IFEDC 2016563
孙宏亮1，罗珺2，赵绪辰1，张锋1，王瑞1
1.中国石油吐哈油田勘探公司
2.中国石油西部钻探吐哈录井公司，新疆鄯善838202
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HD-PRIDEResearching and Application of Network Fracturing Technology for Tight Oil Reservoir in Santanghu Basin P2t Formation
Sun Hongliang1, Luo Jun2, Zhao Xuchen1, Zhang Feng1, Wang Rui1
1. Exploration Company, Tuha Oilfield Company PetroChina
2. Tuha Mud Logging and Engineering Company PetroChina
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Copyright 2016, Shaanxi Petroleum Society
This paper was prepared for presentation at the 2016 International Field Exploration and Development Conference in Beijing, China, 11-12 August 2016.
This paper was selected for presentation by the IFEDC Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Contents of the paper, as presented, have not been reviewed by the IFEDC Committee and are subject to correction by the author(s). The material does not necessarily reflect any position of the IFEDC Committee, its members. Papers presented at the Conference are subject to publication review by Professional Committee of Petroleum Engineering of Shaanxi Petroleum Society. Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper for commercial purposes without the written consent of Shaanxi Petroleum Society is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied. The abstract must contain conspicuous acknowledgment of IFEDC. Contact email:
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Santanghu P2t formation with complex reservoir lithology and reservoir structure, physical properties,
oil resistance and mechanical properties showed a strong heterogeneity in the distribution, fracturing face technical problems in high stress, high filtration, high ctack distortion, difficult of joints control, etc. Based on the drilling and fracturing data in Santanghu region, the analysis of P2t formation tight oil implementing large volume fracturing applicability were carrying on in geological and engineering. The influencing factors of volume fracturing crack nets formed are proposed, the fracturing technique implementation points are also defined in different conditions. Combined with reservoir characteristics of Santanghu tight oil, the reservoir evaluation fracturing and material preferably before fracturing, technical aspects of the construction process for tight oil horizontal wells volume fracturing technology research method are proposed. A large volume fracturing implementation was carried out with using horizontal wells speed drilled bridge plug. The field application indicated that horizontal well volume fracturing technology greatly improve the single well production, and maximize reservoir using rate. The oil production is much higher than regular fracturing wells.V olume fracturing technology obtained significant effect in tight oil reservoirs, which has a reference to the fracturing development for Santanghu
similar reservoir. It also has some reference value for Tuha Oilfield volume fracturing technology.
Key words:Santanghu basin; tight oil reservoir; network fracturing; fracture network
摘要
三塘湖条湖组储层岩性、储集结构复杂，物性、含油性和力学性质在分布上呈强非均质性，压裂改造面临高应力、高滤失、高缝内扭曲、难控缝等技术难题。依据三塘湖地区以往钻井和压裂的资料，从地质和工程工艺上分析了条湖组致密油实施大型体积压裂的适用性，提出了体积压裂缝网形成的影响因素，明确了在不同条件下的体积压裂技术实施要点。结合三塘湖致密油储层特征，提出了从压前储集层评价、压裂材料优选、施工工艺技术方面入手的针对致密油水平井体积压裂技术研究思路，采用水平井速钻桥塞及实施大型体积压裂。实践表明，采用体积压裂技术能大幅度提高单井产量，最大限度提高储层动用率，体积压裂的单井产能比常规压裂的单井产能要高得多。体积压裂技术在致密油藏应用效果显著，对三塘湖同类油藏压裂改造具有借鉴作用，对吐哈油田致密油藏体积压裂技术的发展也具有一定的参考意义。 关键词：三塘湖；水平井；致密油藏；体积压裂；缝网
一、前言
致密油气藏要实现高效商业化开发，必须采用压裂技术对储集层进行改造。在低孔、低渗、低压等特定条件下，由于储集层基质向裂缝供液能力太差，常规压裂技术仅靠单一压裂主缝很难取得预期的增产效果，因此必须探索研究新型的压裂改造技术，“体积压裂技术”的提出具有深刻意义[1]。国外已将
此技术成功应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，国内也对体积压裂开展了初步研究，部分超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造[2]。体积压裂技术必将逐步成为致密油藏经济有效开发的关键技术。
二、压裂技术概述
体积压裂技术经历了技术探索、启蒙、突破、到现在的大规模应用阶段，对其理解也越来越深刻。体积压裂技术在北美已成熟应用于页岩油气藏的开发中，在我国致密油藏中，由于岩石致密程度增加，岩石的强度和脆性加大，因而在构造应力场的作用下，岩石会不同程度地产生裂缝，常常使裂缝和低渗透储集层相伴生，形成裂缝性低渗透储集层，部分储集层具备了体积压裂的条件，而且也成功实施了体积压裂，但对于体积压裂技术的系统研究，国内尚处于起步阶段[3-4]。致密油藏对体积压裂技术的适应性，是一个长期的研究和探索过程，探索工艺、压裂液和施工参数及压后效果评价[5]。
致密油气的高效开发离不开水平井分段压裂技术，水平井压裂增产技术逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的"体积压裂"的趋势发展，工厂化作业技术成为致密油气低成本开发的模式。由于技术进步和压裂设备的不断更新，水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断技术是致密油气开采的三大关键技术[6-8]。水平井分段压裂技术已经成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段。通过对国内外水平井分段压裂技术的调研和分析，对机械封隔器分段压裂技术、水力喷射分段压
裂技术、裸眼封隔器分段改造技术、可钻桥塞分段压裂技术、液体胶塞分段压裂技术等工艺技术的应用现状和技术局限性给予论述，展望水平井分段压裂改造技术的发展趋势，为国内各油田水平井分段压裂工艺技术的选择提供参考 [9-11]。
三塘湖致密油储层属于低压、低渗、中低孔隙的致密储层，微裂缝比较育，这给储层的压裂改造带来了很大难度，近几年虽在压裂技术上做了调整，采用了乳化压裂、水力喷砂压裂、常规水基压裂等压
裂技术，但压裂效果不是很理想，存在压裂规模小、压裂液返排率低和有效期短等问题，对三塘湖致密油压裂技术的实施，增加单井产能产生了障碍。
三、三塘湖致密油体积压裂技术可行性分析
体积压裂的原理是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，从而提高压裂增产效果和增产有效期。三塘湖条湖组油藏岩性主要为凝灰岩，储集结构复杂，物性、含油性和力学性质在分布上呈强非均质性，压裂改造面临高应力、高滤失、难控缝等技术难题。主要从地质和施工工艺两方面因素来讨论条湖组致密油体积压裂的可行性和适用性。
2.1 地质因素
（1）储层特征有利于形成体积缝网。
三塘湖盆地二叠系条湖组油层平面分布稳定，含油不受构造控制，具有大面积连片特征，储层岩性以凝灰岩为主，矿物成分以含生物屑的晶屑-玻屑沉凝灰岩为主、长石、石英质成分高。凝灰岩储层物性主要受火山灰成分与脱玻化程度的控制，原始玻屑含量：玻屑凝灰岩>晶屑凝灰岩>凝灰熔岩（熔结凝灰岩），研究发现，火山玻璃越富集越容易发生脱玻化，形成的孔隙度越大。表征脱玻化程度的石英结晶度指数、石英含量以及有机碳含量与孔隙度之间呈正相关关系；脱玻化引起石英增加，酸性环境利于石英保存，控制凝灰岩微孔的形成。储集空间以基质微孔、脱玻化晶间微孔、溶蚀微孔（微洞）为主，分布均匀、连通性好。（见图1）
图1 三塘湖盆地马56块条湖组储层岩心扫描电镜微观图像(2100×,4700×)
a.马56，2144.9m ，晶屑凝灰岩。晶屑主要由石英、长石组成，基质由长英质或玻璃质组成 正交偏光100倍；
b.马56，2142.6m ，晶屑凝灰岩。晶屑主要由石英、长石组成，局部碳酸盐岩化 正交偏光100倍；
c. 马55，2267.7m, 玻屑晶屑凝灰岩，晶屑主要由石英、长石组成 铸体薄片正交光200倍；
d.芦1，2548.5m ，富有机泥纹火山岩尘沉凝灰岩，长石晶屑溶蚀，晶屑主要由石英、长石组成 单偏
光50倍
致密油储层总体表现为低压、低渗透率、中孔隙度、高含油饱和度特征，储层岩心孔隙度7.02%-19.13%，渗透率0.14-2.7×10-3µm 2
，压力系数0.53-0.89，地温梯度2.8℃/100m （见表1）。
表1 三塘湖致密油岩芯物性参数表
半自形长石晶屑
碳酸盐岩化颗粒 自形-半自形长石晶屑
它形石英晶屑
它形石英晶屑
晶屑
a
b
c
d
二叠系条湖组油层吼道细小，储层中的粘土主要成分为高岭石，其次为绿泥石，伊利石和伊蒙混层含量较低，绿蒙混层含量较高，常规的冻胶压裂液对储层伤害率较大，极易造成对储层的二次污染（见表2）。要形成体积压裂路线，需要研究适用于本区致密油储层的新型压裂液体系。
表2 压裂液岩芯伤害实验数据表
区域上已钻井二叠系条湖组成像测井资料裂缝处理解释证实，储层天然裂缝较为发育，例如，马56井条湖组32m厚度目的层共发育低角度裂缝和斜交缝20条，以低角度缝为主，裂缝走向为北西—南东向。以低角度为主的裂缝，易造成裂缝复杂，但有利于形成网状裂缝、提高SRV；同时，结合地应力方向，人工裂缝与天然裂缝以垂直正交为主，有利于穿过天然裂缝、增大裂缝与油藏接触面积。
（2）岩石力学特性分析认为，储层符合形成体积改造的必要条件。
岩石力学性质如杨氏模量和泊松比等在压裂设计中直接影响到造缝的几何形状、施工压力、裂缝垂向增长等，所以获得准确的岩石力学性质是压裂工程研究的基础。区域上马55、马56、芦1井计算的岩石力学及破裂压力参数为，杨氏模量>24000 MPa，泊松比<0.24（表3）。依据岩石机械力学参数和全岩矿物含量分析表明，其地质力学特性表现为，不易发生塑性形变的脆性岩石（高杨氏模量、低泊松比，从而极易形成剪切缝，即具有自我支撑特性的裂缝），且最大主应力和最小主应力差值为6.1-6.9 MPa。根据全应力应变曲线测试结果（见图2）、单轴压缩后岩石破坏图（见图3）分析得出，储层脆度较高，地应力差、杨氏模量和泊松比符合形成体积改造的必要条件。
表3 条湖组岩石脆度评价结果表
注：脆度1为根据全应力应变曲线确定；脆度2为根据动态弹性力学参数确定。
图3 全应力应变曲线测试结果图（从左至右分别为马56、马55及芦1井）（3）储层脆度评价分析，条湖组储层具备形成体积裂缝的条件。
岩石矿物成分与缝网形成的难易程度可用脆性指数来表示，储层岩性具有显著的脆性特征是实现缝网改造的物质基础，同时脆性特征是表征形成复杂缝网难易程度的关键参数。脆性指数的概念融合了泊松系数和杨氏模量的双重含义，也可以用岩石中的脆性矿物质（石英等硅质矿物和碳酸盐矿物）所占比
例表示。岩石中的脆性矿物质含量越高，脆性指数越大；岩石的综合杨氏模量越大，泊松比越小，脆性指数越大，越容易产生剪切裂缝，进而容易形成缝网。不同储集层的矿物组分差异较大，使用的改造技术和液体体系各不相同。
对三塘湖地区条湖组储层岩心做了岩石脆度实验分析，同时采用岩石脆性评价，岩石矿物法（石英含量）计算条湖组脆性指数，脆性矿物（石英）含量达50%，具非常高的脆性矿物和很低的粘土矿物含量，脆度实验结果表见表3，可以看出，岩心脆度最大为0.54，脆度较高，储层具有显著脆性特征。
制吴茱萸图4 单轴压缩后岩石破坏形态图（从左至右分别为马56、马55及芦1井）影响体积压裂缝网形成的因素还有地应力的各向异性、沉积相变等。地应力各向异性越强，越易形成窄缝网，在主裂缝两侧不易形成分支裂缝，更不利于形成复杂缝网；相反，当地应力各向异性较弱时，体积压裂容易形成宽的缝网，改造体积扩大。本区储层的应力大小及方向易形成复杂缝网，能满足体积压裂。
2.2 工程工艺技术因素
（1）条湖组致密储层裂缝发育，以往的压裂规模小，储层很难得到有效的改善。天然裂缝比较发育，压裂液漏失较大，液体效率低，受到成本的限制，以往的设计压裂规模小，不利于主裂缝的形成，大幅度提高渗流体积难度较大。
而目前一般常规压裂后，虽然初期产量高，但产量下降较快，有效期短，稳产比较困难。依据马55井、马56井、芦1井压裂改造实践，加深认识了该区块构造P2t层段储层特性。储层天然裂缝发育，存在明显滤失，裂缝形态复杂，岩石致密、瞬时停泵压力较高，构造应力明显。马55井、马56井在排量4.5-5.0m3/min的条件下，裂缝垂向延伸得到有效控制（套前套后XMAC各向异性对比分析结果），压后取得一定增产效果，均获得工业油流，但突出表现为初产高、下降快，有效期短，平均24天。
（2）以往致密油水平井的压裂工具比较单一，不适合大规模压裂的需要，三塘湖致密油水平井压裂工具主要是裸眼封隔器，但是在出现封隔器窜、砂堵、压裂端口无法打开等问题时，处理起来比较困难或无法解决，风险较大。近些年大规模压裂技术和压裂工具在国内其他油田成功应用，为三塘湖地区实施大型体积压裂提供了借鉴。目前水平井选用的压裂工具能够满足当前大型体积压裂需要。
四、致密油水平井体积压裂技术优选研究
3.1 技术思路确立
天然裂缝状况及能否产生复杂缝网，是实现缝网改造的前提条件，即：①岩石力学特性是确定压裂是否能够形成体积改造的关键；②天然裂缝的发育状况，是否产生复杂网状缝，是实现缝网改造的基础。针对区块条湖组以往获得工业产能油井来看，产油量与天然裂缝的发育程度直接相关，为极大提高单井产量，针对天然裂缝较为发育、储层水平应力差具备应力转向的条件、同时岩心脆性较为明显
的特点，水平井储层改造以极大扩大渗流面积，实现各级裂缝的有效支撑，从而极大提高储层改造体积（SRV），达到该井的高产稳产的目标。
依据该区块以往获得工业产能的油井分析，该区块井产油量与天然裂缝的发育程度直接相关，因此要求水力压裂能够扩大有效改造体积，这就需要采用大规模压裂及精细压裂。通过对邻井地质油藏评价、压裂施工及压后排采分析，结合本区域井的完井特点、钻遇油层情况及储层测录井解释、油藏认识，确定了马56块压裂的主体设计思路和技术路线（表4）。因此，形成以下储层改造主体思路：采取低浓度瓜尔胶体系，并采用滑溜水+弱交联液+交联复合压裂液的复合压裂工艺，从而实现高产和稳产。
圆钢加工
