主應力差有利于壓裂縫在延伸工程中發生轉向和彎曲，并可產生更多的張性裂縫和剪切裂縫，構建成較為發達的裂縫網絡和滲流通道，達到體積壓裂改造儲層的效果。反之如若僅產生較少幾條主裂縫，則難以實現體積壓裂改造目的，不容易形成復雜的網絡裂縫系統[11]。

本文采用地應力組合彈簧模型（斯倫貝謝模型）來求取水平應力差異值，從WT1井破裂壓力與水平應力差異系數對比圖可以看出，第三段水平應力差異最大，所需的施工壓力也最高，總體來看施工壓力的大小與水平應力差異的值變化不明顯（圖3）[12]。原因在于，在儲層可壓性方面，水平差異系數主要表征的是壓裂施工裂縫的形成縫網能力，對于破裂壓力預測相關性不大。

2.3 ?分段分簇模型

壓裂選段定簇需要考慮多方面的因素，首要是地層本身的含油氣性。壓裂工藝的作用是創造出更多的油氣疏通渠道，如果選錯了地層，再好的壓裂工藝也于事無補。選段定簇的意義是為了使地層更易于改造，使地層建立起更有效的連通性，在儲層段選擇可壓性較高的井段射孔將有利于裂縫的起裂和壓裂縫高度的控制。天然裂縫及井壁誘導縫會影響壓裂作業的破裂壓力，同時天然裂縫還會影響壓裂縫的延展方向及規模，壓裂作業應予考慮。綜合應用巖石力學分析結果、地層評價結果進行詳細的綜合評價，優化壓裂選段定簇設計，能提高壓裂作業的有效性。

通過依據模糊數學評價原理，評價各參數相關系數，并結合地區經驗給定出：儲層含油氣性G的相關系數為0.65，巖石可壓性指數F的相關系數為0.25，縫網能力指數的相關系數K為0.1，得出壓裂選段定簇綜合評價指標公式為：P=0.65G+0.25F+ 0.1K。根據該方法，選取施工井進行計算，劃分壓裂施工段，并選定射孔簇點。

3 ?分段壓裂及效果評價

3.1 ?WT2井壓裂施工

2019年11月1日至2019年11月14日某壓裂隊對WT2井山1層壓裂施工，采用水平分簇射孔+橋塞分離分段壓裂技術與CO2前置增能、滑溜水+線性膠壓裂液完成對其的壓裂改造。壓裂施工14層共用時15天，共下入橋塞13個，工作壓力范圍43～54 MPa，平均壓力為48 MPa，施工最高排量 ?12.0 m3·min-1，最高砂比20%，加砂階段壓力比較平穩。入地總液量（18 331.6 m3+1 129.2 m3送球+酸+頂替）19 460.8 m3，加砂總量952.1 m3，入地總二氧化碳量1 701.7 m3，平均砂比8.85%。

試氣過程采用三相分離器Φ13 mm孔板計量產氣量，井口油壓從16.83 MPa下降到5.53 MPa，套壓從17.36 MPa下降到7.31 MPa，氣流溫度31 ℃，上游壓力1.48 MPa，差壓140 kPa。在地層中部流壓為2.935 MPa（垂深2 435 m）、流溫80.04 ℃的條件下，穩定氣產量為1.475×105 m3·d-1，求產期間累計產氣1.803 02×106 m3，求產期間日產水2.0 m3，累計排液2 780.7 m3，返排率14.1%，計算無阻流量QAOF =1.553×105 m3·d-1。

2019年12月24日關井測壓力恢復，實測壓力恢復終點井底壓力為14.835 MPa（垂深2 435 m），溫度為79.95 ℃。利用試井解釋軟件對壓恢資料進行解釋，計算地層水平有效滲透率為2.26×10-4 μm2，垂直有效滲透率為2.6×10-6 μm2，外推地層壓力為20.24 MPa（垂深2 435 m），表皮系數為-1.247 9。

3.2 ?微地震監測評價改造效果

本次微地震監測選用井中監測，將檢波器下入WT2井周邊WT3井中，檢波器和壓裂位置的距離在297～1 909 m范圍，并對全部共14段壓裂施工進行了微地震井中監測。

共完成監測14段，水平段遠端監測距離太遠（1 638 m），前7段微地震事件波形初至起跳不清晰，能量較弱，監測到的有效微地震事件太少，不能夠準確刻畫出裂縫的走向及幾何尺寸;隨著監測距離越來越近，微地震事件波形初至較清晰，后續各段微地震事件數明顯增多。

WT2井裂縫長度在271～683 m范圍，從近端微地震監測統計結果可以看出，人工縫網的幾何尺寸復雜，壓裂效果明顯;施工壓力與可壓性評價基本相符，簇點選擇合理，整體施工順利（圖4）。

4 ?結 論

壓裂分段分簇模型綜合分析了儲層的含油氣性、脆性指數、形成縫網能力，計算了影響工程施工、單井產量的各重要因素，并取得良好的整體應用效果，下一步可展開該方法的推廣。

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