鸭西白垩系主要目的层K1g1岩性以灰色含砾不等粒砂岩、细砾岩与灰色泥岩、白云质泥岩为主, 渗透率0.5-2.0m D, 孔隙度6-10%, 储层砂泥岩不等厚互层, 岩性较复杂, 非均质性较强, 水平层理、溶蚀孔洞较发育, 为低孔低渗储层。
鸭西1井K1g1段岩心岩石力学实验结果表明:储层岩石模量30310MPa, 泊松比0.14;隔层岩石模量39210MPa, 泊松比0.19;岩石孔隙弹性系数小, 抗压强度高, 反映岩石“硬”性特征。
鸭西1井改造段4072.0-4092.0m, 层位K1g1, 于2005年10月进行压裂施工, 施工排量1.0-1.4m3/min, 施工压力96.0-99.0MPa, 泵入胍胶压裂液64m3, 加粉陶2m3, 粉陶进入地层初期压力小幅下降, 但很快又重新上升, 达到井口和设备的承压极限, 停止加砂, 停泵压力78MPa, 裂缝延伸梯度0.0289MPa/m, 高于上覆地层压力, 水平缝参与扩展, 裂缝形态复杂, 且裂缝对砂比敏感, 加砂困难, 无法实现压裂施工。
鸭西104井小型压裂测试井段:4038.0-4040.0m, 层位K1g1, 射孔参数:89枪、102弹、16孔/m、相位角60°进行打压常规射孔;射孔后采用机抽求初产:日产液1.5m3/d, 日产油1.5m3/d, 含水痕迹。
2016年3月采用活性水压裂测试, 试挤开泵压力迅速上升, 共试挤活性水5次, 均超压停泵, 最高泵压102.8MPa, 试挤排量0.48m3/min, 后三次试挤入井液量分别为0.2m3、0.8m3、0.9m3, 地层进液困难。通过平方根、双对数、G函数分析认为: (1) 诊断曲线均显示有水平缝开启特征; (2) 曲线特征显示净压力高达8-13MPa/m, 裂缝扩展困难; (3) 最小主应力梯度达0.0323MPa/m, 明显超过上覆压力梯度0.026MPa/m; (4) G函数曲线后期无明显压力降落阶段, 反映储层致密。
针对鸭西白垩系应力异常偏高, 破裂压力高, 岩石“硬”等特征, 进行压裂技术攻关, 制定了相应的技术对策:
(1) 地质与工程相结合, 为满足地质需要, 以储层改造为导向, 在钻井完井时采用更高等级的套管完井, 为进一步提高压裂施工压力等级提供了先决条件。
鸭西白垩系钻井完井时油层套管多采用TP155v套管完井, 该套管参数为139.7mm×11.51mm, 抗内压146MPa, 压裂施工时, 可配备140MPa压裂井口, 采用完井套管压裂, 在提高施工压力等级的同时, 提高施工排量, 减少加砂风险, 适当提高施工规模。
(2) 采用超深穿透定向补射孔, 进一步优化射孔层段及厚度。
针对鸭西白垩系完井时采用高钢级的TP155v套管完井, 普通射孔弹穿深有限, 且储层水平层理发育, 不易形成主裂缝, 采用超深穿透定向射孔, 在增加射孔穿深的同时, 定向射孔可有效的诱导主裂缝的形成, 降低地层破裂压力。
鸭西104井地层走向为北西-南东方向, 天然裂缝产状与地层产状一致, 反映层间缝发育, 测井资料解释最大主应力方向为北东-南西向。优化的射孔方案为:枪型为102定方位枪、弹型为102超深穿透射孔弹、孔密为16孔/m、射孔方位沿最大主应力方向;同时将原射孔厚度2.0m增加至9.0m, 采用油管传输射孔。
(3) 采用前置酸预处理, 解除近井地带地层伤害, 降低地层破裂压力;
胥云等在川中异常高应力裂缝性气藏加砂压裂中采用前置酸预处理措施有效的降低了地层破裂压力, 借鉴该措施, 鸭西104井通过岩石矿物组分分析及溶蚀实验优选酸液体系 (见表1) , 采用土酸作为前置预处理酸。
(4) 优化压裂施工设计, 确保压裂施工的顺利进行。
液体体系的选择:鉴于鸭西白垩系完井套管及压裂井口压力等级的升级, 液体体系采用常规的高温胍胶压裂液体系, 避免使用加重压裂液, 减少对储层的多次伤害。
施工排量的优化:压裂施工采用完井套管压裂, 尽量减少液体管路摩阻, 根据测试压力最高达103MPa仍未压开地层, 折算井底最小破裂压力梯度0.035MPa/m, 预测井口不同排量下的施工压力 (见表2) , 为安全施工起见, 优化主压裂施工排量3.0-5.0m3/min, 此时对应的井口压力103.3-106.6MPa。
支撑剂的优化:鉴于压裂测试未压开的情况, 采用保守的加砂规模, 优化加砂30m3, 主体采用40/70目陶粒, 尾追30/50目陶粒, 确保裂缝导流能力的同时, 降低加砂风险。
鸭西104井压裂前12h采用连续油管将20.0m3土酸替至射孔段, 主压裂采用低排量 (0.6-1.2m3/min) 挤酸;挤酸结束逐步提排量至4.2m3/min, 段塞及连续加砂阶段压力相对较平稳 (103.3-108.3MPa) , 最高砂比达23.2%, 完成入井总液量655.8m3, 总砂量41.3m3, 停泵压力104.4MPa, 测压降11.3MPa/60min。压后机抽通过调参日产液13.8m3/d, 产油11.0m3/d, 含水20%, 获得了工业油流。
摘要：鸭儿峡鼻状构造为青西凹陷两大含油气单元之一, 处于凹陷内油气向东主运移通道上, 已发现白垩系油藏。鸭西白垩系存在下沟组K1g2+3、K1g1、K1g0和赤金堡组K1c四套成藏组合, 为构造岩性油藏, 是一个受构造岩性控制的多层组含油分布区。主要目的层K1g1含油砂体横向对比好, 分布稳定, 岩性主要为灰色含砾不等粒砂岩、细砾岩与灰色泥岩、白云质泥岩不等厚互层, 岩性较为复杂;储层基质渗透性差, 不压裂无法获得工业油流, 但地层受多次构造运动逆断层挤压, 构造应力异常偏高, 导致压裂施工时破裂压力、施工压力高, 甚至压不开地层, 无法实现加砂。因此有必要对异常难压储层成因进行分析, 借鉴国内部分油田异常难压储层施工经验, 找出相应的处理措施, 为实现高效勘探开发提供技术支撑。本文针对鸭西104井在小型压裂测试过程中压不开导致压裂测试无法进行的情况, 提出合理的技术对策, 使后续的压裂施工得以顺利进行。
关键词：白垩系,高应力储层,储层改造
[1] 翁定为, 张庆九, 郑力会.鸭西区块异常高应力储层加砂压裂探索与实践[J]石油天然.气工程, 2014.36 (8) :121-124.
