D油田致密儲(chǔ)層直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)

金 明

（中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

論文之窗

D油田致密儲(chǔ)層直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)

金 明

（中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

隨著油田開發(fā)的不斷深入。剩余儲(chǔ)量資源品質(zhì)變差多為致密儲(chǔ)層，表現(xiàn)為低孔、低滲、排驅(qū)壓力大、滲流能力差、單井產(chǎn)量低，常規(guī)方式達(dá)不到效益開發(fā)要求。通過對壓貢資料研究明確了致密儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，并開展了縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)，探索有效動(dòng)用方式，結(jié)合開發(fā)效果分析，認(rèn)為本井或鄰井有效儲(chǔ)層發(fā)育是縫網(wǎng)壓裂取得成功的前提。

致密儲(chǔ)層；孔喉結(jié)構(gòu)；直井；縫網(wǎng)壓裂；開發(fā)試驗(yàn)

1 地質(zhì)概況

吉林D油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部，從深層泉四段到淺層姚一段宏觀構(gòu)造具有繼承性，總體格局為北北東走向的長軸向斜，向斜東西兩翼不對稱，西翼較陡，東翼較緩。中、新生代以來，該區(qū)長期發(fā)育在盆地沉積、沉降軸線上，地層發(fā)育較齊全，局部發(fā)生過巖漿侵入和火山噴發(fā)。

鉆井資料揭示，鉆遇的地層自下而上為白堊系下統(tǒng)的泉頭組四段、青山口組一段、青山口組二段、青山口組三段、姚家組一段、姚家組二加三段、嫩江組一段、嫩江組二段、嫩江組三段、嫩江組四段、嫩江組五段；白堊系上統(tǒng)的四方臺(tái)組、明水組；第三系的大安組、泰康組和第四系。其中泉四段～嫩江組為連續(xù)沉積。晚白堊世末，受燕山運(yùn)動(dòng)Ⅳ～Ⅴ幕及其以后構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，嫩五段和明二段地層不同程度缺失。

青山口組青一、二段泥巖是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，在松遼盆地南部分布廣泛，大都進(jìn)入成熟階段，青山口組泥巖生成的油氣除自生自儲(chǔ)在高臺(tái)子油層中外，還可以通過斷裂向下運(yùn)移（倒灌）進(jìn)入扶楊油層，向上運(yùn)移進(jìn)入葡萄花油層。嫩江組一、二段也是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，由于其埋深相對較淺，該套烴源巖成熟范圍比青山口組烴源巖小，生成的油氣自生自儲(chǔ)在黑帝廟油層中。

該油田縱向上發(fā)育四套含油層系，包括泉四段扶余油層，青一、青二、青三段高臺(tái)子油層，姚一段葡萄花油層和嫩四段黑帝廟油層，主力含油層系為青一、二段高臺(tái)子油層。

青山口組沉積環(huán)境為三角洲前緣，青一段儲(chǔ)層主要沉積微相為水下分支河道、河口壩；青二段儲(chǔ)層主要沉積微相為水下分支河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩；沉積以西南?？邓岛臀鞑客ㄓ芩悼刂茷橹鳎瑬|南部懷德水系控制作用減弱，砂體由西南向東北減薄。近物源沉積區(qū)主力層砂體連片發(fā)育，砂巖厚度大、儲(chǔ)層物性好，非主力層砂體連續(xù)性差、砂巖厚度小，儲(chǔ)層物性差；沉積前緣主力層砂體連續(xù)性差、砂巖厚度小、儲(chǔ)層物性差，前緣主力層及近源非主力層為致密儲(chǔ)層。

2 儲(chǔ)層物性特征

研究區(qū)青一、二段儲(chǔ)層巖心及物性原油數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析表明，區(qū)內(nèi)孔隙度滲透率分布范圍較大，孔隙度分布在6%～18%之間波動(dòng)，滲透率頻率分布在0.01mD～100mD之間。近物源區(qū)青一段孔隙度分布在9～18%之間，青一段平均為13.5%，青二段平均為12.3%。沉積前緣區(qū)青一段孔隙度分布在6～16%之間，青一段平均為8.8%，青二段平均為8.9%（圖1）。

圖1 青一二段不同沉積位置孔隙度分布直方圖

近物源區(qū)青一段滲透率分布在0.5～100mD之間，青一段平均為7.6mD，青二段平均為5.6mD。沉積前緣區(qū)滲透率分布在0.01～5.0mD之間，青一段平均為0.96mD，青二段平均為0.68mD（圖2）。

圖2 青一二段不同沉積位置滲透率分布直方圖

3 儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)分類

孔隙結(jié)構(gòu)指的是巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關(guān)系，孔喉結(jié)構(gòu)直接影響儲(chǔ)層的滲流能力，了解儲(chǔ)層孔喉的結(jié)構(gòu)對一個(gè)油田開發(fā)方式和井網(wǎng)方式的選擇有很好的指導(dǎo)意義。

一般而言，研究孔隙結(jié)構(gòu)的實(shí)驗(yàn)方法可歸納為兩大類：一類為直接觀測法，包括巖心觀測、鑄體薄片法、掃描電鏡法和圖像分析法；另一類為間接測定法，包括毛細(xì)管壓力法、孔滲分析、X-光衍射分析等。通過壓汞取得的毛管壓力資料是孔隙結(jié)構(gòu)分布定量參數(shù)的重要來源，通過壓汞曲線可以得到孔隙度、滲透率、孔喉半徑、排驅(qū)壓力、中值壓力等許多儲(chǔ)層參數(shù)，這些參數(shù)從不同方面反映了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的好壞。

D油田青一、二段135塊巖心樣品的壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示：排驅(qū)壓力在0.1MPa～41.31MPa，平均為4.85MPa；孔喉半徑在0.01μm～5.33μm，平均為0.98μm；最大孔隙半徑在0.02μm～20.78μm，平均為3.65μm；均質(zhì)系數(shù)在0.017～90.854，平均為為1.0；分選系數(shù)0.35～70.25，平均為6.98；退汞效率在1.04%～57.83%之間，平均為33.52%?？傮w來說該油田物性較差，歪度偏細(xì)，分選較差，孔隙喉道結(jié)構(gòu)特征變化也較大。

毛管壓力曲線表明，喉道半徑大小和分布是影響滲透率的主要因素，喉道半徑越大，排驅(qū)壓力越小，最大進(jìn)汞飽和度越大，而孔隙半徑對其影響較小。當(dāng)喉道半徑小于0.4μm時(shí)排驅(qū)壓力和汞飽和度的變化十分明顯，隨著喉道半徑的增大，排驅(qū)壓力急劇變小，汞飽和度則急劇增大，反之亦然。

根據(jù)巖心樣品壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，對區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層砂巖孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了分類（表1），Ⅰ類和Ⅱa類儲(chǔ)層應(yīng)用直井面積注采井網(wǎng)開發(fā)動(dòng)用，并且取得了良好的開發(fā)效果，Ⅱb類和Ⅲ類儲(chǔ)層局部應(yīng)用常規(guī)開發(fā)方式動(dòng)用，但經(jīng)濟(jì)效益差。

表1 儲(chǔ)層微觀分類參數(shù)表

4 縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是利用儲(chǔ)層兩個(gè)水平主應(yīng)力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，當(dāng)裂縫延伸凈壓力大于儲(chǔ)層天然裂縫或膠結(jié)弱面張開所需要的臨界壓力時(shí)，產(chǎn)生分支縫或凈壓力達(dá)到某一數(shù)值能直接在巖石本體形成分支縫，形成初步的 “縫網(wǎng)”系統(tǒng)；以主裂縫為“縫網(wǎng)”系統(tǒng)的主干，分支縫可能在距離主縫延伸一定長度后又回復(fù)到原來的裂縫方位，或者張開一些與主縫成一定角度的分支縫，最終形成以主裂縫為主干的縱橫交錯(cuò)的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)［8-9］（圖3）。

通過優(yōu)化壓裂施工參數(shù)，縫網(wǎng)壓裂技術(shù)一方面能使儲(chǔ)層形成復(fù)雜縫網(wǎng)，另一方面具有蓄能作用。

辯證評價(jià)人物，是高年級學(xué)生重點(diǎn)訓(xùn)練的內(nèi)容。然而，面對學(xué)生課堂“過淺”的現(xiàn)狀，怎樣有效訓(xùn)練呢？現(xiàn)結(jié)合《景陽岡》的辯論來談。

5 開發(fā)試驗(yàn)效果分析

2015年針對致密儲(chǔ)層開展了7口直井縫網(wǎng)壓裂提產(chǎn)實(shí)驗(yàn)，探索效益開發(fā)途徑，從試驗(yàn)效果上看這7口試驗(yàn)井可分為三類：

第一類為本井儲(chǔ)層物性較好，通過縫網(wǎng)壓裂可實(shí)現(xiàn)大幅度提液增產(chǎn)目的，代表井為QD20-06。

QD20-06井位于H46區(qū)塊西部，2001年1月采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)動(dòng)用青一段13號小層及青三段Ⅻ砂組，壓裂排量為3.8m3/m，加砂量25m3，縫網(wǎng)壓裂前標(biāo)定日產(chǎn)液11.9t，日產(chǎn)油0.7t，含水94.1%，累產(chǎn)液3184t，累產(chǎn)油220t。

2015年5月1日對該井進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂，壓裂層段為青一段7、8、12、13號小層，單層動(dòng)用砂巖厚度2.6～7.2m，儲(chǔ)層聲波時(shí)差220～255μs/m，縫網(wǎng)壓裂排量為7.3～7.8m3/m，壓裂液3465m3，加砂量23m3，壓裂后產(chǎn)液量大幅度提高，日產(chǎn)液52.0t，產(chǎn)油2.9t，含水94.4%，累產(chǎn)液13997t，累產(chǎn)油795t。

第二類為本井儲(chǔ)層物性差，但平面上鄰井發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層（圖4），通過縫網(wǎng)壓裂溝通優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，提高油層動(dòng)用率，大幅度提高單井產(chǎn)能水平，代表井為QX114-36。

圖4 過QX114-36井油藏剖面圖

QX114-36井位于H60區(qū)塊北部，2009年8月采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)方式動(dòng)用青一段7、12、14、15號小層，壓裂排量為4m3/ m，加砂量26m3，縫網(wǎng)壓裂前標(biāo)定日產(chǎn)液1.2t，日產(chǎn)油0.8t，含水33.3%，累產(chǎn)液6490t，累產(chǎn)油3524t。

2015年4月4日對該井進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂，動(dòng)用青二段23號小層、青一段1、3號小層，動(dòng)用單層砂巖厚度0.8～2.4m，儲(chǔ)層聲波時(shí)差205～220μs/m，壓裂排量為3.8～8.2m3/m，壓裂液2658m3，加砂量33.6m3，壓裂后日產(chǎn)液量12.8t，日產(chǎn)油3.1t，含水75.8%，累產(chǎn)液3653t，累產(chǎn)油987t。

第三類為本井儲(chǔ)層物性差及周邊儲(chǔ)層不發(fā)育，試驗(yàn)效果較差，代表井為QX106-42。

QX106-42井位于H60區(qū)塊北部，2009年12月采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)動(dòng)用青一段3、12、14號小層，壓裂排量為3.8m3/m，加砂量24m3，縫網(wǎng)壓裂前標(biāo)定日產(chǎn)液3.2t，日產(chǎn)油0.7t，含水78.1%，累產(chǎn)液8719t，累產(chǎn)油1984t。

2015年5月8日對該井進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂，動(dòng)用青二段20、21、22號小層，青一段3、5、7號小層，動(dòng)用砂巖厚度14.8m，儲(chǔ)層聲波時(shí)差200～225μs/m，壓裂排量為7～11m3/m，壓裂液2191m3，加砂量34.2m3，壓裂后日產(chǎn)液35.0t，產(chǎn)油0.3t，含水99.1%，累產(chǎn)液6397t，累產(chǎn)油31t。

6 結(jié)論

⑴D油田致密儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)主要為Ⅱb類和Ⅲ類，屬于中小孔細(xì)喉，儲(chǔ)層滲流能力差。

⑵本井或鄰井有效儲(chǔ)層發(fā)育，具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)，是縫網(wǎng)壓裂取得較好開發(fā)效果的前提。

⑶縫網(wǎng)壓裂后油井初期產(chǎn)液量和產(chǎn)油量高于相似儲(chǔ)層常規(guī)投產(chǎn)方式，起到大液量蓄能作用。

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